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ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE
UNA PERSPECTIVA NACIONAL. AGOSTO 2014
Contenido
INTRODUCCIÓN 1
ESTADÍSTICAS GENERALES DEL MER 1
EVOLUCIÓN 2
COMPORTAMIENTO POR PAÍS 3
GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONALM 5
COSTA RICA EN EL MER 8
ANÁLISIS DE IMPORTACIONES 8
ANÁLISIS DEL PRECIO DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE
ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL ICE 8
ANÁLISIS CANTIDAD DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE
ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL CENCE 10
COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIÓN TÉRMICA 10
ANÁLISIS DE EXPORTACIONES 11
PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA EXPORTACIÓN 12
GENERACIÓN NACIONAL 12
BENEFICIO ECONÓMICO DE CR EN EL MER 15
PRINCIPALES CONCLUSIONES 16
NOTA 17
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 agosto 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
Estadísticas generales del MER
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.
Por ello, la Intendencia de Energía da seguimiento a
la interacción del ICE con ese mercado, con el
A continuación se exponen los resultados obtenidos
para el mes de agosto 2014 y se comparan con su
similar en el año anterior (agosto 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 agosto 2013,
son:
Gráfico N.°2 Participación relativa por tipo de
mercado, agosto 2013 y agosto 2014
1. La cantidad transada en el MER aumentó un
97% pasando de 83 390 MWh a 164 585 MWh
(ver gráfico N.°1).
2. La participación del MOR aumentó un 14%,
sin embargo el MCR sigue prevaleciendo con
un 83% de las transacciones en el mercado
(ver gráfico N.°2).
3. El precio promedio de venta 1 en el MOR
aumentó en $7/MWh y el de compra
aumentó en $18/MWh (ver gráfico N.°3).
Gráfico N.°1 Cantidad de energía transada en el MER,
agosto 2013 y agosto 2014
(Datos en MWh)
Gráfico N.°3 Precio promedio de compra y venta de
energía en el MOR, agosto 2013 y agosto 2014
(Datos en $/MWh)
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.
Gráfico N. °4 Participación por tipo de transacción
realizada por país en el MER, agosto 2013 y agosto
2014
Los principales hallazgos para los países con respecto
a agosto 2013 son:
1. El gran vendedor es Guatemala, seguido con
un amplio margen por El Salvador (96% y 2%
de participación respectivamente). Los
mayores compradores son Honduras y El
Salvador con 50% y 37%, sin embargo en
agosto 2013 el primer lugar lo ocupaba El
Salvador (ver gráfico N. °4).
2. Existe un aumento en la cantidad de energía
transada en el mercado, ya que
independientemente del tipo de transacción
(compra o venta), éstas son mayores a lo que
se transaba en agosto 2013 (ver gráfico N.° 5).
3. La mayoría de países aumentaron su
participación en el MOR, siendo Nicaragua
quien apostó fuertemente por este mercado
pasando de un 0% en 2013 aun 100% 2014 y
costa Rica el cual en ambos períodos solo
transó por MOR (ver gráfico N.° 6).
4. Los precios promedio de venta que casaron
los países aumentó con respecto a agosto
2013, principalmente en Costa Rica con una
variación de $23/MWh, pasando de
$148/MWh a $171/MWh (ver gráficos N.°7).
3

Gráfico N.°5 Comparación por tipo de transacción
según país en agosto 2013 y agosto 2014
(Datos en MWh)
Gráfico N.°7 Precio promedio de venta 2 en el MOR
por MWh según país, agosto 2013 y agosto 2014
(Datos en $/MWh)
Gráfico N.°6 Participación porcentual por tipo de
mercado según país, agosto 2013 y agosto 2014
Gráfico N.°8 Precio promedio de compra en el MOR
por MWh según país, agosto 2013 y agosto 2014
(Datos en $/MWh)
2 Estos precios no incluye costos de transmisión.
4

Generalidades del Sistema Eléctrico Nacional
Cuadro N°1 Variabilidad de la producción por fuente
en agosto 2013 y agosto 2014.
Con respecto a la generación nacional, la cantidad de
energía térmica utilizada se redujo en más de un 50%,
mientras eólico y el hidroeléctrico aumentó.
Fuente
ago-13
(GWh)
ago-14
(GWh)
Diferencia
(GWh)
Variación
La generación por fuente eólica, aumentó en más del
100%, producto de la generación asociada al Proyecto
Eólico Chiripa, cuyos efectos comenzaron a verse
reflejados desde julio de 2014.
Con respecto a la generación hidroeléctrica hubo un
incremento importante, sin embargo las razones son
distintas a las observadas en el mes de julio, en el cual
la causa principal se debió a una mayor productividad
de las plantas Filo de Agua; para el mes de agosto, a
pesar de que existió un mayor aprovechamiento de
las plantas filo de agua, la razón principal del aumento
fue mayor generación del complejo ARDESA.
En cuanto a la demanda, ésta decreció
aproximadamente un 0,2%
En el cuadro N° 1 se muestran los valores de
generación de energía eléctrica del mes respectivo y
las variaciones sufridas entre los dos meses en
estudio.
Hidroeléctrica 590,3 634,3 44,06 7,5%
Geotérmica 135,8 128,9 -6,91 -5,1%
Térmica 112,3 45,9 -66,32 -59,1%
Eólica 25,4 53,6 28,19 111,0%
Solar 0,2 0,1 -0,04 -27,4%
Importaciones 0,0 0,0 -2,92 -100,0%
Exportaciones 0,1 1,1 -1,59 -60,0%
Demanda 864,1 861,8 -2,35 -0,3%
En el gráfico N°9, del total de energía generada en el
mes de agosto para cada año en estudio se observa el
incremento en la generación hidroeléctrica en más de
un 5%, y el decremento en casi un 8% de la
generación térmica además de la baja en la
generación geotérmica de un 0,8%.
Durante el mes en estudio se produjo una baja en la
producción de energía geotérmica (por manejo del
campo geotérmico) y la térmica, que representó
72,25GWh. Para cubrir dicha cantidad, se dió un
incremento en la generación hidroeléctrica, la cual
vino a representar un 61% de esa diferencia, mientras
que el incremento en la energía eólica, vino a suplir el
otro 39%.
5

Gráfico N.°9 Peso relativo por fuente primaria en la
generación nacional, en agosto 2013 y agosto 2014.
Gráfico N.°10 participación relativa por planta en la
generación eólica del mes de agosto de 2013 y
agosto de 2014.
Se realizó un estudio de la generación eólica e
hidroeléctrica, quienes sufrieron un incremento en la
producción en el mes bajo análisis. En el gráfico N°10,
se muestra la participación relativa por planta de la
generación eólica.
De acuerdo con el gráfico anterior, la entrada en
operación del proyecto Eólico Chiripa, tuvo un
impacto importante en la generación, pues para el
mes en estudio, sólo dicha planta representó un 37%
del total de la producción eléctrica eólica, siendo la
mayor del país en generación. En 2013, la mayor
planta eólica en cuanto a producción fue el Proyecto
Eólico Guanacaste, que representó un 44% del total
generado en dicho momento, y a la fecha significa un
25%, es decir 12 puntos porcentuales más pequeño
que el efecto de Chiripa.
6

Además se analizó concretamente el comportamiento
de las plantas hidroeléctricas. Se clasifican en 3 tipos,
a saber:
a. Complejo ARDESA: Con embalse de regulación
anual.
b. Embalses: Plantas con embalse de regulación
semanal, como Angostura, Pirrís y Cachí.
c. Plantas filo de agua: El restante de plantas
hidroeléctricas del país.
El incremento en este tipo de energía se debió
principalmente a las plantas filo de agua, debido a la
estación lluviosa, lo que conlleva a una mayor
disponibilidad del recurso hídrico y al hecho de que
los embalses de éste tipo de plantas pueden
almacenar sólo unas cuantas horas el agua.
En el cuadro N°2 se observa la participación de cada
tipo de hidroeléctrica, y el crecimiento de cada tipo. El
gráfico N°11 muestra por su parte la relación de cada
tipo de hidroeléctrica en el total generado en los
meses de estudio.
debió a que a finales del mes de julio se tuvo que
verter cierta cantidad de agua de la planta de Cachí,
con el objetivo de vaciar el embalse para poder hacer
trabajos de ampliación de la capacidad de generación.
Lo anterior provocó que la capacidad de producción
de las plantas de embalse semanal (específicamente
Cachí) bajara durante agosto. Por otro lado para
poder realizar las labores de regulación, al perder
cierta parte de la capacidad de Cachí, tuvo que
incrementarse el uso de ARDESA, para suplir dicha
funcionalidad, lo que explica el incremento en la
generación de ARDESA.
Por otro lado el comportamiento de las plantas Filo de
agua se incrementó similarmente al comportamiento
presentado en la comparación de los meses de julio 3 .
Gráfico N°11. Generación eléctrica por tipo de planta
hidroeléctrica del mes de agosto de 2013 y agosto de
2014. (Datos en GWh).
Cuadro N°2. Participación por tipo de hidroeléctrica
en la generación nacional
Tipo de
Hídrica
ago-13
(GWh)
ago-14
(GWh)
Diferencia
Variaci
ón de
Produc
ción
Participa
ción por
tipo de
hidroelé
ctrica
ARDESA 79,7 119,8 40,1 50,3% 58,9%
EMBALSE
SEMANAL 166,9 142,9 -24,0 -14,4%
FILO DE
AGUA 343,7 371,7 28,0 8,1% 41,1%
TOTAL
GENERAL 590,3 634,3 44,1 7,5% 100,0%
Según el cuadro N°2, el complejo ARDESA aportó casi
un 60% más de energía, pasando de 79,7 GWh a casi
120GWh) con respecto al mes de agosto del 2013,
mientras que las plantas filo de agua incrementaron
su generación en más de un 40% (pasando de
343,7GWh a 371,7GWh) mientras que las plantas de
embalse semanal decrecieron en casi un 15% su
producción hacia la baja. El motivo de lo anterior se
3 Ver boletín de julio 2014.
7

Costa Rica en el MER
A continuación se focaliza el comportamiento de
Costa Rica en el MER en cuando a cantidad de MWh
transados
Gráfico N.°13 Participación porcentual de las
transacciones de C.R., por tipo de mercado agosto
2013 y agosto 2014.
1. En agosto del presente año es un escenario
muy diferente con respecto al del 2013, dado
que Costa Rica aumentó la cantidad vendida
en un 1 229%, pasando de 80 MWh a 1 063
MWh (ver gráfico N.°12).
2. El MOR fue el mercado utilizado por el ICE
para transar en el MER (ver gráfico N.°13).
Gráfico N.°12 Compras y venta de energía en el MER
realizadas por CR, por tipo de mercado en agosto
2013 y agosto 2014.
(Datos en MWh)
Análisis de 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 1.1), 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)
8

promedio 4 , lo anterior se expresa en la ecuación 1.2.
Donde:
P < CMg (1.1)
P = Pmin + CVTme (1.2)
P: precio mínimo a comparar con el costo marginal del
sistema.
CMg: costo marginal del sistema eléctrico.
Pmin: precio mínimo promedio de las ofertas de venta
realizadas por los demás agentes de la región en el
mercado de oportunidad, para cada día y cada hora
analizada.
CVTme: costo variable de transmisión promedio de los
contratos realizados por el ICE con otras empresas de
la región para el periodo de estudio.
1. Determinación de posibles pérdidas de
oportunidad de compra:
Ahora bien, según la expresión 1.1 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.
Para el mes de agosto 2014 el CENCE tuvo pérdidas de
oportunidad de compra en 20 horas.
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 (Po), 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,
Po< Pex

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:
El ICE realizó una cantidad inadecuada de ofertas de
compra en el MOR, cuando se cumple la desigualdad
1.4, tal como sigue:
(Qo) < (Qr) < (Qt) (1.4)
Comportamiento de la generación térmica
El total de generación térmica en agosto 2014 fue de
44,5 GWh 7 (60% menos que en agosto 2013). Para
suplir esa generación la mayor participación fue de las
plantas térmicas menos caras 8 en relación al MER
(93%) sin embargo en agosto 2013 fue del 99%.
Gráfico N.° 14 Participación porcentual por planta en
la producción térmica, agosto 2013 y agosto 2014
Donde:
Qo: cantidad de energía ofertada por el CENCE. Qo:
cantidad ofertada en el MOR + compras en MCR.
Qr: cantidad de energía requerida por el CENCE. La
cual se obtiene de la cantidad de energía
predespachada 5 en las plantas térmicas más caras.
Qt: máxima capacidad de transmisión de energía
desde Guatemala 6 hacia Costa Rica, para cada hora.
Las plantas térmicas caras son aquellas cuyo costo
variable promedio son mayores al precio máximo de
compra casado por el ICE para el mes de estudio
(precio de referencia). Sin embargo para el mes de
agosto el comportamiento de CR como país cambió
para exportar energía eléctrica, por lo que el análisis
no procede.
7 La generación térmica en agosto 2013 fue de 108,6 GWh
5 La cantidad de energía predespachada con las 4 plantas
térmicas caras se obtiene del “prenac” del CENCE, el cual
no incluye importaciones.
6 Considerando que, tal y como se explicó apartados atrás,
Guatemala se ha posicionado como el vendedor de la
región.
8 Dado que la importación fue casi nula en Julio y
totalmente nula en Agosto se procedió a tomar el precio
de referencia de compra en el mercado para la
identificación de las plantas térmicas cara al mes de junio
($255/MWh) resultando Moín III, Moín II, San Antonio y
Barranca, las térmicas caras.
10

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:
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 9 .
= Costo variable promedio de la planta
térmica más barata, en este caso garabito 10 .
Precio de compra ofertado más alto en la región para
la hora i.
i=[00, 23]
Para todas las horas del mes de agosto 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:
=
Donde,
Costo marginal ajustado para la hora i
=Costo marginal del SEN para la hora i
=Precio promedio ex ante de todas las
ofertas de venta del ICE en la hora i.
Para el mes de agosto 2014, se comprobó que en 631
horas el ICE tuvo oportunidad de mejorar las ofertas
de venta vía precio, es decir, disminuyendo el precio
de venta ofertado, pudo haber exportado una
cantidad mayor de energía (Ver Diagrama N.° 2).
9 El CVTMe de Junio 2014 ($53/MWh), ya que en agosto
2014 no hubo contratos en el MCR.
10 Se puede dar la posibilidad que no se oferte vender
cuando de margina con Hidroeléctrico, ya que por
planificación intertemporal se necesite almacenar agua, no
obstante aún con ese supuesto, como mínimo se debería
ofrecer energía a un costo igual o mayor al costo promedio
de PT Garabito.
11

Diagrama N.° 2 Comportamiento de las decisiones de
exportación del ICE por medio de análisis precio,
agosto 2014
Gráfico N.° 13 Costo variable promedio de energía
térmica por orden de mérito económico por planta
térmica ($/MWh)
Plantas competitivas para la exportación
En este mes, Costa Rica fue un exportador neto, por lo
que el análisis mensual en cuanto a la determinación
de las plantas térmicas “caras” y “menos caras” para
sustituir por importación no posee la misma
rigurosidad que en los meses anteriores debido a que
en agosto no se dispone de un precio de referencia de
compra por parte de Costa Rica.
Dado lo anterior, 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 agosto el precio de referencia es de
$200/MWh, siendo las plantas de Garabito, Orotina y
Guápiles las plantas con costos competitivos para
vender su generación.
Generación Nacional
Este apartado muestra la generación nacional de
manera horaria y por tipo de fuente de energía para el
mes de agosto 2014.
12

Gráfico N°14 Curva Prenac por tipo de fuente para
agosto 2014
Gráfico N°16 Curva generación nacional posdespacho
por tipo de fuente para agosto 2014
Gráfico N°15 Curva generación nacional predespacho
por tipo de fuente para agosto 2014
Las gráficas de prenac y posdespacho muestran el
despacho ideal (óptimo energética y
económicamente) ante una demanda y disponibilidad
de recursos estimados. El gráfico prenac (gráfico
N°14) no muestra interacción con el MER mientras el
de predespacho (gráfico N°15) sí toma en cuenta la
energía tranzada en el Mercado Regional; al comparar
ambos gráficos y al no haber casado Costa Rica oferta
de compra en el MER no presentan mayor diferencia
entre ellos más que ajustes probablemente derivados
de la nueva optimización tomando en cuenta las
exportaciones que se prevén realizar.
Por su parte la curva real de generación (post
despacho) muestra la distribución de los recursos
realizada para satisfacer la demanda nacional así
como las exportaciones realizadas en el MER. La
mayor desviación respecto a pre despacho la presentó
la energía térmica cara ya que se utilizó un 279% más
de lo previsto (2,56 GWh).
Para el mes de agosto la demanda con respecto a julio
disminuyó en un 3%, lo cual fue previsto desde las
curvas prenac y predespacho las cuales respecto al
mes pasado presentaron una desviación del 4%
inferior. A pesar de que tanto la demanda prevista
como la real fueran menor a la obtenida en julio la
utilización de plantas térmicas fue mayor en agosto.
Mientras en julio fue necesaria la utilización de 2,36
13

GWh de energía térmica (0,3% de la demanda de
julio) en agosto se utilizó 45,94 GWh (5% de la
demanda). La cantidad de energía térmica utilizada
provino en su mayor parte de las plantas térmicas
menos caras siendo sólo 3,48 MWh (8% de la energía
térmica total utilizada). Es importante destacar que
las desviaciones presentadas en energía térmica cara
fue producto de desviaciones en energía forzada
como la eólica, plantas filo de agua que presentaron
menor generación de la estimada e indisponibilidades
forzadas de generación que sucedieron en 6 días del
mes, así mismo para los días en que se da la
desviación influyen factores adicionales como un
aumento en la demanda proyectada para un día en
específico o limitaciones de generación debido a
restricciones de flujo por las líneas de transmisión.
En agosto se presentaron un total de 155
indisponibilidades de generación, el gráfico N°17
muestra la fuente afectada y el tipo de
indisponibilidad presentada para cada fuente. Resalta
que del total de indisponibilidades el 72% fue de tipo
forzada (retiro de un activo de forma súbita y no
programada). A pesar de haber sido mayor el
porcentaje de indisponibilidades forzadas en términos
de energía representan un mayor peso las
indisponibilidades programadas (retiro de un activo
en cumplimiento de un programa de mantenimiento
aprobado por el operador del sistema), el 90% de la
energía no disponible se debió a este tipo de
indisponibilidades lo cual correspondió a
aproximadamente 149 GWh como se muestra en el
gráfico N°18.
Gráfico N°17 Indisponibilidades de generación por
tipo de fuente durante agosto 2014
Gráfico N°18 Energía indisponible por tipo de
indisponibilidad durante agosto 2014
Como es usual, debido a que el embalse de Arenal es
el más grande que posee el país con una cota máxima
de 545 msnm, nivel alcanzado por última vez para el
verano del 2009, y debido a que es de vital
importancia durante los meses secos, en los cuales la
generación hidroeléctrica suele bajar a razón de los
bajos caudales en las tomas de agua de las plantas de
generación, se muestra la evolución mensual del nivel
de dicho embalse ya que es necesario contar con un
nivel elevado para atender la demanda de los meses
14

de verano sin recurrir en gran medida a la generación
térmica cuyos efectos son conocidos.
Gráfico N°19 Nivel del embalse de Arenal al 31 de
agosto 2014 comparado con los niveles estimados
ante diferentes hidrologías.
Gráfico N°20 Nivel del real del embalse de arenal al
31 de agosto 2014 comparado con los niveles reales
del embalse durante los años 2012 y 2013.
escenarios se obtienen por medio de un software de
simulación que toma en cuenta diversas series
hidrológicas y un plazo de 5 años, es decir que toma
en cuenta proyectos de generación previsto para
entrar en ese plazo como el caso de Reventazón
(305,5 MW), 2016, y en base a esto da como
resultado el manejo óptimo del embalse. Ante estos
resultados es apreciable que el nivel del embalse se
encuentra aproximadamente 2 msnm por encima de
la curva de hidrología superior a pesar de que la tasa
de crecimiento mensual haya disminuido en julio
donde fue de 0,51%, a agosto durante el cual la tasa
de crecimiento fue de 0,13%.
De la gráfica N°20, donde se presenta el nivel real del
embalse (537,8 msnm) a finales de agosto, en
comparación con el nivel real para la misma fecha de
los 2 años anteriores (2013 y 2012) muestra que a
partir de agosto las condiciones hidrológicas
mejoraron notablemente con respecto al 2012 y 2013
pues la diferencia en el nivel del embalse en
considerablemente alta siendo de 2,8 msnm respecto
a la curva del 2013 y 3 msnm por encima del nivel
durante el 2012, de mantenerse estas condiciones el
verano del 2015 comenzaría con un nivel en Arenal
superior al presentado el año pasado; sin embargo la
curva presenta una tendencia a estabilizarse
disminuyendo la tasa de crecimiento mensual, por lo
que se prevé comenzar el 2015 con un nivel similar al
del 2014.
Beneficio económico de CR en el MER
La gráfica N°19 muestra el nivel real del embalse
frente a distintos escenarios hidrológicos, dichos
escenarios corresponden a niveles propuestos que se
consideran adecuados de presentarse dicha hidrología
en el año, es importante considerar que éstos
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 agosto, 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
15

cuando estén presentes en el prenac del día
respectivo (predespacho que no toma en cuenta
importaciones ni exportaciones).
Para estimar el ahorro, se calcula el valor de lo
sustituido a costos de las plantas térmicas caras,
menos lo que costó comprarla en el MER.
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 agosto, fue de un beneficio
estimado aproximado de $154 462
Tabla N.°1 Desglose del ahorro y ganancia en agosto
2014 por parte del ICE
Tabla N.°1 Desglose del ahorro y ganancia en
agosto 2014
Importaciones
Total de MWh a sustituir 981
Casado en MCR (MWh) -
Porcentaje casado en MCR -
Estimación de gasto con
plantas térmicas caras
-
Gasto en importación -
Ahorro en MCR -
Casado en MOR (MWh) -
Porcentaje casado en MOR -
Estimación de gasto con
plantas térmicas caras
-
Gasto en importación -
Ahorro en MOR -
Ahorro Total -
Exportaciones
Costo de la exportación 26 587
Venta por exportación 181 049
Ganacia vía exportación 154 462
Beneficio total MER ($) 154 462
Principales conclusiones
En términos generales, se destacan los siguientes
puntos:
1. Guatemala continúa siendo el gran vendedor
en el MER.
2. Honduras fue el gran comprador, cupo que
había sido ocupado por El Salvador.
3. Costa Rica se configuró en agosto de 2014
como un país exportador (tercero en la
región)
4. ICE da un giro en cuanto a la cantidad vendida
con respecto a agosto 2013 aumentando en 1
229%.
5. Para el mes de agosto el ICE obtuvo una
ganancia estimada por $ 154 462,43,
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provenientes en su totalidad por la
exportación de energía.
6. En el mes de agosto de 2014 se presentó un
incremento con respecto al mismo mes del
año 2013 en cuanto a la generación
hidroeléctrica y eólica. Lo anterior se debió
principalmente en el caso hidroeléctrico a un
aumento en la generación del complejo
ARDESA y a la participación en el caso eólico
de la Planta Chiripa.
7. El proyecto eólico Chiripa participó en más de
la tercera parte del total generado (37%).
8. La demanda eléctrica decreció cerca del 0,3%,
con respecto a su similar en el 2013, lo que
impacto la acción de Costa Rica en el mercado
regional (exportador neto).
9. A pesar de presentarse mayoritariamente
indisponibilidades forzadas, éstas tan sólo
representan un 10% de la energía dejada de
percibir por indisponibilidades.
10. 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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