RECOPILACIÓN INFORMACIÓN CENTROAMÉRICA Y REPÚBLICA DOMINICANA 2014

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1 RECOPILACIÓN INFORMACIÓN CENTROAMÉRICA Y REPÚBLICA DOMINICANA 2014 Guatemala, Julio del

2 GUATEMALA 2

3 GUATEMALA 1. Sector Eléctrico 1.1. Estructura del Sector Eléctrico en Guatemala La reforma del Sector Eléctrico en Guatemala se inició con la emisión de su Marco Legal establecido en la Ley General de Electricidad (Decreto del Congreso de la República de Guatemala) promulgada el 15 de noviembre de 1996). Posteriormente se emitieron el Reglamento de la Ley General de Electricidad (Acuerdo del 2 de abril de 1997) y el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista AMM- (Acuerdo del 1 de junio de 1998). A partir de esas fechas se han emitido Normas Técnicas de Transmisión y Distribución, Normas de Coordinación Comercial y Operativa y procedimientos técnicos que complementan el Marco Regulatorio. Los principios generales de la Ley General establecen la libertad de la instalación de centrales generadoras, las cuales no requieren de autorizaciones por parte del estado, salvo las establecidas en la Constitución de la República y las Leyes del País, incluyendo las referidas a medio ambiente, protección a las personas, a sus derechos y sus bienes. Así mismo el uso de bienes del Estado requerirá la respectiva autorización del Ministerio de Energía y Minas-MEM- cuando la potencia de la hidroeléctrica sea mayor de 5 Mw. El transporte y la distribución de electricidad son regulados y sujetos a autorización cuando utilizan bienes de dominio público. En relación a las tarifas de peaje son reguladas cuando no hay acuerdo entre las partes y las tarifas de distribución final están sujetos a regulación y son calculadas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. La Reforma redefinió y separó las funciones las funciones normativas, regulatorias, administrativas y empresariales del Subsector Eléctrico. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) es el órgano del Estado responsable de formular y coordinar las políticas, planes del Estado, programas indicativos relativos al Subsector Eléctrico y aplicar esta Ley y su Reglamento. Las funciones regulatorias y normativas son funciones de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), el cual es un órgano técnico del MEM con independencia funcional para el ejercicio de sus atribuciones. La CNEE además determina los precios y calidad de la prestación de los servicios de transporte y distribución sujetos a autorizaciones y debe asegurar las condiciones de competencia en el Mercado Mayorista de Electricidad. La administración y operación del Sistema Nacional Interconectado está a cargo del Administrador del Mercado Mayorista de Electricidad AMM-, el cual es un Ente de 3

4 carácter privado y cuyas funciones son la coordinación de la coordinación y despacho del Sistema Eléctrico Interconectado, el establecimiento de precios de mercado de corto plazo, llevar a cabo las transacciones de compra y venta en el mercado mayorista y garantizar la seguridad y el abastecimiento de Energía Eléctrica. Los productos y servicios que se compran y se venden en el Mercado Mayorista son Potencia Eléctrica, Energía Eléctrica, Servicios de Transporte de Energía Eléctrica y Servicios Complementarios para el buen funcionamiento y calidad del Sistema Eléctrico. Derivado de la Reforma se estableció una nueva estructura a partir de la segmentación de la industria eléctrica en cuatro actividades principales: generación, transmisión, comercialización y distribución. Con la Reforma se privatizó la mayoría de la distribución y en forma parcial la generación. Por el lado de la oferta (producción) la apertura es total, mientras que por el lado de la demanda (consumidores) la apertura está limitada a los grandes usuarios. En consonancia con los cambios mencionados anteriormente, se establece la apertura de las redes de transmisión, subtransmisión y distribución, así como la conformación del Mercado Mayorista al cual concurren compradores y vendedores para realizar operaciones de corto plazo y conciliar las transacciones efectuadas. El diseño y concepción del Mercado rige su intercambio mediante el Mercado de Contratos a Término o de futuros y el Mercado de Oportunidad o spot. Los agentes tienen libertad de adquirir sus requerimientos de potencia y energía (o la colocación de su producción) con todos los otros agentes. Las distribuidoras deben de garantizar en el Mercado a Término el suministro a sus usuarios regulados. La Reforma llevada a cabo y las estructura implementada en el subsector eléctrico tienen por objetivo promover la participación privada, fomentar la competencia y los mecanismos de mercado, estimular el incremento del sector eléctrico, aumentando la oferta, la demanda y la cobertura eléctrica, al tiempo que se reduce la participación del Estado en el subsector. De esta forma, el Mercado de Electricidad ha evolucionado desde un sistema centralizado dominado por un monopolio estatal hacia un sistema de Mercado Mayorista abierto. De acuerdo a datos del Ministerio de Energía y Minas de Guatemala el índice de cobertura eléctrica a nivel nacional al 2014 es de 89.6% Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad La demanda máxima de potencia, en el año 2014, fue de 1,636 MW es decir, hubo un crecimiento de 72 MW (4.6 %) con respecto al año anterior. En cuanto al intercambio de energía con El Salvador siempre había sido favorable a Guatemala, con un valor máximo neto, entre exportaciones e importaciones, de 718 GWh 4

5 en el año En el año 2014 hubo GWh de exportaciones y las importaciones fueron de GWh principalmente de México. DEMANDA HISTÓRICA GUATEMALA Año Población Miles Habitantes PIB (BASE 1958) Millones Quetzales PIB (BASE 2001) Millones Quetzales Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de Carga GWh MW PU ,908 3,390 2, ,117 3,514 2, ,331 3,684 2, ,550 3,828 2, ,775 3,983 3, ,004 4,180 3, ,236 4,303 3, ,471 4,491 4, ,713 4,715 4, ,963 4,897 4, ,225 5,074 5,352 1, ,504 5, ,978 5,645 1, ,791 5, ,661 6,005 1, ,087 5, ,525 6,295 1, ,390 5, ,458 6,677 1, ,701 5, ,722 6,911 1, , ,691 7,355 1, , ,705 7,805 1, , ,840 7,846 1, , ,949 7,921 1, , ,348 8,138 1, , ,931 8,479 1, , ,947 8,734 1, , ,858 8,949 1, , ,268 9,291 1, Fuente: Administrador del mercado Mayorista Banco Guatemala Instituto nacional de Estadística 5

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7 1.3 Balance de oferta y Demanda 2014 La producción nacional en el año 2014 fue de GWh, es decir, aumentó 5.2% con respecto al 2013 y las importaciones, principalmente de México, fueron de GWh. En el 2014 la producción se comportó de la manera siguiente: a. La participación privada correspondió al % y 24.4 % al sector Público. b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó 65.1 %, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 34.9 %. c. El INDE ha permanecido como principal productor individual del sistema generador con una generación de 2,512.9 GWh (99.9% hidroeléctrica; 0.1% hidrocarburo) d. Los generadores privados aportaron GWh, incluyendo GWh de Generación distribuida e. Las exportaciones fueron de GWh, que representa un crecimiento del 68 % respecto al año anterior. Producción Nacional Pérdidas GUATEMALA BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 Oferta Interna Consumo Importación Exportación

8 1.4 Descripción General del Sistema Nacional Interconectado Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 4, Bunker 1, Carbón 1, Biomasa 1, Vapor Geotérmico Solar Diesel Importaciones Total 10,

9 1.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 4, Biomasa 1, Vapor Geotérmico Hidrocarburos 3, Solar Total 10,

10 1.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública 2, Producción Privada 7, Total 10,

11 El SALVADOR 11

12 EL SALVADOR 2. Sector Eléctrico 2.1. Estructura del Sector Eléctrico en El Salvador La reforma del sector eléctrico en El Salvador se originó con la aprobación de la ley de creación de la superintendencia general de electricidad y telecomunicaciones (SIGET) el 6 de septiembre de 1996 y su ley general de electricidad (Decreto No. 843) del 21 de octubre de En su inicio la función normativa de parte del estado no fue considerada necesaria. La estructura del sector eléctrico se segmentó en generación, transmisión, distribución y comercialización. En principio quedó prohibida la reintegración vertical, restricción que algunas empresas lo salvan formando empresas mercantiles separadas. En lo que se refiere a la demanda El Salvador se propuso llevar la competencia hasta las ventas al minorista conectado a las redes de baja tensión. La ley prevé el fomento del acceso al suministro eléctrico para todos los sectores de la población y la protección de los derechos de los usuarios pero no establece metas concretas para las distribuidoras. Tampoco establece el destino de los fondos de las privatizaciones, solamente se prevé que parte de ellos se debe utilizar para cubrir inversión publica-social. Dentro de su política se establecía la disminución paulatina de los subsidios, los cuales a la fecha se mantienen a través de la intervención de CEL en la formación del precio spot y subsidios a las tarifas. La función normativa del sector fue emitida en el 2001 y asignada a la Dirección General de Electricidad (DGE) del Ministerio de Economía, la función regulatoria la realiza la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET). La transmisión está a cargo de la Empresa de Transmisión de El Salvador, S. A. de CV (ETESAL), perteneciente a CEL. El mercado mayorista está administrado por la Unidad de Transacciones, S.A. de CV (UTE). La distribución las realizan cinco empresas privadas. A pesar de que la regulación otorga libertad a los agentes, de declarar precios y no costos, la CEL ha mantenido en los últimos años, la intervención mediante la declaración de precios de sus plantas generadoras, las cuales son dominantes en el mercado. Otro aspecto a comentar es que la entrada de nuevos agentes ha sido muy poca, lo cual se ha traducido en una escasa competencia, registrando en el año 2000 precios muy altos, interviniendo CEL en el establecimiento de los mismos. El índice de electrificación en el 2014 de El Salvador a es de 93.7 % 12

13 2.2. Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad de El Salvador La demanda máxima de potencia, en el año 2014, fue de 1035 MW es decir que creció 31 MW (3.0%) con respecto al año anterior. En cuanto al intercambio de energía el monto neto máximo obtenido a la fecha ha sido, como importador de 696 GWh en el año El intercambio neto para el 2014, fue importador de GWh (exportación GWh e importación de GWh). DEMANDA HISTÓRICA EL SALVADOR Año Población PIB (Dólares Corrientes) Millones Dólares Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de Carga Miles Habitantes GWh MW PU ,995 1, ,325 2, ,722 3, ,938 13,134 4, ,960 13,813 4, ,982 14,307 4, ,005 15,047 4, ,027 15,798 5, ,049 17,094 5, ,071 18,551 5, ,093 20,105 5, ,116 21,431 5, ,138 20,661 5, ,183 21,418 5, ,205 23,139 5, ,227 23,864 6, ,289 24,260 6, , ,328 25,200 6, ,

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15 2.3 Balance de Oferta y Demanda 2014 La producción de El Salvador en el año 2014 fue de 5,876.7 GWh es decir, disminuyó 1.0% con respecto al En el 2014 la producción se comportó de la siguiente manera: a. La participación privada correspondió al 73.5% y el 26.5% a la pública. EL SALVADOR BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó el 53.3 %, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 46.7 %. Producción Nacional Oferta Interna Bruta Importación c. Los generadores privados aportaron 4,752 GWh, (73.52%) * Pérdidas Exportación ** Consumo * No incluye Perdidas negras ** Incluye Perdidas Negras 15

16 2.4 Descripción General del Sistema Nacional de El Salvador Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 1, Bunker Biogas Biomasa Eólico Vapor Geotérmico 1, Diesel 2, Importaciones Total 6,

17 2.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hìdricos 1, Biomasa Vapor Geotérmico 1, Eólico Hidrocarburos 3, Total 6,

18 2.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública 1, Producción Privada 4, Total 6,

19 HONDURAS 19

20 HONDURAS 3. Sector Eléctrico 3.1. Estructura del Sector Eléctrico en Honduras Antes de su reforma Honduras operaba bajo una organización de integración total y vertical. Su reforma se inició con la aprobación de la Ley Marco de Electricidad (Decreto No , Ley Marco del Subsector Eléctrico del 26 de noviembre de 1994) y reglamentada tres años después (1998). En lo que refiere a la compra de energía, Honduras ha establecido un comprador único. Las empresas generadoras privadas son remuneradas de acuerdo con las condiciones establecidas en los contratos de compra-venta de energía con la ENEE. La integración de las tarifas deben reflejar el costo marginal de suministro y el VAD. El gobierno a través de ENEE subsidia las tarifas a usuarios residenciales, directamente en el establecimiento de las tarifas En Honduras la ley establecía la privatización de la distribución sin embargo está nunca se llegó a realizar. Las funciones normativas las realiza el Gabinete Energético (GE) y la Secretaría de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA); la regulación está a cargo de la Comisión Nacional de Energía. La función empresarial está a cargo de ENEE que es una institución estatal y verticalmente integrada. Existen en Honduras productoras privadas cuya generación es comprada por ENEE como comprador único. 20

21 3.2 Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad de Honduras La demanda máxima de potencia, en el año 2014 fue de 1,383 MW es decir, hubo un crecimiento de 46.7 MW (3.4%) con respecto al año anterior. En cuanto al intercambio de energía Honduras con Centro América ha sido en la mayoría de los años importador, con un valor máximo de GWh en el año En el año 2014 la importación fue de GWh. El índice de electrificación en el 2014 de Honduras es de 82.2 % DEMANDA HISTÓRICA HONDURAS PIB (Dólares Corrientes) Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de Carga Población Año Miles Habitantes Millones GWh MW PU ,186 1, ,879 1, ,654 2, ,363 7,104 4, ,530 7,566 4, ,695 7,775 4, ,861 8,140 4, ,028 8,772 5, ,197 9,672 5, , ,367 10,758 6, , ,538 12,236 6, , ,713 13,953 6, , ,894 14,588 6, , ,080 15,839 6, , ,228 17,703 7, , ,380 18,549 7, , ,555 18,498 7, , ,725 19,506 8, ,

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23 3.3 Balance de Oferta y Demanda 2014 La producción de Honduras en el año 2014 fue de GWh es decir, disminuyó 0.5 % con respecto al En el 2014 la producción se comportó de la siguiente manera: a. La participación privada correspondió al 76.1 % y el 23.9 % a la ENEE. b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó el 39.2 %, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 60.8 %. Producción Nacional HONDURAS BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 Oferta Interna Bruta Importación c. Los generadores privados aportaron 6,142.8 GWh (76.1 %) * Pérdidas Exportación 0.0 **Consumo * No incluye Perdidas negras ** Incluye Perdidas Negras 23

24 3.4 Descripción General del Sistema Nacional Interconectado Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 2, Bunker Carbón Gas Biomasa Eólico Geotérmico Diesel 4, Importaciones Total 8,

25 3.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 2, Biomasa Geotérmico Eólico Hidrocarburos 4, Total 8,

26 3.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública 1, Producción Privada 6, Total 8,

27 NICARAGUA 27

28 NICARAGUA 4. Sector Eléctrico 4.1. Estructura del Sector Eléctrico en Nicaragua Antes de su reforma la organización eléctrica de Nicaragua operaba con integración total. Todas las funciones estaban concentradas en el Instituto Nicaragüense de Energía (INE), con categoría de ministerio y tenía atribuciones para todo el sector de energía. En Nicaragua las reformas mayores se iniciaron a finales de 1994 con la separación de las funciones regulatorias y empresariales. Se creó la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) mediante el decreto No del 1ro de noviembre de 1994; se realizaron reformas a la ley orgánica del INE en junio de 1995 (Decreto No ) y más adelante en El sistema de transmisión quedó como una empresa perteneciente al estado. Y las funciones de administrador del mercado mayorista y despacho de carga quedaron dentro de una unidad especializada de la empresa de transmisión. En lo que respecta al suministro de energía a sus usuarios regulados, ésta debe ser garantizada por los distribuidores mediante contratos a término. Las tarifas están estructuradas para que reflejen los costos de energía más el valor agregado de distribución (VAD). En lo que se refiere a la electrificación rural, la ley asigna a la Comisión Nacional de Energía (CNE) la responsabilidad de incrementar la electrificación en el área rural, asignando recursos a través del estado. Desde el 2000 a través del Fondo para el Desarrollo de la Industria Eléctrica (FODIEN) se han establecido subsidios a las tarifas. Actualmente la función normativa la realiza la Comisión Nacional de Energía; la función regulatoria la realiza el Instituto Nicaragüense de Energía (INE). Existen dos empresas de generación estatales y nueve empresas de generación privada. La transmisión está a cargo de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica, S.A. (ENTRESA) y la operadora del sistema y mercado es el Centro Nacional de Despacho y de Carga (CNDC) la cual es una unidad especializada de la empresa transmisora ENTRESA. El índice de electrificación de Nicaragua a finales del 2014 es de 77.9 %. 4.2 Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad. La demanda máxima de potencia, en el año 2014, fue de MW es decir, un crecimiento de 16.0 MW (2.5%) con respecto al año anterior. 28

29 En cuanto al intercambio de energía Nicaragua ha sido eminentemente importador, con un valor máximo neto, entre exportaciones e importaciones, de 187 GWh en el año La Importación en el 2014 fue de GWh y la exportación de 49.0 GWh. DEMANDA HISTÓRICA NICARAGUA PIB (Dólares Corrientes) Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de carga Población Año Miles Habitantes Millones GWh MW PU ,400 1, ,824 1, ,427 1, ,106 3,938 2, ,182 4,102 2, ,252 4,026 2, ,320 4,101 2, ,387 4,465 2, ,457 4,872 2, ,530 5,294 2, ,603 5,726 2, ,669 6,627 3, ,737 6,481 3, ,805 6,715 3, ,905 7,077 3, ,992 7,445 3, ,080 7,722 3, ,100 8,402 3,

30 30

31 4.3 Balance de Oferta y Demanda 2014 La producción de Nicaragua en el año 2014 fue de 3,975.5 GWh, la cual creció 5.8% con respecto al 2013 (3,744.7 GWh). En el 2014 la producción se comportó de la siguiente manera: NICARAGUA BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 a. La participación privada correspondió al 91.0 % y el 9.0 % a las empresas públicas. Producción Nacional Importación b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó el 52.0%, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 48.0%. * Pérdidas Oferta Interna Bruta Exportación 49.0 c. Los generadores privados aportaron 3, GWh (91.0%) ** Consumo * No incluye Perdidas negras ** Incluye Perdidas Negras 31

32 4.4 Descripción General del Sistema Nacional Interconectado Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos Eólico Bunker 1, Gas Biomasa Geotérmico Diesel Importaciones Total 3,

33 4.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos Biomasa Geotérmico Eólico Hidrocarburos 1, Total 3,

34 4.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública Producción Privada 3, Total 3,

35 COSTA RICA 35

36 COSTA RICA 5. Sector Eléctrico 5.1. Estructura del Sector Eléctrico en Costa Rica La participación privada en Costa Rica se inició con la aprobación de dos leyes en 1990 y 1995 las cuales autorizaron su participación. Sus reformas al sector eléctrico fueron complementadas con la transformación del Ente Regulador en una institución reguladora multisectorial autónoma. Costa Rica es el único país en Centroamérica y Panamá que sólo ha realizado reformas menores. El objetivo de su reforma fue atraer inversiones debido a las limitaciones del ICE para obtener financiamiento derivado de los compromisos macroeconómicos del gobierno establecidos en los programas de ajuste estructural. Las leyes que permiten la participación privada establecen un techo de su participación y autoriza al ICE a contratar el equivalente hasta 20% de la capacidad instalada de Costa Rica. El ICE actúa como comprador único mediante un esquema de precios regulados. Las tarifas eléctricas también son reguladas y publicadas por el Ente Regulador. Para contratos privados con centrales mayores de 20 megavatios se establecen plazos de contratos hasta de 20 años y se ejecutan mediante licitaciones públicas. Adicionalmente la ley protege a los inversionistas locales, los cuales deben aportar como mínimo el 35% de la inversión total. El Ente Regulador está dotado de personería jurídica, patrimonio propio y autonomía técnica y administrativa. En costa Rica las tarifas son establecidas por el Ente Regulador y son revisadas a solicitud de las empresas prestatarias del servicio, de acuerdo a las normas establecidas por el regulador. La ley no hace referencia directa a los subsidios pero indirectamente lo permite a través de sus pliegos tarifarios. En lo que se refiere a recursos renovables la ley de generación autónoma o paralela establece que los productores deberán utilizar como fuente primaria la hidroelectricidad, la geotermia, la energía eólica y cualquier otra fuente no convencional. La estructura de la industria eléctrica en Costa Rica es verticalmente integrada. La función normativa la establece el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE); la función regulatoria está instituida a través de la Autoridad Regulatoria de los Servicios Públicos (ARESEP). La principal productora y trasmisora es el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que es una institución estatal integrada verticalmente. Existen 31 empresas productoras privadas que venden su energía al único comprador ICE. En lo que 36

37 respecta a distribución existen dos distribuidoras estatales, dos municipales y cuatro cooperativas. La cobertura eléctrica en el año 2014 en Costa Rica es del 99.5 %. 5.2 Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad La demanda máxima de potencia, en el año 2014, fue de MW es decir, un crecimiento de 38.8 MW (2.4%) con respecto al año anterior. En cuanto al intercambio de energía el monto neto máximo obtenido a la fecha ha sido, como exportador de 497 GWh en el año En el 2012 la exportación fue de GWh y la importación de GWh. DEMANDA HISTÓRICA COSTA RICA Año Población PIB (Dólares Corrientes) Millones Dólares Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de Carga Miles Habitantes GWh MW PU ,666 2, ,051 3, ,470 4, ,872 15,947 6,389 1, ,953 16,404 6,656 1, ,022 16,845 7,035 1, ,086 17,518 7,433 1, ,152 18,595 7,739 1, ,215 19,908 8,158 1, ,279 22,522 8,642 1, ,340 26,267 9,147 1, ,404 29,834 9,347 1, ,469 29,383 9,250 1, ,534 36,298 9,527 1, ,592 41,031 9,722 1, ,805 45,107 10,088 1, ,872 49,620 10,178 1, ,970 10,323 1,

38 38

39 5.3 Balance de oferta y Demanda 2014 La producción de Costa Rica en el año 2014 fue de 10,118.4GWh es decir, disminuyó 0.2% con respecto al En el 2014 la producción se comportó de la siguiente manera: a. La participación privada correspondió al 23.3% y el 76.7 % al ICE. Producción Nacional COSTA RICA BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 Importación b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó el 83.4%, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 16.6%. Oferta Interna Bruta c. El ICE ha permanecido como principal productor individual del sistema generador con una generación de GWh d. Los generadores privados aportaron GWh, * Pérdidas ** Consumo Exportación

40 5.4 Descripción General del Sistema Nacional de Costa Rica Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 6, Bunker Solar Biomasa Eólico Vapor Geotérmico 1, Diesel 1, Importaciones Total 10,

41 5.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 6, Biomasa Vapor Geotérmico 1, Eólico Solar Hidrocarburos 1, Total 10,

42 5.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública 8, Producción Privada 2, Total 10,

43 PANAMÁ 43

44 PANAMÁ 6. Sector Eléctrico 6.1. Estructura del Sector Eléctrico en Panamá Estructura del Sector Eléctrico en Panamá La estructura del sector eléctrico de Panamá antes de su reforma operaba con una integración total, realizando todas sus funciones el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE). Su reforma la inició en los años 1996 y 1997 con la creación del Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP) (Ley No. 26 del 29 de enero de 1996), marco Regulador e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad (Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997). Panamá como parte de su reforma tiene una ley de competencia y control de prácticas monopólicas y se establecen los límites a la participación de la empresa principal en los segmentos de distribución y producción. En Panamá, igual que en Nicaragua, las funciones de operación del sistema y la administración de las transacciones en el mercado quedaron a cargo de una unidad especializada de la empresa de transmisión. En lo que respecta a la garantía de suministro a los usuarios regulados, las distribuidoras mediante contratos de largo plazo deben garantizar el suministro. Sus tarifas están determinadas principalmente por el costo de la energía y el valor agregado de distribución (VAD). En lo que se refiere a la expansión de las redes de distribución, al privatizar las mismas, las nuevas empresas asumieron la responsabilidad de expandir las redes dentro de sus respectivas áreas de concesión. Gran parte de su territorio quedó como parte de áreas no concesionadas, no servidas y/o no rentables para las nuevas empresas. Para atender estas áreas el gobierno asigno dicha función a la Oficina de Electrificación Rural (OER). Panamá es el único país de la región que ha privatizado su parque generador hidroeléctrico, sin embargo el estado mantiene una porción significativa accionaria de las empresas. La función normativa la realiza la Comisión de Políticas Energéticas (CPE). La regulación la realiza la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ANSP), inicialmente llamada Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), La transmisión está a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA), cuyas acciones pertenecen al estado y además realiza las funciones de operador del sistema y administrador del mercado. 44

45 La cobertura eléctrica en el año 2014 en Panamá es del 90.9 %. 5.2 Crecimiento Histórico de la Demanda de Electricidad de Panamá La demanda máxima de potencia, en el año 2014, fue de MW es decir, un crecimiento de 59.6 MW (4.12%) con respecto al año anterior. En cuanto al intercambio de energía, el mayor intercambio neto ha sido en el año 2004 con importaciones de 78 GWh y exportaciones por GWh, resultando un intercambio neto de exportaciones por GWh. Las exportaciones para el 2014 fueron de 98.5 GWh y las importaciones fueron de GWh. DEMANDA HISTÓRICA PANAMÁ Año Población PIB (Dólares Corrientes) Millones Dólares Demanda de Energía Demanda Máxima de Potencia Factor de Carga Miles Habitantes GWh MW PU ,176 2, ,411 2, ,670 3, ,948 11,621 4, ,004 11,808 4, ,060 12,272 5, ,116 12,933 5, ,172 14,179 5, ,228 15,465 5, ,284 17,134 5, ,340 19,740 5, , ,395 23,088 6, , ,600 24,163 6, , ,661 26,590 7, , ,724 31,316 7, , ,787 36,253 8, , ,850 43,300 8, , ,913 46,200 8, ,

46 46

47 5.3 Balance de oferta y Demanda 2014 La producción de Panamá el año 2014 fue de 9,190.7 GWh. La generación aumentó 3.6% con respecto al En el 2014 la producción se comportó de la siguiente manera: a. La participación privada correspondió al 92.9% y el 7.1 % a las empresas públicas. PANAMÀ BALANCE DE ENERGÍA (GWh) AÑO 2014 b. La producción de centrales con energías renovables alcanzó el 54.76%, mientras, las plantas a base de hidrocarburos generaron el 45.24%. Producción Nacional Oferta Interna Bruta Importación c.. Los generadores privados aportaron GWh ( 92.9%) * Pérdidas Exportación 98.5 ** Consumo *No incluye Perdidas negras ** Incluye Perdidas Negras 47

48 5.4 Descripción General del Sistema Nacional Interconectado Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 5, Bunker 2, Gas Biomasa Eólico Carbón Geotérmico Diesel Importaciones Total 9,

49 5.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hidricos 5, Biomasa Geotérmico Eólico Hidrocarburos 4, Total 9,

50 5.4.3 Participación Pública y Privada en la oferta Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública Producción Privada 8, Total 9,

51 REPÚBLICA DOMINICANA 51

52 REPÚBLICA DOMINICANA 7. Sector Eléctrico 7.1 Estructura del Sector Eléctrico de la República Dominicana En agosto de 1999, El Gobierno de la República Dominicana inició la reestructuración del sector eléctrico en su totalidad. La reestructuración se basó en el modelo regulatorio chileno y en el modelo de capitalización boliviano. Las metas primordiales de la nueva estructura eran crear un mercado competitivo en generación, crear un marco regulatorio para la distribución, y proveer el capital necesario para realizar la mejoras que necesita el sistema. Hasta 1999 el sector eléctrico funcionó como una estructura verticalmente integrada bajo el control y operación de la Estatal Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). Del proceso de reestructuración resultó, que cinco nuevas empresas fueron formadas y capitalizadas con activos de propiedad de CDE ("Empresas Capitalizadas"). Dos son empresas de generación, Empresa Generadora de Electricidad Itabo y Empresa Generadora de Electricidad Haina (cuyos nombres se derivan de la planta generadora más grande en cada una). Tres empresas de distribución, Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (EDENORTE), Empresa Distribuidora de Electricidad del Este (EDE Este) y Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (EDESUR) (cuyos nombres están basados en su ubicación geográfica en el país). Todos los demás activos, incluyendo los de transmisión y generación hidroeléctrica, permanecen bajo control estatal, a través de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) anterior CDE. Cabe destacar que como resultado del proceso de capitalización, el Estado Dominicano a través de la CDE es accionista en un 50% en todas las Empresas Capitalizadas. La conformación final del mercado después de finalizado el proceso de capitalización fue: Generadora Itabo, Inversionista: GENER, Coastal Generadora Haina, Inversionista: Seaboard, CDC EDESUR, Unión FENOSA Internacional EDENORTE, Unión FENOSA Internacional EDE Este, AES Corporation. En el mes de noviembre del año 2002 AES Corporation adquirió la empresa GENER y El Paso Energy adquirió Coastal Corporation. En septiembre del 2003 el Estado Dominicano compra las acciones de Unión FENOSA en las empresas distribuidoras EDESUR y EDENORTE. 52

53 Estructura del Mercado El mercado eléctrico dominicano fue desagregado en actividades separadas de generación, transmisión y distribución-comercialización, debiendo las empresas que deseen explotar obras de generación cumplir con todos los requerimientos establecidos en la normativa vigente del subsector, y con las normas ambientales. Las plantas hidroeléctricas son estatales. El sistema de transmisión opera en base a libre acceso, con cargos de transmisión regulados y está a cargo de la Empresa de Transmisión, la cual es estatal. El mercado eléctrico está conformado por dos tipos de mercado, el mercado de contratos y el mercado de ocasión (spot). En el mercado de contratos las partes acuerdan las compras de electricidad por cantidades, precios y términos específicos. Los contratos entre generadoras y distribuidoras tienen la forma de un acuerdo de compra-venta de energía, donde las generadoras venden cantidades de capacidad y energía en el punto de consumo de la distribuidora, independientemente de donde sea generada; sin embargo los acuerdos de venta de energía no involucran al comprador en el despacho económico del vendedor. El mercado de ocasión (spot) funciona en base a las transacciones de energía a medida que ocurren como la diferencia entre la energía total despachada por los generadores en el despacho económico y la energía realmente demandada de acuerdo a los contratos. Igualmente el mercado spot también esta compuesto por las transacciones de potencia firme determinada por el Organismo Coordinador. El precio spot es calculado cada hora en base al Costo Marginal de Corto Plazo. Si el sistema está en racionamiento, el costo marginal es fijado por la Superintendencia como el costo de la energía no servida. 53

54 Desarrollo de la Reforma 7.2 Crecimiento de la Demanda de Electricidad La demanda máxima abastecida durante el año 2014 fue de 1,897 MW y la del 2013 fue 2,084 MW, lo cual significa un decrecimiento en el abastecimiento de 9.8%. GENERACIÓN HISTÓRICA REPÚBLICA DOMINICANA Generación de Energía Demanda Máxima de Potencia Población Año Miles Habitantes GWh MW ,411 9,623 1, ,563 10,231 1, ,717 10,385 1, ,873 8,723 1, ,032 9,712 1, ,123 10,708 1, ,214 11,177 1, ,307 11,645 1, ,401 11,529 1, ,495 12,279 1, ,591 12,468 1, ,687 13,356 2, ,785 13,850 2, ,883 13,464 1,897 54

55 55

56 7.3 Balance de Oferta y Demanda de Electricidad 2014 La producción nacional de energía eléctrica de República Dominicana en el año 2014 fue de 13,464.0 GWh y decreció respecto al año 2013 en 187 GWh, es decir 1.4%. Las pérdidas estimadas en los años de acuerdo a estadísticas de CEPAL son de alrededor de 40 %, correspondiendo un estimado de aproximadamente 4000 GWh/año. La participación privada correspondió al 91.2 % y 8.8 % al sector público. La participación con energías renovables es la del sector público con generación hidro. 56

57 7.4 Descripción General del Sistema Interconectado de República Dominicana Por tecnología Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Hídricos 1, Eólico Gas 4, Diesel Carbón 2, Bunker 6, Total 14,

58 7.4.2 Participación Energías Renovables y Térmica Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Recursos Renovables 1, Hidrocarburos 12, Total 14,

59 7.4.3 Participación Pública y Privada Producción de Energía Eléctrica 2014 GWh % Producción Pública 1, Producción Privada 13, Total 14,

60 BIBLIOGRAFÍA 60

61 Información Estadística 1. Estadísticas de CEPAL / México, sobre la base de cifras oficiales Guatemala 2. Estadísticas del AMM Guatemala 3. Página Web Comisión Nacional de Electricidad 4. Página Web Banco Guatemala 5. Instituto Nacional de Estadísticas El Salvador 6 Página Web Superintendencia General De Electricidad y Telecomunicaciones 7 Patina Web Unidad de Transacciones Honduras 8. Página Web Empresa Nacional de Energía eléctrica Nicaragua 9. Página Web Instituto Nicaragüense de Energía 10 Página Web Comisión Nacional de Energía Página Web Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica S. A. Costa Rica 12 Página Web Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos Instituto Costarricense de Electricidad Panamá 14. Autoridad Nacional de los Servicios Públicos Empresa de Transmisión Eléctrica 61

62 República Dominicana 16. Informe de operación Real de República Dominicana Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Página Web Organismo Coordinador del Sistema Nacional Interconectado República Dominicana Plan Indicativo de la Generación del Sector Eléctrico Dominicano Período de Estudio Ajuste anual año Página Web Comisión Nacional de Energía de la República Dominicana Página Web Oficina Nacional de Estadística de República Dominicana 62