NÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE UNA PERSPECTIVA NACIONAL. DICIEMBRE 2014 Contenido INTRODUCCIÓN.1 ESTADÍSTICAS GENERALES DEL MER.1 EVOLUCIÓN 2 COMPORTAMIENTO POR PAÍS 3 GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 5 COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIÓN TÉRMICA.8 COSTA RICA EN EL MER 8 IMPORTACIONES..9 ANÁLISIS DEL PRECIO DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL ICE..9 ANÁLISIS CANTIDAD DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL CENCE.10 PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA IMPORTACIÓN.11 EXPORTACIONES.11 ANÁLISIS DE EXPORTACIONES..11 PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA EXPORTACIÓN.13 GENERACIÓN NACIONAL.13 BENEFICIO ECONÓMICO DE CR EN EL MER.15 PRINCIPALES CONCLUSIONES.16 NOTA 17 Por ello, la Intendencia de Energía da seguimiento a la interacción del ICE con ese mercado, con el propósito de obtener el máximo beneficio posible, en términos de costo, satisfacción de la demanda y estabilidad del sistema eléctrico. Las fuentes de los datos utilizadas en este boletín son: 1. Ente Operador Regional EOR, a través de la página web: http://www.enteoperador.org/ 2. Centro Nacional de Control de Energía CENCE, a través de la página web: https://appcenter.grupoice.com/cenceweb/c encemain.jsf No debe perderse de vista que toda operación de un sistema eléctrico posee cierto grado de incertidumbre, por el comportamiento aleatorio de las fuentes de generación nacional, que depende altamente del clima. En este boletín se realiza un análisis comparativo entre el mes de diciembre del 2013 y 2014; con el propósito de comparar el comportamiento del ICE en periodos con la misma estacionalidad. Además para analizar los cambios de mayor relevancia, en cuanto a la importación y exportación, producción térmica, etc. Introducción El presente boletín, elaborado como parte de la labor de fiscalización técnica que realiza la Intendencia de Energía (IE) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, pretende informar sobre el comportamiento de Costa Rica (a través del ICE) en el Mercado Eléctrico Regional (MER). El MER es un esfuerzo entre las repúblicas de Guatemala, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica y Panamá para la creación y desarrollo de un mercado eléctrico regional competitivo, el cual cuenta con instrumentos de intercambio de energía a través de los mercados de Oportunidad Regional (MOR) y de Contrato Regional (MCR). Dado lo anterior, el MER brinda oportunidades para que Costa Rica pueda comprar y vender energía a precios favorables que incidan directamente en la tarifa eléctrica nacional. Estadísticas generales del MER A continuación se exponen los resultados obtenidos para el mes de diciembre 2014 y se comparan con su similar en el año anterior (diciembre 2013). Este apartado está segregado en dos partes: Evolución para analizar el comportamiento general de variables importantes como cantidad de energía transada y precios en el MER; y Comportamiento por país que focalizará el actuar de cada uno de los países integrantes de este mercado. 1
Evolución Los principales cambios con respecto a diciembre 2013, son: Gráfico N. 2 Participación relativa por tipo de mercado, diciembre 2013 y diciembre 2014. 1. La cantidad transada en el MER aumentó un 35,7% pasando de 98 926 MWh a 134 272 MWh (ver gráfico N. 1). 2. La participación en el MOR aumentó 14 puntos porcentuales, sin embargo el MCR sigue prevaleciendo con un 66% de las transacciones en el mercado (ver gráfico N. 2). 3. El precio promedio de compra en el MOR disminuyó en $110/MWh lo que equivale a una rebaja del 59,5% y el de venta 1 disminuyó en $87/MWh, lo que equivale a una rebaja del 53,4% (ver gráfico N. 3). Gráfico N. 1 Cantidad de energía transada en el MER, diciembre 2013 y diciembre 2014. Gráfico N. 3 Precio promedio de compra y venta de energía en el MOR, diciembre 2013 y diciembre 2014. 1 No incluye costos de transmisión. 2
Comportamiento por país Esta sección identifica las principales características de mercado por país en el MER y los precios transados. Los principales hallazgos para los países con respecto a diciembre 2013 son: 1. El gran vendedor es Guatemala, seguido en un amplio margen por Costa Rica (68% y 24% de participación respectivamente), este resultado llama la atención pues Costa Rica amplió su participación relativa pasando de un 0% en el 2013 a un 24% en el 2014. Los mayores compradores son El Salvador y Honduras con 78% y 22%, también se rescata la gran concentración que se observa en estos dos países, patrón que no se evidenciaba en diciembre de 2013 (ver gráfico N. 4). 4. Los precios promedio de venta que casaron los países disminuyeron con respecto a diciembre 2013, en Panamá se observó una disminución de $88/MWh, pasando de $194/MWh a $106/MWh (ver gráfico N. 7). 5. El precio promedio de compra disminuyó en los países compradores, llama la atención el hecho de que Panamá llegó a importar en 2013 a precios mucho mayores que los demás países importadores (ver gráfico N. 8). Gráfico N. 4 Participación por tipo de transacción realizada por país en el MER, diciembre 2013 y diciembre 2014. 2. En cuanto a compra de energía, El Salvador presentó un aumento importante del 40,8%, lo mismo sucedió con Honduras pero en mayor magnitud, dado que sus compras representan cerca de 5 veces las compras efectuadas en diciembre de 2013. Por el lado de la venta; Guatemala continúa teniendo la mayor participación y presenta un aumento leve de 3,3%, además se da un cambio de comportamiento interesante en Costa Rica, pues no realizó exportaciones en diciembre 2013, mientras en 2014 realizó una exportación de 33 005 MWh (ver gráfico N. 5). 3. Honduras y El Salvador, aumentaron su participación en el MOR, Costa Rica y Guatemala mantuvieron mejor dicho la misma proporción del año pasado, mientras que Panamá la redujo, al tiempo que Nicaragua no realizó transacciones en diciembre de 2014. Costa Rica continúa siendo el país que presenta comparativamente un porcentaje mayor de sus transacciones en este mercado (ver gráfico N. 6). 3
Gráfico N. 5 Comparación por tipo de transacción según país en diciembre 2013 y diciembre 2014. Gráfico N. 7 Precio promedio de venta 2 en el MOR por MWh según país, diciembre 2013 y diciembre 2014. Gráfico N. 6 Participación porcentual por tipo de mercado según país, diciembre 2013 y diciembre 2014. Gráfico N. 8 Precio promedio de compra en el MOR por MWh según país, diciembre 2013 y diciembre 2014. 4
Generalidades del Sistema Eléctrico Nacional Respecto a la generación eléctrica, la cantidad de energía térmica utilizada en comparación con diciembre del 2013 disminuyó en 103,2 GWh, es decir sufriendo una disminución del 99% para diciembre del 2014. Dos factores importantes que se pueden apreciar en el cuadro N 1 que ayudaron a reducir el componente térmico de la matriz de generación, fue el aumento en la generación hidroeléctrica y en la generación eólica. Otro dato importante es que las importaciones se redujeron en un 91% mientras que las exportaciones se incrementaron de ser nulas a aportar 33GWh al Mercado Eléctrico Regional. Además, otro dato importante es que para este mes en estudio, se puede observar la integración a la matriz de generación, del componente de Biomasa, el cual generó 14,2GWh en 2014. Es apreciable además que si bien su aporte es importante, este fue menor que en 2013. También se puede identificar un crecimiento en la demanda de un 1% pasando de un total de 844,1GWH en 2013 a 850,4GWH en 2014. En el gráfico 9 se muestra la información sobre el peso porcentual de cada tipo de generación (basada en su fuente primaria de energía) con respecto al total generado en el país. En dicho gráfico se observa el incremento en la generación hidroeléctrica, pasando de ser para el mes en estudio, del 2013, poco más del 63% a más del 72%, siendo esto un incremento de más de 9 puntos porcentuales. Además se puede observar que la generación geotérmica sufrió una variación leve, a la baja de 0,6 puntos porcentuales. Además es importante resaltar que se puede ver el incremento en la generación eólica en 4,4 puntos porcentuales, lo que resulta consistente con lo visto en los boletines anteriores. Además es posible ver el efecto de la presencia de la fuente biomásica, el cual bajó su importancia en casi 0,5 puntos porcentuales. Finalmente, debido a los incrementos principalmente en la fuente hidroeléctrica y la fuente eólica, la generación térmica pasó de representar 12,5% en diciembre de 2013 a ser sólo un 0,1% en diciembre 2014. Gráfico N. 9 Peso relativo por fuente primaria en la generación nacional Cuadro N. 1 Variabilidad de la producción por fuente en diciembre 2013 y diciembre 2014 Fuente dic-13 dic-14 Diferencia (GWh) Variación Porcentual Hidroeléctrica 527,1 639,0 111,9 21,2% Geotérmica 121,8 123,6 1,8 1,0% Térmica 103,9 0,6-103,2-99,0% Eólica 62,8 104,8 41,9 67,0% Biomasa 17,1 14,2-2,9-17,0% Solar 0,1 0,1 0,1 0% Importaciones 11,4 1,1-10,3-91,0% Exportaciones* 0,0 33,0-33,0 - Demanda 844,1 850,4 6,3 1,0% *El porcentaje de variación en las exportaciones no se presenta debido a que en diciembre de 2013 no hubo, por lo que no es representativo en términos relativos. Fuente: IE. 5
A continuación se presenta un detalle de la generación para cada una de las fuentes primarias de energía eléctrica con el objetivo de determinar cuáles fueron los tipos de plantas (caso de las hidroeléctricas) o las plantas específicas que tuvieron las variaciones de producción más notables. En el gráfico 10, se detalla el comportamiento de la generación hidroeléctrica para los periodos de interés, dado que se pudo determinar anteriormente que este tipo de energía fue la que en términos absolutos sufrió una mayor variación, aumentando en 111,9GWh. En el cuadro 2, se presentan los datos de generación por tipo de planta hidroeléctrica, clasificadas de la siguiente forma: a. Embalse de Regulación Anual: Complejo ARDESA. 2 b. Embalse R. Semanal: Plantas de Angostura, Cachí y Pirrís. 3 c. Filo de Agua: las demás plantas hidroeléctricas que no poseen un embalse de tamaño importante. En el cuadro 2 se muestran los datos de generación de acuerdo con la clasificación mencionada. Cuadro N. 2 Variabilidad de la producción por tipo de hidroeléctrica en diciembre 2013 y diciembre 2014. Tipo de dic- dic- Variación Diferencia Hídrica 13 14 Porcentual Embalse R. Anual 70,4 57,1-13,3-18,9% Embalse R. Semanal 139,7 81,6-58,1-41,6% Filo de Agua 317,0 500,3 183,3 57,8% TOTAL GENERAL 527,1 639,0 111,9 21,2% Fuente: Datos CENCE, IE A partir de los datos anteriores, es posible observar que el principal aumento en la generación hidroeléctrica se debió a las plantas con funcionamiento a filo de agua, esto responde principalmente a las condiciones de buena hidrología que se dieron a partir de noviembre del 2014 (ver boletín de noviembre). Esto evidencia al mismo tiempo, que el Sistema Eléctrico Nacional es altamente vulnerable ante cambios en la hidrología, debido a la gran cantidad de plantas no regulables existentes, las que a su vez son altamente dependientes de las condiciones climáticas de cada año. Además se puede inferir que con las condiciones de hidrología imperantes durante el fin de año del 2014, las plantas de embalses de regulación semanal y anual, redujeron su generación en importantes cantidades. Lo anterior se verá reflejado más adelante con el análisis de la evolución del llenado del embalse de Arenal. En el gráfico 10, se observan los datos anteriores graficados, de manera comparativa entre la electricidad generada por tipo de planta para cada año. 2 En ediciones anteriores se ha llamado solamente ARDESA a este tipo de plantas, sin embargo para ser más precisos en la labor de las mismas, en adelante se llamarán Embalse R. Anual. 3 Similar al caso de ARDESA para esta edición y posteriores, las plantas de regulación semanal se llamarán Embalse R. Semanal. 6
Gráfico N. 10 Generación eléctrica por tipo de planta hidroeléctrica del mes de diciembre de 2013 y diciembre de 2014. pueden diferir un poco con respecto al cuadro 1 por ser valores redondeados). De lo anterior se intuye que en gran medida las variaciones se dan por un manejo del recurso geotérmico en el área de Miravalles. En cuanto al recurso eólico, el comportamiento con respecto al 2013 se mantiene sin variaciones importantes con respecto a lo que se ha denotado en boletines anteriores. Se muestra como la Proyecto Eólico Chiripa vino a aportar una importante participación en el Parque Eólico Nacional, siendo en 2014 el responsable del 32% de la generación de este tipo en el país. Al mismo tiempo se puede notar que la variación total de producción es de casi el doble con respecto al periodo de estudio del 2013. Con respecto a la generación geotérmica, en el gráfico 11 se muestra la generación por planta, con el objetivo de analizar cuáles de estas han visto disminuida su producción. Gráfico N. 12 Participación relativa por planta en la generación eólica, diciembre 2013 y diciembre 2014 Gráfico N. 11 Generación eléctrica por tipo de planta geotérmica del mes de diciembre de 2013 y diciembre de 2014 Como se mencionó anteriormente, con respecto a la energía producida por medio de biomasa, se analizó la participación por ingenio, siendo El Viejo, y Taboga los dos productores vistos. En el gráfico 13 se puede observar el total generado en cada año por Ingenio. Del gráfico anterior, se logra observar que la electricidad generada en diciembre de 2014 con fuente geotérmica es muy similar a la de diciembre de 2013 sin embargo se nota que en la administración de los campos geotérmicos, Pailas, fue el que dejó de producir un poco (4GWh) mientras que Miravalles V y Miravalles I incrementaron su generación (los valores 7
Gráfico N. 13 Participación relativa por Ingenio en la generación con biomasa, diciembre 2013 y diciembre 2014 Gráfico N. 14 Participación por mérito económico en la producción térmica, diciembre 2013 y diciembre 2014 En el gráfico anterior se observa la importancia relativa de cada Ingenio en el total generado por medio de biomasa. Para el caso específico de Taboga, se puede ver que su generación con respecto al 2013, disminuyó prácticamente 3GWh, mientras en el caso de El Viejo, la generación aumentó levemente (0,2GWh). Comportamiento de la generación térmica Con respecto a la generación térmica se nota que el uso del componente térmico es prácticamente nulo, pasando de generar en 2013 más de 100GWh, a generar en diciembre de 2014 menos de 1GWh. Lo anterior se puede observar en el gráfico 14 en el que se muestran las plantas térmicas separadas de acuerdo a su mérito económico en plantas caras y plantas menos caras. Según el gráfico 14, se puede ver la participación casi insignificante de la generación térmica en el 2014, siendo esta apenas 0,6GWh con respecto a la importante cantidad de electricidad que se generó con fuentes térmicas en 2013, superando los 100GWh. Además es posible verificar que si bien en el 2013 la mayoría de la generación térmica se llevó a cabo con las plantas menos caras, en el 2014 se generó únicamente con fuentes menos caras siendo Garabito (que es la más eficiente) la de mayor uso. Costa Rica en el MER A continuación se focaliza el comportamiento de Costa Rica en el MER en cuando a cantidad de MWh transados. 1. En diciembre de 2014, Costa Rica realizó la totalidad de sus ventas en el MOR y tal como se mencionó anteriormente se pasó de vender 0 MWh a vender 33 005 MWh (ver gráfico N. 15). 2. En relación a las compras, estas pasaron de 11 393 MWh a 1 049 MWh, lo que equivale a una disminución del 90,8%, además es importante destacar que estas se transaron en su totalidad en el MOR (ver gráfico N. 15). 3. Como se evidencia de los puntos 1 y 2, la totalidad de las transacciones se realizaron en el MOR, y este comportamiento se presentó tanto para 2013 como para 2014 (ver gráfico N. 16). 8
Gráfico N. 135 Compras y venta de energía en el MER realizadas por Costa Rica, según tipo de mercado. Diciembre 2013 y diciembre 2014 Importaciones A continuación se analiza el comportamiento de las importaciones realizadas por el ICE, para ello se realiza un análisis en cuanto a la cantidad, y precio ofertado de compra, además de las pérdidas de oportunidades cuando no ofertó comprar. Análisis del precio de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del ICE Este análisis pretende verificar si los precios que ofertaron para la venta los demás países de la región fueron inferiores al costo marginal del sistema eléctrico nacional (expresión 1), mediante el precio mínimo de todas las ofertas de venta realizadas en el MOR para cada hora estudiada. A este precio mínimo se le sumó el costo variable de transmisión (CVT) promedio 4. Gráfico N. 16 Participación porcentual de las transacciones de Costa Rica según tipo de mercado, diciembre 2013 y diciembre 2014. Donde: 4 El modelo del EOR calcula un CVT para cada hora el cual puede presentar mucha variabilidad, sin embargo, no es posible obtener este para cada hora de una manera verificable. Así las cosas debido a la complejidad del método, se decide utilizar el CVT promedio de los contratos realizados por el ICE, obtenido de las compras en el MCR realizadas por ese Instituto en el periodo de estudio, sin embargo dado que en diciembre 2014 no hubo contratos, se tomó como proxy el CVT derivado de los contratos de junio del presente año ($53/MWh). 9
1. Determinación de posibles pérdidas de oportunidad de compra: Ahora bien, según la expresión 1 si el ICE no realizó ofertas al ser el precio mínimo a comparar menor que el CMg, entonces desaprovechó una oportunidad de compra, en donde pudo importar a un menor costo para sustituir la generación térmica. Diagrama N. 1 Comportamiento de las decisiones de importación del ICE por medio de análisis precio, diciembre 2014 Para el mes de diciembre 2014 el CENCE no tuvo pérdidas de oportunidad de compra (Ver diagrama N. 1). 2. Determinación de la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad de compra debido a los precios ofertados Para determinar la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad debidas al precio de compra ofertado se verifica si el precio ofertado máximo, es menor al precio ex ante de compra, el cual a su vez es menor al CMg. Lo anterior se puede expresar de la siguiente forma: Donde: Análisis cantidad de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del CENCE Para determinar si el ICE realizó buenas ofertas en el MOR por concepto de la cantidad de MWh ofertados por hora, se utilizó el siguiente supuesto: Para el mes de diciembre 2014, hubo 101 horas en las cuales el ICE realizó ofertas de compra de energía en el MER, las cuales no casó y tuvo oportunidad de mejora vía precio (Ver diagrama N. 1). El ICE realizó una cantidad inadecuada de ofertas de compra en el MOR, cuando se cumple la desigualdad 3, tal como sigue: Donde: 10
Gráfico N. 17 Costo variable promedio de energía por planta térmica por orden de mérito económico en comparación con el precio promedio de venta en el MOR. Dado lo anterior para el mes de diciembre el ICE no tuvo malas ofertas de compra en cuanto a la cantidad mínima requerida. Plantas competitivas para la importación. Las plantas térmicas caras son aquellas cuyo costo variable promedio en los periodos de estudio ha presentado valores superiores al precio máximo de compra casado por el ICE (precio de referencia), este tomará el valor del precio promedio del MCR 5 o el máximo del MOR, dependiendo de cuál sea el mayor, es decir el máximo de estos dos constituirá el precio de referencia. Para el mes de diciembre las compras se realizaron únicamente en el MOR, por lo que el precio de referencia fue de $173/MWh 6. A continuación el gráfico N. 17 ilustra la división entre las plantas térmicas caras y menos caras en relación al precio que se puede conseguir en el MER. 5 Es importante indicar que el Ente Operador Regional sólo dispone del precio promedio por MWh comprado para el MCR y no del precio por MWh para cada transacción, como si ocurre en el MOR. Exportaciones A continuación se realiza un análisis de las exportaciones por parte del ICE, además de una segregación de las plantas térmicas competitivas por precio para ofrecer su producción en el mercado. Análisis de exportaciones Para analizar las ofertas de ventas, se considera si el ICE aprovechó las oportunidades del MOR, por medio de los precios de compra ofertados por los agentes del MER, los precios de venta ofertados por el ICE y un costo marginal ajustado del ICE se explicará más adelante-. El análisis se divide en dos partes, 1- para conocer si el ICE debió ofertar vender electricidad en las horas en las que no lo hizo y 2- para conocer si el ICE realizó ofertas de venta con precios adecuados. De la siguiente manera se determinaron los dos casos anteriores: 6 Precio máximo de las compras del ICE en el MOR. 11
1- Pérdidas de oportunidad de venta de energía Se determinó que el ICE tuvo una pérdida de oportunidad de venta en el MER, si el costo marginal ajustado (parque térmico) fue inferior al precio de compra máximo ofertado en la región menos un costo variable de transmisión 7. Donde: Para todas las horas del mes de diciembre 2014, el ICE no tuvo pérdidas de oportunidad de mejora vía precio (Ver Diagrama N. 2). Diagrama N. 2 Comportamiento de las decisiones de exportación del ICE por medio de análisis precio, diciembre 2014 Para todas las horas del mes de diciembre 2014, el ICE no tuvo pérdidas de oportunidad de venta (Ver Diagrama N. 2). 2- Posibilidad de mejora en ofertas de venta vía precio De conformidad con el análisis de precio ofertado, se considera que el ICE tuvo posibilidad de mejora en ofertas de venta, cuando realizó una oferta y no fue casada, y a la vez el costo marginal ajustado fue inferior al precio promedio ex ante, de la siguiente manera: 7 El CVTMe de Junio 2014 ($53/MWh), ya que en diciembre 2014 no hubo contratos en el MCR. 12
Plantas competitivas para la exportación El análisis está centrado en identificar por lo menos las plantas térmicas que son competitivas en el MER para vender su generación, estas serían las que su costo variable promedio sea inferior al precio máximo vendido por el ICE en el mes de estudio, para diciembre el precio de referencia es de $114/MWh, precio muy bajo en comparación a los costos variables promedio de las plantas térmicas, lo que implica que para este mes no se presentan plantas térmicas eficientes para la exportación. Gráfico N. 14 Costo variable promedio de energía por planta térmica por orden de mérito económico en comparación con el precio promedio de compra en el MOR. disminuye 1.36 GWh y a su vez aumenta la energía proveniente de fuentes renovables como la eólica, filo de agua (Filo-ICE y Otras) y las plantas de regulación, disminuyendo la energía térmica en un 34%, demostrando que la interacción con el MER favorece a la reducción del consumo de combustibles fósiles para generación lo cual a su vez implica un menor costo de generación. Ya en el caso real, gráfica N 21, la demanda para el mes de diciembre fue de 850.36 GWh, 1.3% mayor a la del predespacho, y fue abastecida en 100% por energía de fuentes renovables, siendo que la energía térmica utilizada representó el 0.08% de la demanda y a su vez disminuyó un 37% respecto al predespacho y un 58% respecto al prenac. Lo anterior a pesar de que fuentes como la filo de agua, las plantas de regulación semanal y el complejo ARDESA (Arenal-Dengo- Sandillal) generaron menos de lo especificado en el predespacho, pero que fuentes como la geotérmica, la eólica y otras aumentaron generación. Gráfico N. 15 Curva generación nacional prenac por tipo de fuente para diciembre 2014 Generación Nacional Durante el mes de diciembre, tal como se observa en el grafico N 19 la demanda energética prevista en el prenac se preveía solventar en casi un 100% con energía renovables, siendo que la energía térmica representaba menos del 1% de la demanda. Tomando en cuenta las transacciones de energía que se realizan en el MER, la gráfica de predespacho muestra un panorama muy similar al del prenac con la diferencia de que para la gráfica N 20 la demanda 13
Gráfico N. 20 Curva generación nacional predespacho por tipo de fuente para diciembre 2014 Gráfico N. 21 Curva generación nacional posdespacho por tipo de fuente para diciembre 2014 geotérmicas el 93% de las veces fueron del tipo forzadas. A diferencia de los meses anteriores, en los cuales se presentaban mayor cantidad de indisponibilidades forzadas pero que era mayor la energía indisponible debido a las indisponibilidades programadas, en diciembre sí coincide que la mayor cantidad del tipo de indisponibilidad representa la mayor cantidad de energía no disponible. La energía dejada de percibir por el SEN debido a indisponibilidades programadas fue 24% mayor a la dejada de percibir por indisponibilidades programadas. El Total de energía con la cual no contó el Sistema Eléctrico Nacional fue de 362 GWh durante el mes, es decir un 40% de la demanda mensual. Lo anterior representó un promedio de 15 GWh al día que se encontraron indisponibles. Gráfico N. 16 Indisponibilidades de generación por tipo de fuente durante diciembre 2014 Respecto a las indisponibilidades, en diciembre se presentaron un total de 105 indisponibilidades de generación en el SEN, 2 más que en el mes de noviembre. De las 105 indisponibilidades 51 fueron del tipo forzada y 54 programadas. El grafico N 22 muestra que donde se presentaron mayor cantidad de indisponibilidades fue en las plantas filo de agua, seguido por las plantas geotérmicas con 35 y 29 indisponibilidades respectivamente, esto indica que aumentaron en gran medida desde el mes pasado en que ambas tecnologías de generación presentaron 27 indisponibilidades cada una; para el caso de las plantas filo de agua el 71% de las mismas son del tipo programada mientras que en el caso de las 14
Gráfico N. 173 Energía indisponible por tipo de indisponibilidad durante diciembre 2014 Gráfico N. 184 Nivel de embalse de Arenal al 31 diciembre 2014 comparado con los niveles estimados ante diferentes hidrologías. En lo que respecta al embalse de Arenal, se puede apreciar que en diciembre su nivel aumentó considerablemente (Gráfica N 24), el mismo pasó de la cota de 540 msnm a la cota de 542 msnm, nivel 2 m por encima del esperado ante una hidrología muy buena o superior. Esto quiere decir que comenzaremos el 2015 con un nivel de embalse más alto del esperado en el mejor de los casos, lo cual permitirá que durante el verano se utilice más y permita disminuir la generación térmica que se suele usar en los meses donde las lluvias no son abundante y por ende la producción de las platas filo de agua se ve disminuida. La gráfica N 25 muestra el nivel real del embalse frente a los niveles reales presentados en los años 2012 y 2013, en la gráfica se puede ver que en el año 2013 y 2014 se empezó con un nivel de 540 msnm, y que a pesar de que en principio el embalse se estaba comportando de manera similar al año 2016, fue a partir de mayo que tedió a la alza logrando un nivel final de 542 msnm al 31 de diciembre de 2014. Gráfico N. 195 Nivel real del embalse de Arenal al 31 de diciembre de 2014 comparado con los niveles reales del embalse durante los años 2012 y 2013 Beneficio económico de CR en el MER Con el fin de monetizar el impacto de la incorporación de Costa Rica en el MER se procede a la estimación del ahorro en el mes de diciembre, para lo anterior se parte del siguiente supuesto. Lo importado sustituirá la energía requerida por las plantas térmicas más caras bajo el principio económico, es decir la sustitución empieza por Barranca, San Antonio, Moín II, Moín III, siempre y cuando estén presentes en el prenac del día 15
respectivo (predespacho que no toma en cuenta importaciones ni exportaciones). Para estimar el ahorro, se calcula el costo de producción nacional, constituido por el costo de la energía térmica cara que se sustituirá y el de la energía del sistema que a su vez también se estaría sustituyendo; luego a dicho valor se le resta el costo de comprarla en el MER, obteniendo de este modo el dato de ahorro por importación. En el caso de exportación, se tomó el costo marginal mostrado en el prenac para la hora y día en que se exportó, con el fin de estimar el costo de la exportación. La ganancia por exportación es la diferencia entre lo recibido por la venta, menos el costo de exportación antes indicado. Es así como se obtiene el Beneficio en el MER como la suma del ahorro vía importación, más la ganancia por exportación. Por lo tanto el beneficio económico de C.R. dentro del MER para el mes de diciembre, fue de un beneficio estimado en $1 341 333. Tabla N. 1 Desglose del ahorro y ganancia en diciembre 2014 por parte del ICE TOTAL MWh A SUSTITUIR IMPORTACIONES ( Casado) 1049 MWh Casado en MCR Costo en MCR ($) Costo Produccion Nacional (MCR) ($) Ahoro vía MCR ($) MWH Casado en MOR 1049 Costo en MOR ($) 117174 Costo Produccion Nacional (MOR) ($) 149008 Ahoro vía MOR ($) 31834 Ahorro Total con Importaciones ($) 31834 DE LO NO CASADO Ahorro Potencial ($) Gasto No Cazado para País ($) Gasto Potencia No cazado en MER ($) EXPORTACIONES 33005 Costo Exportación ($) 329670 Venta de lo exportado ($) 1639169 Ganancia vía exportación ($) 1309499 Beneficio Total MER ($) 1341333 Fuente: IE, CENCE y EOR Principales conclusiones En términos generales, se destacan los siguientes puntos: 1. Guatemala continúa siendo el gran vendedor en el MER. 2. El Salvador fue el gran comprador, seguido por Honduras. 3. Costa Rica se configuró en diciembre de 2014 como un país exportador (segundo en la región) 4. El ICE aumentó considerablemente las ventas de 2013 a 2014, y utilizó el MOR como el mercado para posicionarlas. 5. Para el mes de diciembre el ICE obtuvo una ganancia estimada en $1 341 333, provenientes del ahorro en importaciones y de las ganancias por exportación de energía. 6. En el mes de diciembre de 2014 se presentó una hidrología muy superior a la del mismo periodo del 2013. Esto influyó de manera que la generación hidroeléctrica creciera en un 21,2%. 7. El principal componente de la generación hidroeléctrica fueron las plantas de generación a Filo de Agua, las cuales tuvieron un incremento en su producción de más de 183GWh. 8. La matriz de generación eléctrica de Costa Rica es altamente dependiente de plantas con embalses no regulables, lo que conlleva a un riesgo importante de dependencia de factores climatológicos estocásticos. 16
9. El recurso eólico del 2014 sigue comportándose como una mejor fuente que en el 2013. La planta Chiripa sigue siendo la más importante del Parque Eólico Nacional. 10. Además del incremento en las fuentes hidroeléctricas y la eólica, la biomasa aportó una importante cantidad de energía (14,2GWh), sin embargo, la cantidad de electricidad producida por esta fuente, es menor que para el mismo periodo pero en el año 2013, y la principal reducción se dio en el Ingenio Taboga. 11. La curva de nivel del embalse de Arenal comienza a estabilizarse. Nota La Intendencia de Energía de la Autoridad Reguladora continuará realizando boletines mensuales con el seguimiento de la información contenida en éste y con información que considere relevante sobre el MER y desempeño nacional en el mismo, los cuales estarán disponibles en la página web www.aresep.go.cr 17