GENERACION EN COSTA RICA

20 TH ANNUAL CENTRAL AMERICAN ENERGY CONFERENCE GENERACION EN COSTA RICA ESTADO ACTUAL, PLANES FUTUROS Y LICITACIONES INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD Junio 2017, Ciudad Panamá

ESQUEMA DEL SISTEMA ELECTRICO COSTA RICA MINAE Política energética Política ambiental ARESEP Calidad Precio Generador privado Generador privado Agencia Compradora Operador Sistema Generador ICE MERCADO REGIONAL Agentes Regionales EOR Operador Regional Cliente Alta Tensión Distribuc. Distribuc. Distribuc. G CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica G

Transporte Industria Residencial Comercial y Serv Agropecuario Otros DEMANDA DE ENERGIA TOTAL EN COSTA RICA Balance Energético Nacional año 2015 Consumo final por fuente 9% 7% 21% 63% 100 Consumo total de energía por sector y fuente 80 Fósiles Otra biomasa Fósiles Otra biomasa Electricidad Leña TJ X 10 3 60 40 Electricidad Leña Consumo final por sector 2% 1% 10% 20 0 13% 50% 24% Transporte Residencial Agropecuario Industria Comercial y Serv Otros

CARACTERISTICAS DEL MERCADO ELECTRICO DE COSTA RICA

MATRIZ ELECTRICA COSTA RICA Solar 0% Biomasa 1% Eólica 9% CAPACIDAD INSTALADA, 2016 Térmica 17% Hidroeléctri 67% Geotérmica 6% Capacidad instalada: 3467 MW Biomasa 1% GENERACION POR FUENTE, 2016 Solar 0% Térmica Eólica 2% 11% Geotérmica 12% Hidroeléctri 74% Generación anual: 10 782 GWh

PLANTAS DE GENERACION

1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 FUENTES DE GENERACION PARA ATENDER LA DEMANDA 100% Generación Histórica por Fuente 1982-2016 80% 60% 40% 20% 0% Hidro Geot Eólic Biom Térm

CONSUMO DE DERIVADOS DE PETROLEO - COSTA RICA - Consumo de derivados del petróleo por sector 2015 Transporte 79% Residencial 3% Industrial 13% Agro 2% Comercio y Servicios 1% Público 0% Construcción y Otros 1% Generación térmica 1% Fuente: Balance Energético 2015, DSE

COBERTURA ELECTRICA DEL PAIS País: 99.3 % Cobertura eléctrica por provincia Areas de concesión por empresa distribuidora

VENTAS POR EMPRESA Y SECTOR DE CONSUMO Ocho empresas distribuidoras sirven al país. ESPH 6.0% Ventas por empresa. 2016 JASEC 6.0% Guan Lesc 4.4% 4.7% Sant 1.1% Alfa 0.3% ICE 41.0% Ventas por sector de consumo. 2016 InMa 6.9% InMe 13.8% AlTe 2.3% AlPu 2.6% Resi 38.4% CNFL 36.6% Gene 36.0%

SISTEMA INTERCONECTADO El sistema de transmisión conecta todo el país y está enlazado con la Región Centroamericana

MERCADO ELECTRICO REGIONAL (MER) El Mercado Eléctrico Regional funciona como un séptimo mercado, superpuesto con los sistemas nacionales existentes. El MER convive con los mercados internos particulares de cada país y respeta las diferencias que existen entre ellos. La operación técnica y comercial se rige por el Reglamento del MER, denominado RMER.

CENTROAMERICA Y EL MER El MER es cinco veces mayor que el de Costa Rica. El MER muestra un elevado potencial de crecimiento de la demanda. Cerca del 40% de la generación proviene de combustibles fósiles. Característica demográficas de los países Centroaméricanos -2015 País Población Indice Electrificación 1/ Area Población sin Electricidad Generación Anual Densidad de Población Generación per Capita Anual mill % mil Km2 mill GWh Hab/Km2 KWh-año Guatemala 16.4 85.5 109 2.3 9 781 150 597 Honduras 8.1 85.7 112 1.1 7 789 72 962 El Salvador 6.3 84 21 0.4 5 877 300 933 Nicaragua 6.1 74.7 139 1.5 3 999 44 657 Costa Rica 4.8 99.3 51 0.0 10 118 95 2099 Panamá 3.9 89.7 77 0.4 9 191 51 2339 Total 45.6 87.0 509 5.8 46 755 90 1025

GWh GWh INTERCAMBIOS REGIONALES El volumen de intercambio en el 2015 de Costa Rica fue de un punto porcentual de la demanda total. Guatemala y El Salvador lideran por mucho los intercambios en la Región. El primero como exportador y el segundo como importador. 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 Centroamérica. Inyecciones por país. 2015 Total Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 Centroamérica. Retiros por país. 2015 Total Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá - 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015-2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

EL MER Y EL PLAN DE EXPANSION La entrada en servicio de la línea SIEPAC aumenta sustancialmente la capacidad de transmisión en la región centroamericana. Sin embargo, Costa Rica y Panamá tienen serias limitaciones de trasferencia sur-norte a través del área de control de Nicaragua. Es necesario que maduren las instituciones del mercado y la confianza de los agentes para alcanzar Intercambios significativos Por seguridad del sistema, los planes de expansión se formulan suponiendo que Costa Rica está aislada. EOR, mayo 2017

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 GWh 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 GWh %Crecim Anual CRECIMIENTO DE LA DEMANDA ELECTRICA 12,000 10,000 Crecimiento histórico demanda 10% 8% 8,000 6,000 4,000 6% 4% 2% La tasa de crecimiento se redujo en la última década 2,000 0% 0 %crec Dem Dem -2% 4,000 3,500 Ventas por sector de consumo 3,000 La demanda se ha estancado en el sector industrial. El sector general ha mantenido un ritmo importante de crecimiento. 2,500 2,000 1,500 1,000 500 - Residencial Industria General Alumbrado Público

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 GWh PROYECCIONES DE DEMANDA ELECTRICA Proyecciones de demanda La demanda eléctrica en el largo plazo se estima proyectando de manera independiente cada sector de consumo. Proyecciones de demanda 2016-2040 35,000 30,000 25,000 20,000 Proyecciones de demanda de energía Crecimiento 2016-2040: Escenario Bajo: 2.0% Escenario Medio: 2.8% Escenario Alto: 4.2% 15,000 10,000 5,000 0 Medio Bajo Alto Histórico

PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION (PEG) Es una declaración de los objetivos y metas de largo plazo del sector eléctrico en el área de generación. Constituye el marco de referencia para los principales propósitos de planeamiento de mediano y largo plazo de los participantes en el sector eléctrico de Costa Rica. Proporciona una base común en temas tan amplios como inversiones, estrategias de desarrollo, necesidades de recursos, fijación de tarifas, estudios de mercado, entre otros. Se sustenta en las políticas energéticas del país.

CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PEG Soluciones ambiental y socialmente sostenibles Reducir dependencia de combustibles fósiles Fuentes renovables Diversificación de fuentes Seguridad energética Mercado Eléctrico Regional Costos e Inversiones

PRINCIPALES TEMAS DE PLANEAMIENTO EN EL PEG 2016-2035 Es suficiente la capacidad que se está instalando a corto plazo? Es el PH El Diquís interesante? En que fecha? Es el GNL interesante? En qué fecha? Es interesante la geotermia? Es interesante seguir desarrollando proyectos hidroeléctricos a filo de agua considerando la oposición creciente de las comunidades? Es económicamente interesante la instalación intensiva de eólico y solar a pesar de que requieren respaldos importantes para manejar la intermitencia? La enumeración detallada de los proyectos no es tan importante como la determinación de las grandes líneas de posible desarrollo

$/kwh $/kw RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES RECURSOS RENOVABLES El país tiene un potencial geotérmico explotable El país dispone de gran cantidad de proyectos hidros y eólicos a costos interesantes Costo Unitario de Instalación 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 Pirrís El Encanto Toro3 Valle Central Borinquen 1 Los Llanos Pailas 2 Diquis Pocosol Eólico Torito Chucás Canalete Reventazón 1,000 0 20% 40% 60% 80% Factor de Planta Carbón Costo Unitario de Generación 0.35 El Encanto 0.30 Valle Central Pirrís 0.25 Los Llanos 0.20 Toro3 0.15 Canalete Diquis Borinquen 1 0.10 Eólico Pocosol Torito Pailas 2 Chucás Carbón 0.05 Reventazón 0.00 20% 40% 60% 80% Factor de Planta

RECURSOS ENERGETICOS DISPONIBLES RECURSOS RENOVABLES

RECURSOS ENERGETICOS IMPORTADOS COMBUSTIBLES FOSILES Petróleo y derivados o o Infraestructura disponible y compartida con otros usos Compras variables según necesidad Carbón o o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puertos carboneros Volúmenes grandes para tener economías de escala Por política ambiental no se considera Gas Natural Licuado o No hay infraestructura. Inversiones exclusivas en puerto y terminal regasificadora o Volúmenes grandes para tener economías de escala o Necesario contratar a largo plazo cadena de suministro. Contratos take-or-pay Importaciones del MER o o o Hay infraestructura para hacer intercambios, con limitaciones Hay un mercado eléctrico regional incipiente Depende de la confianza en la garantía de suministro a largo plazo Todavía no equiparable a otras fuentes energéticas

2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 PERIODOS DE PLANEAMIENTO EN EL PEG 22,000 PERIODOS PROYECCION DE PLANEAMIENTO DE DEMANDA DE DE LA ENERGIA EXPANSION PARA GENERACION (GWh) 20,000 18,000 Demanda de Energía en GWh 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 Obras en ejecución PERIODO DE DECISIONES DE EXPANSION Período de referencia Decisiones de proyectos a ejecutar 4,000 2,000 - Atención de la demanda en el largo plazo

ESTRATEGIAS EVALUADAS EN EL PLAN DE EXPANSION Estrategia PH El Diquís DEMANDA MEDIA Estrategia Gas Natural Licuado Estrategia Mixta (térmico y renovable) Estrategia renovable con desarrollo acelerado de la geotermia Las estrategias se evaluaron también para demanda Alta y Baja

EJES CENTRALES DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO 2016-2035 El eje central de la estrategia de desarrollo del parque de generación es el proyecto hidroeléctrico El Diquís de 650 MW. La operación de Diquís permitirá la incorporación económica y segura de una cantidad importante de fuentes no convencionales, fundamentalmente eólicas y solares. El PEG 2016-2035 promueve un plan totalmente renovable, con excepción de un requerimiento térmico de paso.

PEG 2016-2035 Estrategia El Diquís Proyectos en ejecución Período de decisiones: Período de referencia PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION Año OFERTA Potencia Cap Instalada Proyecto Fuente MW MW Capacidad Efectiva Instalada en Dic 2015: 2,903 2016 Moín 1 Térm -20 2,883 Ampliación El Ángel Hidro 5 2,888 Reventazón Hidro 306 3,194 Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212 Chucás Hidro 50 3,262 Mogote Eólic 20 3,282 Altamira Eólic 20 3,302 Campos Azules Eólic 20 3,322 Vientos de Miramar Eólic 20 3,342 Vientos de la Perla Eólic 20 3,362 2017 3,362 2018 Valle Escondido Solar 5 3,367 Los Negros II (ESPH) Hidro 28 3,395 2019 Pailas 2 Geot 55 3,450 2020 3,450 2021 3,450 2022 3,450 2023 Borinquen 1 Geot 52 3,502 Capacidad temporal contratada Térm 60 3,562 2024 Capacidad temporal contratada Térm 65 3,627 2025 3,627 2026 El Diquís Hidro 650 4,277 Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217 Capacidad temporal contratada Térm -65 4,152 2027 4,152 2028 4,152 2029 4,152 2030 Borinquen 2 Geot 55 4,207 2031 Renovables 150MW Eólic 150 4,357 Renovable 50MW Hidro 50 4,407 2032 Renovable 50MW Eólic 50 4,457 Renovable 20MW Solar 20 4,477 2033 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532 Renovable 50MW Solar 50 4,582 2034 Renovables 170MW Eólic 170 4,752 Renovable 20MW Solar 20 4,772 2035 Geotérmico 55MW Geot 55 4,827

Reventazón Hidro 306 3,194 Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,212 PEG 2016-2035: Decisiones de expansión Período de decisiones: Se definen las siguientes expansiones de generación Chucás Hidro 50 3,262 Mogote Eólic 20 3,282 Altamira Eólic 20 3,302 Campos Azules Eólic 20 3,322 PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION Vientos de Miramar Eólic 20 3,342 Año Vientos de la Perla OFERTA Eólic 20 3,362 Potencia Cap Instalada 2017 Proyecto Fuente 3,362 MW MW 2018 Valle Escondido Capacidad Efectiva Instalada Solar en Dic 2015: 5 2,903 3,367 2016 Los Moín Negros 1 II (ESPH) Hidro Térm -20 28 3,395 2,883 2019 Pailas Ampliación 2 El Ángel Hidro Geot 55 5 3,450 2,888 2020 Reventazón Hidro 306 3,450 3,194 2021 Bijagua (CoopG) Hidro 18 3,450 3,212 2022 Chucás Hidro 50 3,450 3,262 2023 Borinquen Mogote 1 Geot Eólic 52 20 3,502 3,282 Capacidad Altamira temporal contratada Térm Eólic 60 20 3,562 3,302 2024 Capacidad Campos Azules temporal contratada Térm Eólic 65 20 3,627 3,322 2025 Vientos de Miramar Eólic 20 3,627 3,342 2026 El Vientos Diquísde la Perla Hidro Eólic 650 20 4,277 3,362 2017 Capacidad temporal contratada Térm -60 4,217 3,362 2018 Capacidad Valle Escondido temporal contratada Solar Térm -65 5 4,152 3,367 2027 Los Negros II (ESPH) Hidro 28 4,152 3,395 2028 2019 Pailas 2 Geot 55 4,152 3,450 2029 2020 4,152 3,450 2030 2021 Borinquen 2 Geot 55 4,207 3,450 2031 2022 Renovables 150MW Eólic 150 4,357 3,450 2023 Renovable Borinquen 150MW Hidro Geot 50 52 4,407 3,502 2032 Renovable Capacidad temporal 50MW contratada Térm Eólic 50 60 4,457 3,562 2024 Renovable Capacidad temporal 20MW contratada Solar Térm 20 65 4,477 3,627 2033 2025 Geotérmico 55MW Geot 55 4,532 3,627 2026 Renovable El Diquís 50MW Hidro Solar 650 4,582 4,277 2034 Renovables Capacidad temporal 170MW contratada Térm Eólic 170-60 4,752 4,217 Renovable Capacidad temporal 20MW contratada Solar Térm -65 20 4,772 4,152 2035 2027 Geotérmico 55MW Geot 55 4,827 4,152 Dada la reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda de los últimos años, la siguiente adición de capacidad se requiere en el año 2023.

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO 2016-2035 Capacidad Instalada al 2035 Eol + Bag + Solar 18% Geotér 9% Térmico 10% Hidro 63% 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Potencia Instalada por Fuente (MW) Hidro Eol+Bag+Solar Térmica Geo 80 60 40 20 Capacidad: 4827 MW Emisiones Unitarias del Sistema (ton CO2/GWh) Eól+ Biom+ Solar 11% Geotérm 13% Generación Esperada 2017-2035 Térmico 3% Hidro 73% 0

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic GWh ene-2017 ene-2019 ene-2021 ene-2023 ene-2025 ene-2027 ene-2029 ene-2031 ene-2033 ene-2035 G W h DATOS DE LA ESTRATEGIA DE DESARROLLO 2016-2035 250 200 150 100 50 Importaciones de Costa Rica 2026-2035 2018-2024 350 300 250 200 150 100 50 - Costo Marginal de Corto Plazo ($/MWh) 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 250 200 Exportaciones de Costa Rica 2018-2024 200 Costo Marginal Promedio 2017-2035 ($/MWh) 150 2026-2035 150 100 100 50 50 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic -

RESULTADOS RELEVANTES El PH El Diquís de 650 MW, es el aprovechamiento hídrico más completo que se ha visualizado en el país, después del PH Arenal, y su desarrollo impactará la configuración de la matriz eléctrica de las próximas dos décadas. La estrategia de desarrollo con El Diquís plantea un esquema de generación con PH Arenal inyectando energía desde el norte del país, el PH Reventazón (y las plantas en cascada Río Macho, Cachí y Angostura) desde el Atlántico y el PH El Diquís desde el sur. Esta distribución geográfica, además de permitir la explotación de proyectos con regímenes hídricos independientes, también favorece la robustez del sistema de transmisión porque los grandes polos de generación están dispuestos en zonas diferentes. El Plan satisface plenamente los objetivos del país orientados a la reducción de emisiones de CO2.

ESTRATEGIA DE DESARROLLO CON EL DIQUIS 10% 25% 18% Porcentajes 10%, 25%, 18% Representan la generación promedio anual del grupo de plantas respectivos, en el período 2016-2035

OTROS RESULTADOS RELEVANTES Corto Plazo En el corto plazo se tiene capacidad suficiente para atender escenarios altos de demanda. Geotérmico Resulta muy interesante en las evaluaciones realizadas. El siguiente proyecto a desarrollar es el PG Borinquen 1, que forma parte de un campo con una capacidad del orden de 100 MW. Energías renovables variables El sistema puede integrar en forma económica una gran cantidad de fuentes variables después de la entrada de El Diquís. Proyectos hidroeléctricos filo de agua Aún cuando los proyectos hidro filo de agua resultan económicamente interesantes, estas opciones se limitaron considerando que en el futuro aumentará la dificultad de viabilizar socialmente los mismos.

RESULTADOS RELEVANTES Gas Natural Licuado La introducción del GNL no resulta atractiva, aún sin El Diquís. Con las características de la demanda del país, las opciones tradicionales de GNL resultan muy costosas. En el futuro podrían surgir opciones no convencionales, económicamente interesantes, producto del desarrollo del GNL en Panamá. Respaldo Térmico Se prevé un requerimiento térmico temporal en los años 2023-2025, hasta que El Diquís entre en operación. Esta necesidad podrá ser también cubierta con contratos en el MER. Importancia del Mercado Eléctrico Regional Las limitaciones de transmisión afectan el disfrute de las potencialidades del MER.

Ing. Marianela Ramírez L. Proceso Expansión del Sistema Planificación y Desarrollo Eléctrico, ICE mramirezl@ice.go.cr GRACIAS POR SU ATENCION