REPÚBLICA DE EL SALVADOR CONSEJO NACIONAL DE ENERGÍA PLAN INDICATIVO DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DE EL SALVADOR

REPÚBLICA DE EL SALVADOR CONSEJO NACIONAL DE ENERGÍA PLAN INDICATIVO DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DE EL SALVADOR 2014 2024 FEBRERO DE 2014 1

INDICE 1. INTRODUCCIÓN 3 2. OBJETIVO 3 3. METODOLOGIA 3 4. CRITERIOS GENERALES DE PLANIFICACIÓN 4 5. PROYECCION DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD 5 6. PROYECCION DE PRECIOS DEL COMBUSTIBLE. 6 7. PROYECTOS CONSIDERADOS EN EL PLAN OPERATIVO. 8 PROYECTOS: 8 COSTOS DE INVERSIÓN: 10 8. MODELADO DE DATOS. 11 DATOS DE HIDROLÓGICOS. 12 SENSIBILIDADES. 12 9. RESULTADOS 13 SENSIBILIDAD 1: 14 SENSIBILIDAD 2: 16 10. CONCLUSIONES 19 2

1. INTRODUCCIÓN El Consejo Nacional de Energía como ente rector de la Política Energética de el Salvador y de acuerdo con su ley de creación tiene por finalidad la elaboración de la planificación de corto, mediano y largo plazo en materia energética, evaluar el desempeño del mercado de generación, determinar las necesidades de expansión de la generación y prever tecnologías más competitivas a ser desarrolladas. Ante un entorno dinámico de las variables involucradas en los precios de la energía tales como: precios de combustibles, crecimiento de la demanda, entrada de nuevos proyectos, entre otros, se hace necesario realizar un estudio minucioso que determine, con algún grado de certeza, el valor de algunas variables como el costo de operación del sistema, generación por tipo de recurso, posibilidad de déficit, etc; permitiendo así conocer las condiciones eléctricas futura del país de la manera más realista posible. El presente documento expone las condiciones iniciales de este estudio, así como sus resultados considerando una ventana de análisis que desde el año 2014-2024 y en el cual se contemplan la incorporación de proyectos que actualmente se han adjudicado así como otros proyectos que tienen mayor probabilidad de construcción según el plan de generación Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de El Salvador período 2014 2024 y Programa Quinquenal de Inversiones período 2014 2018, informe preliminar a noviembre/13 2. OBJETIVO El objetivo del presente estudio de planificación es determinar un plan indicativo de expansión de la generación que entregue información al mercado y al Gobierno de la situación de abastecimiento y las alternativas probables de evolución del sector generación y que permita verificar que las acciones tomadas por los agentes, generadores existentes o potenciales, abastecerán la demanda de energía eléctrica con el grado de confiabilidad esperado y en caso que ello no esté ocurriendo, determinar acciones y políticas a seguir para solventar dicha condición. El presente documento es la Segunda actualización al Plan Indicativo de La Expansión de la Generación Eléctrica de El Salvador 2012 2026 el cual fue realizado en el año 2011, las principales modificaciones que se incluyen están relacionadas con los precios de combustibles, escenario de crecimiento de la demanda, desfases de proyectos que tienen mayor probabilidad de construcción así como desfase de proyectos candidatos El Chaparral, Cimarron y el proyecto Hidroeléctrico Xacbal. 3. METODOLOGIA La metodología a seguir para definir el Plan Indicativo de la Expansión de la Generación consiste en determinar aquel plan que en valor presente minimice los costos de inversión, fijos, variables de operación y de déficit. La metodología comprende las etapas siguientes: 3

- Recopilación de la información técnica y económica del parque generador existente y de las alternativas de expansión, realización de pronóstico de la demanda de energía eléctrica en el horizonte de estudio e identificación de escenarios de evolución de los precios de combustibles. - Mercado Mayorista basado en Costos de Producción. - Simulación de la operación del plan de expansión determinado, para verificar si la confiabilidad es menor que la requerida, en caso contrario, proponer un nuevo plan en el que se simulen decisiones como las de agregar unidades de punta o promover contratos de importación a efecto que se cumplan los criterios de confiabilidad. 4. CRITERIOS GENERALES DE PLANIFICACIÓN La planificación del sector de generación parte de la información técnica y económica del parque generador existente y de proyectos potenciales a desarrollarse en el país. Este trabajo requiere consideraciones sobre la evolución de precios de los distintos combustibles de generación y de un ejercicio de prospección de la demanda de energía eléctrica a nivel del Mercado Mayorista. Adicionalmente, se fijaron una serie de criterios de planificación que se resumen en la siguiente tabla. 1. Horizonte de Planificación Criterios Generales 2014 2024 con dos años de extensión 2. Plan Indicativo de Expansión de la Generación de Mínimo Costo Sistema de Generación Aislado Despacho basado en Costos de Producción Costo de Racionamiento de 700 $/MWh 3. Proyección del crecimiento de la demanda de energía del 3.6% anual en base a crecimiento medio de la demanda desde el año 2000. 4. Proyección de precios de los combustibles de la Administración de Información de Energía (EIA) en su Annual Energy Outlook 2014 Early Release Criterios Técnicos y Económicos 1. Tasa de descuento del 12% 2. Nivel de precios de Combustibles (EIA): El estudio se hará con precios constantes del año 2012 3. Criterio de Confiabilidad Probabilidad de pérdida de carga de 24 horas al año 4. Costos de inversión para diferentes tipos de Tecnología. Tabla 1. Criterios de Planificación 4

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 5. PROYECCION DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD Se realizó una proyección de demanda de energía eléctrica que se espera tener en el periodo 2014-2024, dicha proyección se encuentra basada en el crecimiento histórico anual de la demanda que se han registrado durante los últimos años. Para los años 2014 al 2014 se estimó un crecimiento de 3.6% sostenido en el tiempo, este valor equivale al promedio en crecimiento de energía que El Salvador ha tenido desde el año 2000. Los datos de demanda mensual han sido obtenidos de fuentes de SIGET así como datos oficiales UT. 10.0% 8.0% 8.0% 9.2% 6.0% 4.0% 4.0% 5.3% 3.6% 2.0% 0.0% 3.0% 0.5% 0.3% -2.0% -4.0% -2.1% Fig.1 Crecimiento histórico porcentual de la demanda de Energía. 5

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 3,931.30 3,848.70 4,156.00 4,311.60 4,454.60 4,679.20 5,108.60 5,261.70 5,475.20 5,500.00 5,793.09 5,897.80 5,982.94 6,000.10 6,216.09 6,439.86 6,671.68 6,911.85 7,160.67 7,418.44 7,685.49 7,962.15 8,248.77 8,545.72 8,853.35 GWh 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Fig. 2 Crecimiento anual histórico de la demanda de Energía y su proyección al 2024 Años Demanda (GWh) Años Demanda (GWh) 2001 3848.7 2013 6000.1 2002 4156.0 2014 6216.1 2003 4311.6 2015 6439.9 2004 4454.6 2016 6671.7 2005 4679.2 2017 6911.9 2006 5108.6 2018 7160.7 2007 5261.7 2019 7418.4 2008 5475.2 2020 7685.5 2009 5500.0 2021 7962.2 2010 5793.1 2022 8248.8 2011 5897.8 2023 8545.7 2012 5982.9 2024 8853.3 Tabla 2. Proyección de Demanda de Energía 6. PROYECCION DE PRECIOS DEL COMBUSTIBLE. La fuente utilizada para el estudio de proyección de precios combustibles utilizados en el sector energético, es la Administración de la Información de Energía (EIA por sus siglas en ingles). 6

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 $/BBL La información de proyección de combustibles corresponde a la reportada por la EIA en el Annual Energy Outlook 2014 Early Release. Las proyecciones de los precios combustibles de muestran por tipo de combustible: Años Diesel ($/BBl) Bunker ($/BBL) GNL($/MBTU) 2014 131.61 111.12 11.84 2015 119.01 81.79 11.84 2016 115.16 79.05 12.24 2017 113.75 82.16 12.50 2018 114.82 82.87 12.90 2019 117.67 84.78 12.76 2020 120.35 87.12 12.48 2021 123.13 89.23 12.77 2022 126.03 92.13 12.92 2023 128.59 94.02 13.06 2024 131.18 96.17 13.22 Tabla 3. Proyección de precios combustibles. Se ha tomado además valores bases de los precios de los combustibles correspondientes al año 2012 obtenidos de la misma fuente (EIA: Annual Energy Outlook 2012 Early Release ) utilizados en el estudio de Actualización del plan de Expansión 2012-2026, con el fin de hacer una comparación entre dichas proyecciones de manera que se pueda analizar su correspondencia con la realidad. 200.0 Precio del Búnker 150.0 100.0 50.0 0.0 AEO 2012 7

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 $/MBTU 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 $/BBL 200.0 Precio del Diesel 150.0 100.0 50.0 0.0 AEO 2012 25.0 Precio del GNL 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 AEO 2012 Fig. 3 Comparación de Precios de Combustibles EIA 2014-EIA 2013 para (Búnker, Diésel y GNL) Se puede observar que los precios del Bunker para la proyección EAI-2014 han disminuido considerablemente respecto a la proyección EIA-2012, sin embargo los valores del precio del Diésel y del GNL se mantienen cercanos a esta proyección. Se han considerados para los costos del combustible GNL utilizados en el modelo los valores de precios Henrry Hub, más gastos de internación aproximados a $8.10. Esta consideración se ha tomado de datos proporcionados durante el 1er Taller Interinstitucional para la introducción de Gas Natural (11/12/13), en donde la empresa GAS ENERGY S.A., que es la consultora brasileña enfocada en el sector del gas natural y trabajó de forma conjunta con el proponente ganador del Proceso de Licitación No. DELSUR-CLP-001-2012, Energía del Pacífico S.A. de C.V. 7. PROYECTOS CONSIDERADOS EN EL PLAN OPERATIVO. Proyectos: La base para ubicar los proyectos con mayor probabilidad de entrada a operación se ha tomado del Plan de expansión de ETESAL, tomando otras consideraciones adicionales pero respetando la estructura del mismo. 8

Se ha tomado en cuenta los proyectos ya adjudicados a la fecha como lo es la planta de GNL de Quantum, así como proyectos fotovoltaicos y Eólicos que están en su fase de licitación, así mismo se han tomado los proyectos candidatos que se consideran más probables entren en funcionamiento en la ventana de estudio como lo son Hidro Xacbal al inicio del año 2015, así como ampliaciones de ingenios tales como Ingenio El Ángel e Ingenio Chaparrastique. A continuación se muestran los proyectos considerados en este estudio por tipo de recurso y por año de entrada: Proyectos Por Recurso Año Esperado de Entrada Potencia instalada (MW) Hidroeléctricos Amp. 5 Noviembre 2016 80.0 Chaparral 2017 65.7 Cimarrón 2023 261.0 H-Xacbal 2015 30.0 Geotérmico Opt. de Ahuachapán 2016 6.0 Berlín V-1 2017 6.0 Berlín V-2 2019 30.0 Chinameca 2019 30.0 GNL Motores a GN 2017 380.0 Solar Fotovoltaicos CEL Fotovoltaico 2014 14.2 FV Zona Oriental 2017 60.0 Eólicos Proyecto Eólico 2018 40.0 Ingenios Amp Ing. El Ángel 2015 21.0 Amp Ing. Chaparrastique 2015 55.0 Tabla 4. Proyectos considerados por tipo de Recurso. 9

Los proyectos por año de Entrada se muestran a continuación: Proyectos Por Año Fecha esperada de entrada Potencia instalada (MW) CEL Fotovoltaico 01/12/2014 14.2 H-Xacbal 01/01/2015 30.0 Amp Ing. El Ángel 01/11/2015 21.0 Amp Ing. Chaparrastique 01/11/2015 55.0 Amp. 5 Noviembre 01/05/2016 80.0 Opt. de Ahuachapán 01/12/2016 6.0 Berlín V-1 01/01/2017 6.0 FV Zona Oriental 01/01/2017 60.0 Chaparral 01/12/2017 65.7 Motores a GN 01/12/2017 380.0 Proyecto Eólico 01/01/2018 40.0 Berlín V-2 01/01/2019 30.0 Chinameca 01/01/2019 30.0 Cimarrón 01/01/2023 261.0 Tabla 5. Proyectos considerados por tipo año de entrada. El proyecto Hidro Xacbal se ha modelado, para este estudio, como una central térmica a costo cero, con la finalidad de que esa energía entre en el sistema Salvadoreño como parte de las importaciones netas. Para el el cálculo del valor del GNL en mega equivalente en los Motores a GN, se ha considerado una eficiencia del 7.2 MBTU/MWh, la cual se multiplica al precio del gas antes de la regasificación. Esta consideración es obtenida de datos proporcionados durante el 1er Taller Interinstitucional para la introducción de Gas Natural (11/12/13), en donde la empresa consultora Wartsila trabajó con el proponente ganador del Proceso de Licitación No. DELSUR-CLP-001-2012, Energía del Pacífico S.A. de C.V. Costos de Inversión: Los costos de inversión de los distintos proyectos tienen múltiples fuentes, en principio corresponde a la suministrada por CEL, LaGeo, INE, pero ajustándola para considerar cifras en términos constantes del 2010. Adicionalmente, se tuvo que modificar la fecha más temprana de puesta en funcionamiento porque en la simulación se requiere que las unidades ingresen en enero de cada año. 10

En las tablas siguientes se presentan información de los costos de inversión, fijos y de operación de las alternativas de expansión propuestas tanto renovables como de proyectos genéricos térmicos. En el caso de los proyectos renovables la fecha más próxima de entrada se define como obligatoria en el modelo de expansión, en cambio para las unidades termoeléctricas los años especificados no son firmes o forzados. Información de Costos de Proyectos Renovables Nombre Codigo SDDP Potencia (MW) Inversión ($/kw) CF O&M ($/kw-año) Fecha más Próxima CEL Fotovoltaico ES_Proy_CEL 14.2 2500 25.0 2014 Ampliacion 5 Noviembre ES_5Nov_Ampl 80 2208 16.9 2016 Optimización Ahuachapán ES_OPT_AHUA 6 6066 55 2016 Berlín V-1 ES_AMP_BERV1 6 2890 55 2017 FV Zona Oriental ES_PV_EAST 60 2500 25.0 2017 Chaparral ES_CHAPARRAL 65.7 4997 16.9 2017 Proyecto Eólico ES_PV_WIND 40 2000 25.0 2018 Berlín V-1 ES_AMP_BERV2 30 2890 55 2019 Chinameca ES_CHINAMECA 30 2359 55 2019 Cimarrón ES_CIMARRON 261 2871 16.86 2023 Tabla 6. Costo de Inversión de los Proyectos Renovables. Nombre Codigo SDDP Potencia (MW) Inversión ($/kw) CF O&M ($/kw-año) Fecha más Próxima Motores a GNL(1) ES_CCLNG355 380 1349 30.4 2017 (1) La planta a GN se ha modelado como 19 Motores de 20MW cada uno, sin embargo el proyecto contempla una turbina cuyo objetivo es mejorar la eficiencia de dichos motores. Tabla 7. Costo de Inversión de Motores a GN. 8. MODELADO DE DATOS. Una vez las variables a utilizar han sido fijadas, se tratan los datos a partir de un modelo estocástico usando la versión SDDP 10.2.3c. Se ha considerado para ello un modelo multi-etapas con 5 bloques cuyos valores han sido fijados por la UT. 11

La duración de bloques utilizados en el modelaje del SDDP así como el porcentaje para la desagregación de la demanda, han sido obtenidos de la base de datos UT los cuales se muestran a continuación: Bloque % 1 6.0% 2 26.8% 3 20.2% 4 20.8% 5 26.2% Tabla 8. Porcentaje de Duración de bloques de demanda utilizados en SDDP Bloque % Para desagregar la demanda en Bloques 1 7.81% 2 33.04% 3 21.53% 4 18.24% 5 19.38% Tabla 9. Porcentaje utilizado para desagregar la demanda en bloques. Se ha tomado un numero de 30 series hacia adelante y 10 series hacia atrás del modelo estocástico. El número de Iteraciones mínimas y máximas se consideró en 5 y 10 respectivamente. Datos de Hidrológicos. Se ha considerado además el año 1985 como el año semilla de hidrología más seca debido a su bajo nivel de generación el cual mostro una generación Hidroeléctrica de 1171.12 GWh. Para los datos hidrológicos se han considerado el escenario de hidrología media el cual considera todas las series desarrolladas para este estudio. Sensibilidades. Se han considerado dos sensibilidades, la primera considera la entrada de todos los proyectos planteados. En segunda sensibilidad omite los proyectos Hidroeléctricos planteados como lo son: El Chaparral, Cimarrón así como no se considera la entrada del proyecto Hidro Xacbal en el periodo de estudio. 12

Sensibilidades Descripción 1 Todos los proyectos propuestos entran en operación 2 Los proyectos El Chaparral, Cimarrón e Hidro Xacbal no entran en operación Tabla 10. Sensibilidades del Estudio. 9. RESULTADOS Con las consideraciones antes mencionadas, se han calculado las inyecciones por recurso, así como los datos de precios futuros de la energía en la ventana de estudio. Se considera el año 2018 como año base para analizar el impacto no solo en las potencias instaladas en el sistema nacional sino también en la energía generada por las diferentes plantas y los precios de energía asociados. Esta consideración se debe al hecho que de la mayoría de proyectos candidatos a entrar en operación serán considerados ya en este año así como también, el 2018 marca la entrada en operación del proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), ya adjudicado por la empresa Quantum-GLU, el cual es el proyecto de mayor envergadura previsible para el periodo de estudio. A continuación se muestra la potencia instalada al 2013 así como la proyección de potencia instalada al año 2018 que incorpora los proyectos candidatos a la fecha. Potencia Instalada al 2013 Diesel, 95.2 MW Biomasa 60.9 MW Hidro 477.6 MW Bunker 639.2 MW Geotermica 205.0 MW Hidro Geotermica Bunker Diesel Biomasa Fig. 4 Potencia Instalada en el País al 2013 13

Además el escenario de potencia instalada que se prevé al año 2018 respecto a los proyectos ya adjudicados y los más probables se muestra a continuación tomando en cuenta la primera Sensibilidad en los cuales todos los proyectos entran en operación. Solar 74.2 MW GNL 380.0 MW Escenario de Potencia al 2018 Eolica 40.0 MW Biomasa 136.9 MW Hidro 623.3 MW Termica 764.5 MW Geo 216.0 MW Hidro Geo Termica (Bunker/Diesel) GNL Solar Eolica Biomasa Sensibilidad 1: Fig. 5 Potencia Instalada previsible al año 2018 Sensibilidad 1 Se muestra la generación esperada por tipo de recurso para la sensibilidad 1. En el escenario de hidrología media y sensibilidad 1 se muestra la generación esperada por tipo de recurso el en el periodo de estudio: Año Total Hidro Total Geo Total Biomasa Total Solar Total Eolica Total GNL Total Termicas 2014 2102.40 1622.94 124.53 2.55 0.00 0.00 2362.25 2015 1842.80 1624.25 153.38 31.32 0.00 0.00 2782.10 2016 1936.40 1624.80 223.14 31.32 0.00 0.00 2850.44 2017 2264.50 1714.60 223.14 160.47 0.00 217.74 2329.62 2018 2083.80 1716.84 223.14 160.47 118.88 2257.50 600.06 2019 2226.60 2228.94 223.14 160.47 118.88 2120.90 339.50 2020 2392.80 2228.88 223.14 160.47 118.88 2197.60 363.75 2021 2221.70 2232.02 223.14 160.47 118.88 2386.50 619.51 2022 2389.80 2232.22 223.14 160.47 118.88 2366.90 757.35 2023 2620.90 2237.27 223.14 160.47 118.88 2426.00 758.95 2024 3018.60 2237.70 223.14 160.47 118.88 2414.10 680.47 Tabla 11. Proyección de Generación por tipo de recurso en Hidrología media y sensibilidad 1. 14

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 GWh Como parte de esta proyección se muestra la generación histórica desde el año 1998 por tipo de recurso así como su estimación en el periodo de estudio. 10000.0 Inyeccion Total Hidrología Media GNL Eolica Solar Biomasa Neto Impor/Expo Térmico Geotérmico Hidro Eléctrico 9000.0 8000.0 7000.0 6000.0 5000.0 4000.0 3000.0 2000.0 1000.0 0.0 Fig. 6 Generación histórica y proyección de generación en Hidrología Media y sensibilidad 1. Se muestra además el porcentaje de generación al año 2018 puesto que este año marca la entrada en operación del proyecto de GNL, el cual por sus características de precios bajo disminuiría considerablemente los precios de la energía en este periodo. Generacion 2018 (GWh) Gas natural 32% Solar 2% Eólica 2% Hidroeléctrica 29% Derivados petróleo 8% Biomasa 3% Geotérmica 24% Fig. 7 Porcentaje de Generación en Hidrología Media y Sensibilidad 1 para el año 2018 15

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 GWh Sensibilidad 2: Se ha tratado de recrear la sensibilidad 2 dejando afuera los proyectos hidroeléctricos de Chaparral y Cimarron, asi como el proyecto Hidro Xacbal, para analizar cuáles serán la tendencia de los precios de la energía si estos proyectos no se llevan a cabo. Se muestra la generación esperada por tipo de recurso para hidrología media y sensibilidad 2: Año Total Hidro Total Geo Total Biomasa Total Solar Total Eolica Total GNL Total Termicas 2014 2100.70 1622.76 124.53 2.55 0.00 0.00 2364.19 2015 1838.30 1625.91 153.38 31.32 0.00 0.00 2781.70 2016 1949.30 1626.68 223.14 31.32 0.00 0.00 2835.44 2017 2276.70 1716.81 223.14 160.47 0.00 220.52 2308.68 2018 1934.10 1721.89 223.14 160.47 118.88 2397.30 604.88 2019 2007.10 2236.38 223.14 160.47 118.88 2308.40 364.04 2020 2218.80 2235.99 223.14 160.47 118.88 2350.60 377.58 2021 2088.00 2237.23 223.14 160.47 118.88 2469.70 664.68 2022 2206.40 2240.32 223.14 160.47 118.88 2440.70 858.84 2023 2012.60 2242.67 223.14 160.47 118.88 2523.10 1264.86 2024 2201.40 2243.13 223.14 160.47 118.88 2511.10 1394.97 Tabla12. Generación Esperada por tipo de recurso para hidrología media y sensibilidad 2 Además se muestra el comportamiento histórico de la generación por recurso y su proyección para este mismo escenario así como el porcentaje de generación por recurso para el año 2018. 10000.0 9000.0 8000.0 7000.0 6000.0 5000.0 4000.0 3000.0 2000.0 1000.0 0.0 Inyeccion Total Hidrología Media GNL Eolica Solar Biomasa Neto Impor/Expo Térmico Geotérmico Hidro Eléctrico Fig. 8 Generación histórica y proyección de generación en Hidrología Media y sensibilidad 2. 16

Generacion 2018 (GWh) Gas natural 34% Solar 2% Eólica 2% Hidroeléctrica 27% Derivados petróleo 8% Biomasa 3% Geotérmica 24% Fig. 9 Porcentaje de Generación en Hidrología Media y Sensibilidad 2 para el año 2018 Un dato importante que puede observarse es que si los proyectos hidroeléctricos no se logran construir en el la ventana de estudio la fuente que aportará la energía necesaria para abastecer la demanda en el país será la planta de GNL que llega a un aporte del 34% de toda la inyección para ese año. Los precios obtenidos en el modelo para ambas sensibilidades se muestran a continuación: Año Sensibilidad 1 Sensibilidad 2 2014 170.81 171.69 2015 139.07 143.23 2016 124.1 132.77 2017 126.85 132.58 2018 110.33 116.09 2019 106.01 112.79 2020 106.03 116.3 2021 117.29 123.97 2022 125.5 128.04 2023 122.66 135.39 2024 121.49 140.65 (1): Precios en unidades $/MWh Tabla13. Precios de la Energía. 17

GWh $/MWh 200 150 100 50 Sensibilidad 1 Sensibilidad 2 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Fig. 10 Precios de la Energía para ambas sensibilidades en la ventana de estudio. Se puede observar que los precios de la energía son un poco más alto en la sensibilidad 2 debido la restricción de proyectos hidroeléctricos, sin embargo el precio no se dispara gracias al aporte de energía de la planta de GNL. Finalmente se muestra los precios se elevan como consecuencia de un pequeño déficit energético en el periodo 2015-2017 como se muestra a continuación: 4.00 Sensibilidad 1 Sensibilidad 2 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Fig. 1 Déficit Energético para ambas sensibilidades en el periodo de estudio. El mayor déficit de Energía es alcanzado en el año 2015 asciende a 3.5 GWh en el año, esto quiere decir que si el proyecto Hidro Xacbal no entrara en funcionamiento se mostrarían los primeros signos de déficit energético en ese año disminuyendo con el tiempo debido a la inclusión en 2018 del proyecto de generación eólica. 18

10. CONCLUSIONES El mercado mayorista de generación de El Salvador es un mercado que toma las decisiones de expansión de la generación de modo de abastecer en forma confiable y económica la demanda de electricidad. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación refleja la política energética que Consejo Nacional de Energía está impulsando. Adicionalmente, como ocurre en mercados abiertos intenta ser el reflejo de las decisiones de inversión que tomarían los agentes privados y de gobierno en función de las normas de operación y remuneración de la generación en el Mercado Mayorista, por esta razón el escenario de Expansión de Generación Propuesto por el CNE contempla los proyectos que informaron los agentes generadores en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de El Salvador período 2014 2024 y Programa Quinquenal de Inversiones período 2014 2018, en su informe preliminar / noviembre de 2013. Para satisfacer la demanda de energía eléctrica hasta el 2024 con el criterio de confiabilidad establecido en el escenario base, no se prevé que se requieran proyectos adicionales, salvo los ya identificados a desarrollarse, tales como expansiones de capacidad en ingenios, la puesta en operación de proyectos hidroeléctricos del Chaparral y Cimarron, la expansión en 5 de Noviembre y geotérmicos en Ahuachapán y Berlín. Sin embargo, cabe señalar que se debe dar seguimiento periódico a la gestión de los mismos, de forma tal de tomar las decisiones oportunas con anticipación El Plan es consistente con la Política Energética, en cuanto que Se garantiza la satisfacción de la demanda de energía eléctrica de forma confiable. Promueve el desarrollo de los recursos renovables, esto es que se ha identificado la necesidad de proyectos hidroeléctricos, geotérmicos entre otros, para cubrir la demanda del Mercado Mayorista de Electricidad. Se diversificaría la matriz energética del sector eléctrico si se concreta la introducción del gas natural como combustible de generación así de proyectos fotovoltaicos y Eólicos. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2014-2024 incluye una central generadora con Gas Natural de 380 MW en 2018 para satisfacer la creciente demanda energética del país. Este hecho sienta las bases para garantizar el suministro de energía eléctrica por los próximos 20 años y para impulsar un verdadero cambio en la matriz de generación eléctrica del país. El desarrollo de esta inversión está acompañada del exitoso proceso de licitación también logró atraer la mayor inversión privada en los últimos años, la cual ronda entre los $800 y $1,000 millones de dólares. La entrada en operación de las Plantas de Energía Renovable No Convencional (ERNC) del tipo Foto Voltaicas y Eólicas (100MW), para los años 2016 y 2017, producen un efecto importante en los costos marginal de operación dentro del Plan. En el corto plazo, el precio de la energía depende del parque generador existente y en el mediano y largo plazo, la evolución del mismo dependerá de la instalación de nueva generación más económica y que podría conllevar a una reducción del precio de la energía para el usuario final. 19

Se puede observar además que en caso de que los proyectos hidroeléctricos no llegaran a poderse concretar, habría una estabilidad de precios debido a que la introducción de la planta de Motores a GN supliría la demanda de energía a precios razonables. Si las proyecciones de los combustibles se mantienen y dado que los proyectos que se contemplan en el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión de El Salvador período 2014 2024 y Programa Quinquenal de Inversiones período 2014 2018 se podrían obtener precios aún más bajos puesto que no se han considerado el mercados de contratos que buscan en última instancia estabilizar los precios de la energía. 20