Introducción Estadísticas generales del MER

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
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espectivo (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 $1 341 333.
Tabla N.°1 Desglose del ahorro y ganancia en
diciembre 2014 por parte del ICE
TOTAL MWh A SUSTITUIR
IMPORTACIONES ( Casado) 1 049
MWh Casado en MCR
Costo en MCR ($)
Costo Produccion Nacional (MCR) ($)
Ahoro vía MCR ($)
MWH Casado en MOR 1 049
Costo en MOR ($) 117 174
Costo Produccion Nacional (MOR) ($) 149 008
Ahoro vía MOR ($) 31 834
Ahorro Total con Importaciones ($) 31 834
DE LO NO CASADO
Ahorro Potencial ($)
Gasto No Cazado para País ($)
Gasto Potencia No cazado en MER ($)
EXPORTACIONES 33 005
Costo Exportación ($) 329 670
Venta de lo exportado ($) 1 639 169
Ganancia vía exportación ($) 1 309 499
Beneficio Total MER ($) 1 341 333
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.
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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
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