Boletin Anual 2015-FINAL

BOLETÍN INFORMATIVO
MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL y
SITEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Informe Anual 2015

ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE
UNA PERSPECTIVA NACIONAL. 2015.
INTRODUCCIÓN………………………………………………………1
ESTADÍSTICAS GENERALES DEL MER……………………………1
EVOLUCIÓN…………………………………….………………….1
COMPORTAMIENTO POR PAÍS………………………………..3
GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL……..4
COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIÓN TÉRMICA………9
COSTA RICA EN EL MER ………………………………………..10
IMPORTACIONES…………………………………………………..10
ANÁLISIS DEL PRECIO DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE
ENERGÍA EN EL MOR POR PARTE DEL ICE…………….…11
ANÁLISIS CANTIDAD DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA
EN EL MER POR PARTE DEL ICE……………………….…...12
PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA IMPORTACIÓN……….12
EXPORTACIONES……………………………………………………12
ANÁLISIS DE EXPORTACIONES……………………………….12
PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA EXPORTACIÓN……...14
GENERACIÓN NACIONAL…………………………………………2
BENEFICIO ECONÓMICO DE CR EN EL MER…………………15
PRINCIPALES CONCLUSIONES……………………………………16
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.
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 de tipo hidrotérmico 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 año 2014 y 2015; con el propósito de
confrontar el comportamiento del ICE en periodos con
la misma estacionalidad, además de analizar los
cambios de mayor relevancia, en cuanto a la
importación y exportación, producción térmica, etc.
Estadísticas generales del MER
A continuación se exponen los resultados obtenidos
para el año 2015 los cuales se comparan con el año
2014.
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.
Evolución
Entre los principales resultados para el 2015 se
presentan:
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1. La mayor cantidad de energía transada en el
MER durante el 2015 se presentó en el mes
de diciembre con 129 376 MWh mientras que
la cantidad mínima de energía transada fue en
el mes de febrero con 96 043 MWh. (ver
gráfico N.°1).
Gráfico N.° 2 Distribución porcentual de la cantidad
de energía transada en el MER por tipo de mercado y
para cada mes, 2014 y 2015.
2. La participación en el MOR en el 2015
aumento poco más del doble comparado con
el 2014 esto influenciado por la participación
de Costa Rica en dicho mercado (ver gráfico
N.°2). Por otra parte el MCR representa
alrededor del 58% del MER.
3. El precio promedio de compra y venta en el
MOR ha tendido una constante baja, pasando
de valores cercanos a los 157$/MWh en el
2014 a precios alrededor de los 87$/MWh en
el 2015, esto puede deberse a la disminución
en los costos de transmisión y al desarrollo
del mercado que permite la disminución de
los precios transados (ver gráfico N.°3).
Gráfico N.°1 Cantidad de energía transada en el MER,
2014 y 2015
Gráfico N.° 3 Precio promedio de compra y venta de
energía en el MOR por mes, 2014 y 2015
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Comportamiento por país
Esta sección identifica las principales características
de mercado por país en el MER y los precios
transados.
Los principales hallazgos encontrados en el MER para
los países miembros en el periodo de estudio son:
1. Costa Rica aumentó en 15 puntos
porcentuales sus ventas con respecto al 2014,
el gran vendedor de la región sigue siendo
Guatemala a pesar que disminuyó levemente
su participación en el MER con respecto al
2014. (ver gráfico N. °4).
8. El precio promedio $/MWh de compra para
Costa Rica en el MER 2015 presentaron una
importante variación porcentual del 180,43%,
esto quiere decir que Costa Rica compra
energía a casi el triple de lo que costaba en el
2014. (Ver gráfico N. °7).
9. En el caso de las ventas en el MER 2015, se
observa el precio promedio $/MWh de venta
de Costa Rica es el menor en la región esto ha
provocado un aumento en las exportaciones.
(Ver gráfico N. °7).
Gráfico N.° 4 Participación por tipo de transacción
realizada por país en el MER, 2014 y 2015.
2. El gran comprador de energía continúa siendo
El Salvador el cual representa el 72% del MER
(ver gráfico N.° 4)
3. Panamá disminuyó drásticamente la
importación de energía en el 2015, esto se
puede explicar en cierta parte por la
capacidad de trasmisión hasta ese país. (ver
gráfico N.° 4).
4. Honduras continúa siendo un comprador neto
y Panamá se muestra como vendedor neto,
por otra parte Nicaragua es el que menos
compra y vende energía en el MER. (ver
gráfico N.°5)
Gráfico N.° 5 Energía transada según tipo de
transacción por país, 2014 y 2015.
5. En el 2014 el MCR representaba el 80% de las
transacciones, para el 2015 este porcentaje
disminuyó a un 58%, lo cual se puede explicar
por los precios más atractivos del MOR. (ver
gráfico N.°6)
6. Guatemala, Panamá y El Salvador predominan
en las transacciones en el MCR para ambos
periodos. Mientras que Costa Rica, Honduras
y Nicaragua desarrollaron la mayoría de las
operaciones en el MOR para el periodo 2015.
(ver gráfico N.°6)
7. Panamá tuvo una variación importante entre
2014 y 2015 en el MCR, disminuyendo en 34
puntos porcentuales las transacciones en
dicho mercado. (ver gráfico N.°6)
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Gráfico N.° 6 Participación porcentual según tipo de
mercado por país, 2014 y 2015.
Gráfico N.° 7 Precio promedio $/MWh de compra y
venta en el MOR por país, 2014 y 2015.
Dada la variabilidad meteorológica, y a la alta
dependencia del SEN de las fuentes de tipo Filo de
Agua, las desviaciones en cuanto a la disponibilidad
del recurso hídrico son típicamente cubiertas con
generación térmica, la cual funciona a base de
hidrocarburos.
En cuanto a la diversificación de la matriz energética,
la estrategia del país ha apuntado típicamente a la
incursión de otras tecnologías de aprovechamiento de
fuentes renovables, presentando así una importante
cantidad de energía geotérmica, eólica y en menor
medida biomasa y solar. Otro factor que en los
últimos años ha sido de gran importancia para la
satisfacción de la demanda ha sido la importación de
energía desde el MER durante los periodos de escasez
de fuentes propias lo que a su vez repercute en la
cantidad de hidrocarburos que se evitan consumir. Así
mismo, en los periodos de exceso de recursos, se han
logrado colocar parte de esos excedentes en dicho
mercado. En el cuadro N°1 aparecen los datos sobre la
generación a partir de las distintas fuentes utilizadas
para satisfacer la demanda nacional y los
requerimientos del sistema eléctrico nacional por
medio de exportaciones de electricidad.
Cuadro N.° 1 Variabilidad de la generación para
satisfacción de demanda de energía por fuente entre
el 2014 y el 2015. (Datos de Energía en GWh)
Generalidades del Sistema Eléctrico
Nacional
En el ámbito técnico, la generación eléctrica del país
responde a una configuración hidro-térmica, usando
como fuente principal las plantas hidroeléctricas de
diferente tamaño de embalse y capacidad instalada y
por consecuencia los distintos usos que se asignan a
cada una en la planificación y operación del SEN.
Fuente 2014 2015
Variación
Diferencia
Porcentual
Hidroeléctrica 6.745,6 8.081,5 1.335,9 20%
Geotérmica 1.495,6 1.417,5 -78,1 -5%
Térmica 1.033,4 108,1 -925,3 -90%
Eólica 729,6 1.066,1 336,5 46%
Biomasa 83,5 81,8 -1,7 -2%
Solar 1,6 1,6 0,0 0%
Importaciones 251,4 172,5 -78,9 -31%
Exportaciones 69,7 280,1 210,3 302%
Demanda* 10.270,9 10.649,0 378,1 3,68%
*Se refiere a la demanda nacional de energía durante los años en
cuestión, no debe confundirse con el concepto de demanda
máxima de potencia. La Demanda Nacional de Energía, contempla
la suma de todo lo generado, más lo importado menos lo
exportado.
Fuente: IE, Aresep
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La información presentada en el cuadro anterior
muestra los datos más relevantes de la generación
durante los años en estudio, dichos cambios
responden a la entrada en operación de proyectos
nuevos y la disponibilidad de recursos según el caso.
Entre los datos de importancia obtenidos se puede
ver la variación de la generación hidroeléctrica la cuál
fue 20% superior en el 2015 con respecto al 2014, de
manera similar la generación eólica aumentó en casi
50% y las exportaciones subieron más del 300%. Por
otra parte la energía térmica generada decreció más
de 925GWh, siendo ésta 90% menos que durante el
2014, lo anterior debido a las condiciones atípicas de
humedad durante la estación seca que se presentaron
durante el 2015. Además se nota una reducción en la
generación térmica del 90% con respecto al 2014 y
una disminución de más del 30% en importaciones
generando beneficios asociados al mayor
aprovechamiento del MER.
Visualizando únicamente lo generado dentro del
territorio nacional, el gráfico N°8 permite comparar la
importancia relativa de cada una de las tecnologías de
generación utilizadas para satisfacer la demanda de
cada año.
generación, además del fuerte incremento en la
generación hidroeléctrica y la eólica cuyos pesos
relativos se incrementaron en más de 7 puntos
porcentuales para el caso hidro y casi 3 puntos
porcentuales para el caso eólico. Siempre en el mismo
gráfico se puede observar como el peso relativo de la
generación geotérmica bajó en aproximadamente un
punto porcentual sin embargo en términos absolutos
la variación fue de un pequeño incremento de casi
12GWh. En el caso de la biomasa su variación fue
mínima en términos absolutos y relativos y la
geotérmica varió hacia la baja en 1,5 puntos
porcentuales.
De las estadísticas anteriores resulta interesante
aunar en el caso hídrico, con el fin de comprender
cuándo se dieron las variaciones que provocaron la
disminución de la utilización térmica. En el gráfico N°9
se observa la matriz de generación interanual 2014-
2015, sin considerar los intercambios con el MER de
manera que se aprecia el cambio en la utilización de
los recursos internos del país para la generación.
Gráfico N.° 9 Matriz de Generación Eléctrica Nacional
2014-2015 (Datos de Energía en GWh).
Gráfico N.° 8 Peso relativo por fuente primaria en la
generación nacional para los periodos de estudio.
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Fuente: IE y CENCE, Aresep
En el gráfico N°8 se evidencia la drástica disminución
de la utilización de combustibles fósiles de manera
interanual, pasando de un peso relativo de 10,2%
equivalente a 1033,4GWh a un valor relativo de la
generación anual de sólo el 1%, siendo esto en
términos absolutos poco más de 108GWh apreciar la
reducción de la utilización de fuentes térmicas para la
Como se observa en el gráfico anterior, los primeros 4
meses de 2015 presentaron una mayor participación
del recurso hídrico, debido a la ya mencionada
condición inusual de hidrología alta, además de un
mayor aprovechamiento de recurso eólico gracias a la
incursión de los proyectos eólicos Chiripa y Tilawind,
así como de la cantidad y calidad de recurso eólico
percibidos durante el fin del 2014 y principios del
2015.
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A continuación se analiza en detalle la generación
para cada una de las fuentes de energía eléctrica
utilizadas en el país 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 cuadro 2 se presenta el comportamiento de los
tres tipos de hidroeléctricas; según la clasificación en
que se estudian por parte de la Intendencia de
Energía, a saber
los datos mostrados, sólo el incremento en la
generación filo de agua adicionó 647GWh de manera
interanual. En el gráfico N°10 se aprecian claramente
dichas variaciones.
Gráfico N.° 10 Generación eléctrica por tipo de planta
hidroeléctrica. (Datos en GWh)
a. Embalse R. Anual: Complejo ARDESA.
b. Embalse R. Semanal: Plantas de Angostura,
Cachí y Pirrís.
c. Filo de Agua: las demás plantas
hidroeléctricas que no poseen un embalse de
tamaño importante.
Cuadro N.° 2 Variabilidad de la producción según tipo
de hidroeléctrica. (Datos de Energía en GWh)
Tipo de
Variación
2014 2015 Diferencia
Hídrica
Porcentual
Embalse R.
Anual
1407,6 1905,2 497,6 26,1%
Embalse R.
Semanal
1498,1 1689,4 191,3 11,3%
Filo de Agua 3839,9 4486,9 647,0 14,4%
TOTAL
GENERAL
2794 3788,5 994,5 35,6%
Fuente: IE y CENCE, Aresep
De acuerdo con lo anterior se observa que el principal
aumento en la generación hidroeléctrica se dio en lo
generado por el embalse de regulación anual del
complejo ARDESA, esto producto no sólo de la mayor
disponibilidad de recurso, sino por una cuestión de
manejo operativo de los embalses, previendo la
entrada para el 2016 del proyecto hidroeléctrico
Reventazón el cual adicionará más de 300MW de
potencia instalada. A pesar del incremento en la
generación del complejo ARDESA, se nota que el
aumento de utilización de fuente hídrica fue
generalizado a todos los tipos de plantas de acuerdo
con la clasificación usada por el Ente Regulador,
aumentando en casi 1000GWh generados de más
durante 2015, con respecto al 2014. De acuerdo con
Fuente: IE y CENCE, Aresep
En el gráfico anterior, se puede observar como la
cantidad de energía generada con plantas filo de
agua, era superior en enero de 2015 con respecto a lo
que se generó en enero del 2014 por este medio en
alrededor de 100GWh, y se nota como en valle de
generación llegó a su punto más bajo en 2015 durante
abril, desplazándose casi un mes con respecto al
punto mínimo de generación con filo de agua en
2014, el cual además se nota que tuvo durante ese
año una duración aproximada de 3 meses, mientras
que en 2015 dicho valle tuvo una duración
aproximada de un mes. Las variaciones que sufre la
generación nacional producto de la alta dependencia
de las fuentes hidroeléctricas con operación a Filo de
Agua, han llevado a que esta Intendencia calcule un
índice mediante el cual se pueda determinar la
dependencia mensual que sufre el SEN, en términos
relativos entre la cantidad generada por estas fuentes
y el total generado al mes. El espíritu de lo anterior es
determinar el grado de dependencia, con respecto a
estas fuentes y el grado de variación en la generación
que se debe considerar a futuro para soportar la
variabilidad de las mismas. En el gráfico N°11 se
observa la comparación interanual de dependencia de
fuentes a filo de agua de la generación nacional.
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Gráfico N.° 11 Índice de Dependencia de la
Generación Nacional de las Fuentes Hidroeléctricas a
Filo de Agua.
Gráfico N.° 12 Generación eléctrica por medio de
Parques Eólicos (Datos de Energía en GWh)
Fuente: IE, Aresep
De acuerdo con lo visto en el gráfico anterior, se nota
como la tendencia del sistema hasta julio, fue de
incrementar su dependencia de las Hidroeléctricas
Filo de Agua, aumentando el riesgo en cuanto a
satisfacción de demanda, por no ser éstas capaces de
suministrar el respaldo necesario, y aumentar la
dependencia de una única fuente energética. Para el
mes de julio sin embargo se nota como comienza a
invertirse dicha tendencia y se nota un decremento
con respecto al 2014. Esto de acuerdo con lo
presentado en el gráfico N°9, puede interpretarse
como una reducción debido al incremento en la
generación eólica, que comienza a ser evidente al
comparar Julio de 2014 contra julio de 2015. Además
se puede verificar mediante el gráfico N°10 que la
participación relativa entre la generación Filo de Agua
y la Generación por medio de Embalses de Regulación
Semanal y Anual, varió muy poco. Ante esta situación
se interpreta una mejora en cuanto a la diversificación
de la matriz energética, provocando que el sistema
sea menos vulnerable ante los cambios climáticos, sin
embargo, la generación eólica tampoco brinda
firmeza en la oferta de energía, por lo que la
integración de las fuentes de energía firme sigue
incrementando el riesgo del sistema para reaccionar
ante las variaciones de potencia consecuentes de las
fuentes no firmes de energía.
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Dicho gráfico muestra algunos datos interesantes, lo
primero es que el crecimiento de la utilización del
recurso generó más electricidad, siendo superior en
aproximadamente 336GWh más durante todo el año
2015 que lo generado durante el 2014. Se nota
además como el primer punto mínimo de generación
eólica se corrió un mes, presentándose en junio
durante el 2015, y finalmente se nota como el
decaimiento en el segundo valle mínimo provocó que
durante octubre la generación eólica fuese apenas
11GWh superior a lo visto en 2014.
Observando específicamente cada planta, las
principales responsables del incremento en el
aprovechamiento de energía son los Proyectos Eólicos
Chiripa, Orosi y Tilawind, y se nota como las demás
plantas tuvieron algún incremento o mantuvieron su
generación con respecto al 2014 a excepción de
Tejona la cual generó un poco menos que en el año
base, esto se aprecia en el gráfico N°13
Ante este comportamiento, resulta importante
analizar el aporte y participación de la generación
eólica durante el año, de manera que en el gráfico N°
gráfico N°12 muestra el comportamiento mensual de
la generación eólica (en GWh).
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Energía Generada
Enero
Marzo
Mayo
Julio
Septie…
Noviem…
Enero
Marzo
Mayo
Julio
Septie…
Noviem…
Gráfico N.° 13 Generación eléctrica por planta Eólica
(Datos de Energía en GWh)
Gráfico N.° 15 Generación Geotérmica (Datos de
Energía en GWh)
Fuente: IE y CENCE, Aresep
En cuanto a la fuente geotérmica, en el gráfico N°14
se muestra el comportamiento de esta, de manera
que se observa como es esperada su poca variabilidad
en el año, sin embargo se nota el leve decrecimiento
de esta.
Gráfico N.° 14 Generación Geotérmica (Datos de
Energía en GWh)
Fuente: IE y CENCE, Aresep
En cuanto a la generación con biomasa se analizó la
participación por ingenio, siendo El Viejo, y Taboga
generadores considerados. En el gráfico N°16 se
puede observar el total generado en cada año por
cada planta cogeneradora de estos ingenios.
Gráfico N.° 16 Participación relativa por Ingenio en la
generación con biomasa. (Datos de Energía en GWh)
2014
15
10
-5 05
Ingenio El Viejo
Mes
Ingenio Taboga
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Como ya se ha mencionado en ediciones anteriores
de los boletines de la IE, las disminuciones paulatinas
de la generación del parque Geotérmico Miravalles se
da debido a que este se encuentra hacia el final de su
vida útil, la planta Boca de Pozo estuvo durante algún
periodo de 2015 en un proceso de mantenimiento
que provocó durante el 2015 que dicha planta
estuviese fuera de operación. La generación
geotérmica por planta se muestra en el gráfico N°15.
Fuente: IE, Datos CENCE, Aresep
En el gráfico anterior se observa la importancia
relativa de cada Ingenio en el total generado por
medio de biomasa. Se nota además la época de zafra
de cada año y se puede apreciar cómo durante
diciembre de 2015 se generó menos que durante
diciembre de 2014, además es posible apreciar que la
época de zafra entre Diciembre de 2014 y Abril de
2015 presentó picos de generación menores que
entre la zafra 2013-2014.
Finalmente, siendo el parque Solar Miravalles la única
central en su género en el país, el análisis del
comportamiento del recurso se limita únicamente a
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verificar el comportamiento de la generación de dicha
planta a lo largo de los años en estudio tal y como se
muestra en el gráfico N°17.
Gráfico N.° 17 Generación Fotovoltaica de
Electricidad. (Datos de Energía en GWh)
de utilización de las plantas según dicha
categorización.
Gráfico N.° 19 Utilización por tipo de planta de fuente
térmica para la generación eléctrica. (Datos de
Energía en GWh)
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Nótese que el comportamiento en ambos años es
muy similar, salvo el pico de generación de 2014,
durante el mes de marzo.
Comportamiento de la generación térmica
Realizando un análisis detallado por planta para
determinar la participación de cada una en la
generación anual, se presenta el gráfico N°20.
Gráfico N.° 20 Utilización por planta de fuente
térmica para la generación eléctrica. (Datos de
Energía en GWh)
Con respecto a la generación térmica se nota que el
uso del componente térmico es mucho más pequeño
respecto al utilizado durante el año anterior, esto se
presenta a continuación en el gráfico N°18.
Gráfico N.° 18 Variación de la utilización de la fuente
térmica para la generación. (Datos de Energía en
GWh)
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Se puede observar cómo la planta Garabito es la que
se ha utilizado de manera extensiva tanto en 2014
como en 2015 debido a que el despacho térmico se
realiza por mérito económico. Al ser esta la planta
más eficiente en su tipo tiene lógica que sea la que
genere más. Además se puede verificar la baja
utilización de las demás plantas durante el 2015,
bajaron a niveles despreciables comparados con
Garabito.
A nivel de la clasificación entre fuentes térmicas caras
y menos caras, en el gráfico N°19 se presenta el nivel
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Costa Rica en el MER
Gráfico N.° 10 Evolución de las compras y ventas de
energía de Costa Rica por mes, 2014 y 2015.
A continuación se focaliza el comportamiento de
Costa Rica en el MER en cuando a cantidad de MWh
transados.
1. Costa Rica presentó importantes variaciones
entre el 2014 y 2015, pues pasó de exportar
69 749 MWh a 280 051 MWh, este aumento
en la exportación se debe a los precios
atractivos que vende Costa Rica en MOR. (Ver
gráfico N.°16).
2. Por las condiciones climáticas y del sistema de
generación que presenta el país, en el 2015 se
importó energía en Abril en cantidades
considerables, por otra parte no se exportó en
los meses de junio y julio. (ver gráfico N.°17).
Gráfico N.° 11 Participación porcentual de las
transacciones de Costa Rica según tipo de mercado,
2014 y 2015.
3. En el 2015 se realizaron más compras de
oportunidad comparado con el 2014 y
disminuyó en menor cuantía las compras en el
mercado de contrato. (ver gráfico N.°18).
Gráfico N.° 9 Compras y venta de energía en el MER
realizadas por Costa Rica, según tipo de mercado,
2014 y 2015.
Importaciones
Es importante realizar un análisis del comportamiento
de las importaciones realizadas por el ICE, para ello se
estudia la cantidad de energía y precio ofertado de
compra, además de las pérdidas de oportunidades
cuando no ofertó comprar.
Dicho análisis se realiza únicamente para el MOR ya
que los precios de los MCR no son de carácter público
y las transacciones son por mutuo acuerdo. Por el
contrario en el MOR se realizan ofertas de compra y
venta que son casadas según precios ofertados y
optimización del Sistema Eléctrico Regional (SER).
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Análisis del precio de las ofertas de compra de
energía en el MOR por parte del ICE
Este análisis pretende verificar si los precios que
ofertaron para la venta a 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 1 .
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:
Dónde:
De las 8760 horas del 2015 el ICE realizó 5992 ofertas
de compra de energía en el MER, las cuales casó 1310
y no casó 4682 de estas tuvo oportunidad de mejorar
vía precio en 837 y en 3845 no se podía mejor la
oferta (diagrama N.° 1).
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 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 2015 el CENCE no tuvo pérdidas de
oportunidad de compra (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
Diagrama N.° 1 Comportamiento de las decisiones de
importación del ICE por medio de análisis precio, 2014
y 2015.
22%
1310
Casadas
18%
68% 837
Oportunidad de mejora
5992
vía precio
Ofertadas 78%
4682
No casadas
100% 82%
8760 3845
Cantidad de
horas
32%
2768
No ofertadas
Fuente: IE, CENCE y EOR, Aresep
5%
149
Perdió de
oportunidad de
compra
95%
2619
No perdió de
oportunidad de
compra
Ofertas que no se
podían mejorar
1 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 en el periodo de
estudio ($16,98/MWh).
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Análisis cantidad de las ofertas de compra de
energía en el MER por parte del ICE
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
3, tal como sigue:
el uso de las menos caras para producir y se sustituyó
las más caras por importaciones.
Gráfico N.° 12 Costo variable promedio de energía
por planta térmica según orden de mérito económico
en comparación con el precio promedio de venta en el
MOR, 2014 y 2015.
Precio Referencia
$201,99/MWh
Donde:
Exportaciones
Al analizar los datos se determinó que para el 2015 el
ICE no tuvo malas ofertas de compra en cuanto a la
cantidad mínima requerida.
Plantas competitivas para la importación.
Las plantas térmicas caras son aquellas cuyo costo
variable promedio en los periodos de estudio ha
presentado valores superiores al precio máximo de
compra casado por el ICE (precio de referencia), este
tomará el valor del precio promedio del MCR 2 o el
máximo del MOR, dependiendo de cuál sea el mayor,
es decir el máximo de estos dos constituirá el precio
de referencia. Para el 2015 el precio de referencia de
importaciones fue de 201,99$/MWh 3 , esto incentivo
2 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.
3 Precio máximo de las compras del ICE en el MOR.
De manera homóloga a lo realizado con
importaciones esta sección realiza un análisis de las
exportaciones por parte del ICE además de realizar
una segregación de las plantas térmicas
“competitivas” según su costo marginal, para ofrecer
su producción en el mercado.
Por las mismas razones explicadas en la sección de
importaciones es que el análisis de exportaciones se
realiza únicamente para el MOR.
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.
Esta última variable (costo marginal ajustado) se toma
como el costo marginal del SEN cuando éste es mayor
al costo marginal de la primera planta térmica cuyo
precio sea mayor al precio promedio de compra en el
MOR, (según el gráfico N°19 esta planta térmica
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corresponde a PT. Garabito) a razón de asegurar una
ganancia. Si por el contrario, el costo marginal del SEN
es inferior al costo variable promedio de la primera
planta térmica cuyo costo sea superior al precio
promedio de compra (en este caso PT Garabito), el
costo marginal ajustado se iguala al costo de esta
planta térmica como manera de asegurar un mínimo
de beneficio, ya que de lo contrario estaría por debajo
del precio de compra en el MOR.
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:
El análisis se divide en dos partes, 1- determinación si
el ICE debió realizar ofertas de venta de electricidad
en las horas en las que no lo hizo y 2- diagnosticar si el
ICE realizó ofertas de venta con precios adecuados.
1- Pérdidas de oportunidad de venta de energía
Se determinó que el ICE tuvo una pérdida de
oportunidad de venta en el MOR, si el costo marginal
ajustado fue inferior al precio de compra máximo
ofertado en la región menos un costo variable de
transmisión 4 .
Donde:
Durante el 2015 el ICE no presentó ninguna hora en la
que tuvo pérdidas de oportunidad de mejora vía
precio (Diagrama N.° 2).
Diagrama N.° 2 Comportamiento de las decisiones de
exportación del ICE por medio de análisis precio, 2014
y 2015.
Analizado lo anterior se llega a la conclusión que para
el 2015, el ICE no tuvo pérdidas de oportunidad de
venta (Diagrama N.° 2).
41%
2448
Casadas
0%
68% 0
Oportunidad de mejora
5994
vía precio
Ofertadas 59%
3546
No casadas
100% 100%
8760 3546
Ofertas que no se
podían mejorar
Cantidad de
horas
32%
2766
No ofertadas
Fuente: IE, CENCE y EOR, ARESEP
0%
0
Perdió de
oportunidad de
venta
100%
2766
No perdió de
oportunidad de
venta
4 El CVTMe del 2015 ($16,98/MWh).
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Plantas competitivas para la exportación
El análisis está centrado en identificar al menos las
plantas térmicas que son competitivas en el MER para
vender energía. Con este fin se determinó que
aquellas plantas cuyo costo variable promedio sea
inferior al precio máximo vendido por el ICE en el
periodo de estudio, son plantas competitivas para la
exportación.
Para el 2015, el precio de referencia es de
134,14$/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, lo cual
no implica que no existan otras plantas, hidroeléctrica
o eólica por ejemplo, que no sean competitivas para
exportación. Prueba de esto es que durante el 2015 se
realizaron una gran cantidad de exportaciones de
energía proveniente de plantas no térmicas y que
representaron un beneficio económico para el país.
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Generación Nacional
Gráfico N.° 13 Curva generación-demanda horaria
La generación nacional para el año 2015 se muestra
en el gráfico 20, en la curva de postdespacho. Así
mismo las curvas que lo acompañan corresponden a
la evolución entre lo predespachado y lo real.
En el caso de la primera curva, ésta corresponde al
PRENAC, predespacho nacional que considera a Costa
Rica de manera aislada; por tanto nos indica los
recursos nacionales disponibles para la atención de la
demanda, es a partir de esta curva que se toman
decisiones de importar o exportar energía en el MOR.
Si en el prenac se encuentra energía térmica la misma
debe tratar de sustituirse en el MOR por energía más
barata; por el contrario si no hay térmico y se cuenta
con suficientes recursos se ofrece la venta de energía
y así obtener un ingreso por ventas. Luego de las
ofertas realizadas y una vez en conocimiento de la
energía casada se realiza nuevamente una corrida en
el programa de optimización y se obtiene el
predespacho regional, el cual debe en la medida de lo
posible ser seguido por los operadores del sistema, ya
que éste indica la utilización óptima de los recursos;
sin embargo existen eventos que se dan en tiempo
real que provocan desviarse de lo programado con el
fin de atender la demanda nacional y respetar la
seguridad operativa del sistema que provocan que el
posdespacho no sea exactamente igual al
predespacho.
En cuanto al 2015 es apreciable la cantidad de
recursos renovables con los que se dispuso, lo cual
permitió tener un año en el cual la demanda fue
atendida en un 99% con recursos renovables y en el
cual se exportó el 2% de la energía generada a la
región.
De la operación real, es importante destacar la
utilización del complejo ARDESA compuesto por las
plantas en cascada de Arenal, Dengo y Sandilla; de las
cuales Arenal es el embalse más grande e importante
del país ya que es el único almacenamiento de gran
capacidad con que se cuenta. El almacenamiento de
agua en este embalse permite disponer del recurso
para la generación hidroeléctrica de manera que
contribuya a la regulación eléctrica en cuanto a
generación-demanda y permita generar renovable en
los meses secos en los cuales las planta filo de agua
presentan su menor generación contribuyendo a la
disminución de la energía térmica en el sistema
durante los primeros meses del año. Durante el año
2015 con este complejo se atendió el 18% de la
demanda, aumentando en aproximadamente 7-8%
con respecto a años anteriores.
Así mismo en el gráfico 21 se puede apreciar el nivel
real del embalse de Arenal en comparación con las
curvas óptimas proyectadas. Es destacable que el
2015 fue un año en el cual los recursos renovables
fueron abundante lo cual derivó en un nivel de
embalse superior a la curva proyectada para una
hidrología húmeda llegando a estar hasta 7 metros
por encima de la proyección, tal y como se muestra en
el cuadro 3.
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A partir de julio el CENCE realizó un ajuste a la
proyección del nivel con el cual la desviación de la
cota real respecto a la programada fue de 0,3 metros
por debajo de lo esperando; sin embargo respecto a la
curva inicial el nivel real del embalse fue
aproximadamente 1 metro mayor a lo esperado; esto
quiere decir que la disponibilidad hídrica proveniente
del embalse para el 2016.
Gráfico N.° 141 Nivel Real y proyectados del embalse
de Arenal
Fuente: IE y CENCE, Aresep
Cuadro N.° 3 Embalse Arenal: Desviación respecto a
la curva de hidrología superior
Beneficio económico de CR en el MER
Con el fin de cuantificar monetariamente el impacto
de la participación de Costa Rica en el MER, se calcula
la estimación del ahorro partiendo del siguiente
supuesto. La energía importada sustituye a la energía
suplida por las plantas térmicas más caras, bajo el
principio de mérito económico, es decir la sustitución
comenzando por la planta Barranca y siguiendo con
San Antonio, Moín II, Moín III, siempre y 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 costo de
producción nacional, constituido por el costo de la
energía térmica cara que se sustituirá y el de la
energía del sistema que una vez reemplazada la
energía térmica cara, 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 de energía, se toma el costo
marginal mostrado en el prenac para la hora y día en
que se exportó y este dato se multiplica por la
cantidad exportada, obteniendo así el costo total de
exportación.
La ganancia por exportación es la diferencia entre lo
recibido por la venta y el costo de exportación antes
indicado.
Es así como se obtiene el Beneficio en el MER como la
suma del ahorro vía importación, más las ganancias
por concepto de exportación.
Fuente: IE y CENCE, Aresep
El beneficio económico para Costa Rica por participar
en el MER 2015 fue de $32 746 206 mientras que en
el 2014 fue de $44 413 777, lo que significó una
variación porcentual de -26,27%, a pesar de esta
disminución, el MER ha generado una importante
sustitución de generación térmica por energía
importada.
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Tabla N.°1 Desglose del ahorro y ganancia en el 2015,
por parte del ICE
Total
TOTAL MWh A SUSTITUIR 8 935
IMPORTACIONES (MWh) 172 460
MWh Casado en MCR 33 281
Costo en MCR ($) 5 072 432
Costo Producción Nacional (MCR) ($) 8 606 784
Ahorro vía MCR ($) 3 534 352
MWh Casado en MOR 139 180
Costo en MOR ($) 17 639 960
Costo Producción Nacional (MOR) ($) 33 666 216
Ahorro vía MOR ($) 16 026 256
Ahorro Total con Importaciones ($) 19 560 608
Fuente: IE y EOR, Aresep
DE LO NO CASADO
Ahorro Potencial ($)
Gasto no casado para País ($)
Gasto Potencia no casado en MER ($)
EXPORTACIONES (MWh) 280 051
Costo Exportación ($) 4 135 545
Venta de lo exportado ($) 17 321 144
Ingreso vía exportación ($) 13 185 598
Beneficio Total MER ($) 32 746 206
Principales conclusiones
En términos generales, se destacan los siguientes
puntos:
1. Guatemala continúa siendo el gran vendedor
en el MER, seguido por Costa Rica y Panamá
que ha exportado una cantidad importante en
el periodo de estudio.
2. El Salvador se constituyó como el gran
comprador de energía en la región, seguido
por Costa Rica y Honduras.
3. El ICE aprovechó la mayoría de las
oportunidades existentes, el cual importó en
el periodo más seco para sustituir generación
térmica.
4. Durante el 2015, el ICE aumentó
considerablemente (mucho más del 100%) las
ventas del 2014, y utilizó el MOR como
mercado para posicionarlas.
5. Para el 2015, el ICE obtuvo un beneficio
económico estimado en $32 746 206,
provenientes del ahorro en importaciones e
ingresos por exportación de energía.
6. Gracias al aumento en el peso relativo de la
energía eólica en el sistema, la dependencia
de las centrales Filo de Agua ha ido bajando.
7. El SEN muestra una mayor dependencia de
fuentes no firmes de energía, lo que aumenta
el riesgo del SEN ante posibles variaciones
climatológicas en cuanto a continuidad ser
servicio.
8. El parque eólico Chiripa, es la planta que
realizó mayores aportes durante el 2015,
donde alcanzó una cuota de casi 300GWh a lo
largo del año.
9. Los principales aportes en términos relativos
del recurso hídrico se generaron gracias al
complejo ARDESA, el cual generó 26 puntos
porcentuales más, con respecto a lo generado
por dicho complejo en 2014, siendo esto en
términos absolutos casi 500GWh de más.
10. La variación en términos absolutos de las
plantas filo de agua ascendió en casi 650GWh
durante 2015 lo que denota las condiciones
de hidrología atípicas del año.
11. Las plantas térmicas se utilizaron un 90%
menos en 2015, donde Garabito fue la planta
que realizó los principales aportes, siendo
estos apenas una séptima parte del total de
energía generada por ésta misma planta en
2014.
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12. Además del incremento en la oferta eólica, la
mayor generación hidroeléctrica se debió
principalmente a una hidrología más húmeda
de lo habitual, aunado al hecho de que el
Proyecto Hidroeléctrico Reventazón está
pronto a entrar en operación, lo que genera
una mayor oportunidad de manejo de los
embalses de regulación.
Nota
13. El SEN presenta mayor cantidad de
indisponibilidades forzadas que programadas;
sin embargo en términos energéticos, las
indisponibilidades programadas representan
92% de la energía no disponible.
La Intendencia de Energía de la Autoridad Reguladora
continuará realizando boletines con el seguimiento de
la información relevante sobre el MER y SEN, los
cuales estarán disponibles en la página web
www.aresep.go.cr
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