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FUNDACIÓN NICARAGÜENSE PARA EL DESARROLLO ECONÓMICO Y SOCIAL

FUNIDES

INFORME FINAL EL SECTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE

NICARAGUA

15 de enero de 2016

®

Preparado por MULTICONSULT Y CIA. LTDA. ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE

www.multiconsult.com.ni Nicaragua

http://www.multiconsult.com.ni/

Informe Final: La Industria Eléctrica de Nicaragua

MULTICONSULT Y CIA. LTDA. ENERGÍA Y MEDIO AMBIENTE

i

SIGLAS

AES Applied Energy Services

AGC Automatic Generation Control

ALBANISA ALBA de Nicaragua S.A.

BCN: Banco Central de Nicaragua.

BID: Banco Interamericano de Desarrollo

BNEF Bloomberg New Energy Finance

CARUNA: Caja Rural Nacional

CCS Carbon Capture and Sequestration

CEAC: Consejo de Electrificación de América Central

CENSA Corporación Eléctrica de Nicaragua S.A.

CEPAL: Comisión Económica para América Latina y El Caribe

CERs: Certificados de Energía Renovable

CNDC: Centro Nacional de Despacho de Carga

CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica

DISNORTE: Distribuidora de Electricidad del Norte

DISSUR: Distribuidora de Electricidad del Sur

EIA: Energy Information Administration

ENATREL: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica

ENEL: Empresa Nicaragüense de Electricidad

EOR: Ente Operador Regional

FEP Factor de Expansión de Pérdidas

GDR Generación Distribuida



ii

GEI: Gases de Efecto Invernadero

GNL: Gas Natural Licuado

GTPIR: Grupo de Trabajo de Planificación Regional

GW: Gigawatts

HFO Heavy Fuel Oil

INE: Instituto Nicaragüense de Energía

IVA Impuesto al Valor Agregado

JICA Japan International Cooperation Agency

KV: Kilovoltio

kJ Kilojulio

kW Kilowatt

kWh Kilowatthora

LIE: Ley de la Industria Eléctrica

MEM: Ministerio de Energía y Minas

MEMN: Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua

MER: Mercado Eléctrico Regional

MHYCP Ministerio de Hacienda y Crédito Público

MT: Media Tensión

MW: Megawatts

MWh Megawatthora

MIFIC: Ministerio de Fomento, Industria y Comercio

ND: No Disponible

NSEL: Nicaragua Sugar Estates Limited

O&M Operación y Mantenimiento

OS/OM Operador del Sistema/Operador del Mercado



iii

PCA Planta Centroamérica

PCF Planta Carlos Fonseca

PENSA Polaris Energy S.A.

PGE Planta Geotérmica

PIB Producto Interno Bruto

PPAs Power Purchase Agreements

PCHs: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

PLANER: Plan Nacional de Electrificación Rural

PNESER: Programa Nacional de Energía Sostenible y Energías Renovables

PPA: Power Purchase Agreement

RMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

RTR: Red de Transmisión Regional

SDDP: Stocastic Dual Dynamic Programming

SE4ALL: Sustainable Energy for All

SIEPAC: Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central

SIN: Sistema Interconectado Nacional

SNT: Sistema Nacional de Transmisión.

VAD Valor Agregado de Distribución

WTI West Texas Intermediate



iv

INDICE Página No.

PRESENTACIÓN ...................................................................................................................................................... 1

1. INFORMACIÓN SISTEMA ELÉCTRICO DE NICARAGUA .................................................................................... 4

1.1 SISTEMA DE GENERACIÓN ................................................................................................................................... 4 1.2 DEMANDA ..................................................................................................................................................... 10 1.3 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS ...................................................................................................................................... 11 1.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN ................................................................................................................................ 11 1.5 VENTAS POR SECTORES .................................................................................................................................... 13

2. MARCO INSTITUCIONAL .............................................................................................................................. 14

3. MARCO REGULATORIO ................................................................................................................................ 16

4. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN ........................................................................................................ 19

4.1 ANÁLISIS GLOBAL. ........................................................................................................................................... 28 4.2 PROYECCIONES DE DEMANDA ............................................................................................................................ 28 4.3 COSTOS Y DISPONIBILIDAD DE COMBUSTIBLES....................................................................................................... 29 4.4 PARQUE ACTUAL DE GENERACIÓN Y PLAN DE RETIROS ............................................................................................ 32 4.5 PROYECTOS CANDIDATOS ................................................................................................................................. 34 4.6 ESCENARIOS ALTERNATIVOS .............................................................................................................................. 36

4.6.1. Expansión a partir de carbón mineral ............................................................................................... 36 4.6.2. Expansión a partir del GNL ................................................................................................................ 37 4.6.3. Efectos del Retraso o de la No Entrada de Tumarín .......................................................................... 40 4.6.4. No entrada del proyecto .................................................................................................................... 43

5. PLAN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN .............................................................................................................. 52

6. GENERACIÓN DISTRIBUIDA ......................................................................................................................... 54

7. COSTOS DEL SISTEMA DE POTENCIA ............................................................................................................ 57

7.1 COSTOS DE GENERACIÓN .................................................................................................................................. 59 7.1.1. Costos Fijos ........................................................................................................................................ 59 7.1.2. Costos Variables ................................................................................................................................ 61

7.2 PRECIOS DE LA GENERACIÓN EN EL MERCADO DE NICARAGUA ................................................................................. 63 7.3 TIPOS DE CONTRATOS ...................................................................................................................................... 67 7.4 SERVICIOS AUXILIARES...................................................................................................................................... 72 7.5 COSTOS DE TRANSMISIÓN ................................................................................................................................. 73 7.6 COSTOS DEL MER ........................................................................................................................................... 74 7.7 COSTOS DE GENERACIÓN, TRANSMISIÓN, DE SERVICIOS AUXILIARES Y DEL MER ......................................................... 74 7.8 COSTOS DE DISTRIBUCIÓN ................................................................................................................................. 76

8. TARIFAS Y SUBSIDIOS .................................................................................................................................. 78

8.1 ESTABLECIMIENTO PRECIO PROMEDIO DE LA ENERGÍA ............................................................................................ 78



v

8.2 FINANCIAMIENTO CARUNA ............................................................................................................................. 81 8.3 SUBSIDIOS ..................................................................................................................................................... 84

8.3.1 Montos ................................................................................................................................................... 84 8.3.2 Mecanismos para el Establecimiento de Subsidios ................................................................................ 88

8.4 PLIEGO TARIFARIO VIGENTE .............................................................................................................................. 92 8.5 LAS TARIFAS Y LA GDR ..................................................................................................................................... 94 8.6 PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD EN CENTROAMÉRICA ................................................................................................ 96

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................................................... 98

9.1 INDEPENDENCIA DEL REGULADOR ....................................................................................................................... 99 9.2 AJUSTES REGULATORIOS PARA EVITAR CONCENTRACIÓN EN GENERACIÓN Y RE-INTEGRACIÓN VERTICAL .......................... 100 9.3 SUBASTAS PARA QUE LAS DISTRIBUIDORAS ADQUIERAN SUS NECESIDADES NO CUBIERTAS DE ENERGÍA Y DE POTENCIA. ....... 102 9.4 INSTALACIÓN DE PLANTAS PARA SERVICIO DE REGULACIÓN ..................................................................................... 104 9.5 GRANDES CONSUMIDORES. ............................................................................................................................. 104 9.6 AGENTES COMERCIALIZADORES........................................................................................................................ 105 9.7 REACTIVACIÓN DEL CONSEJO DE OPERACIÓN ...................................................................................................... 107 9.8 PROMOCIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA........................................................................................................ 108 9.9 EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN ....................................................................................................................... 111 9.10 PROMOCIÓN DE LA GENERACIÓN ELÉCTRICA RENOVABLE ...................................................................................... 113 9.11 PLAN DE OBRAS DE TRANSMISIÓN .................................................................................................................... 113 9.12 PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN ............................................................................................................................ 114 9.13 CALIDAD DEL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................................................... 115 9.14 OPCIONES PARA RESPALDO DE GENERACIÓN INTERMITENTE ................................................................................... 115 9.15 MEDIDAS ANTE MÁS RETRASOS O NO ENTRADA DE TUMARÍN ................................................................................. 116 9.16 TARIFAS Y SUBSIDIOS ..................................................................................................................................... 116

REFERENCIAS ..................................................................................................................................................... 122



1

PRESENTACIÓN

Este documento presenta el Informe Final sobre el análisis de la Industria Eléctrica de Nicaragua con énfasis en el segmento de generación y distribución y comercialización.

El Objetivo de este análisis es tener una base para proponer una estrategia de desarrollo sostenible para el periodo 2015 - 2030 factible de implementar, consensuada con el sector público y privado del país con el propósito de reducir los actuales elevados costos de la energía eléctrica.

La aplicación de esta estrategia deberá de impactar de manera positiva en incrementar la competitividad del país a través de costos adecuados de generación eléctrica con mínimo impacto ambiental y precios a los consumidores finales más bajos y menos vulnerables ante incrementos de los precios del petróleo.

La meta es que el estudio sea un documento de referencia y un reporte de autoridad para que se entienda a fondo el problema del sector de la energía

eléctrica de Nicaragua, brindando recomendaciones para alcanzar los objetivos trazados.

El informe trata de identificar los siguientes aspectos:

• Principales obstáculos para el desarrollo de un sector moderno y sostenible. • Principales conflictos que atentan contra el sistema. • Principales oportunidades, debilidades y amenazas del sector. • Riesgos del sector eléctrico en el largo plazo. • Cambios fundamentales para apoyar a la actividad económica nacional con

tarifas competitivas que fomenten la inversión. • Lecciones aprendidas de experiencias exitosas en países con similar nivel de

desarrollo. Un primer informe fue presentado conteniendo una descripción de los parámetros técnicos, tecnología de generación y régimen de propiedad de las plantas de generación en el SIN y en los sistemas aislados. Se sintetizaron también los aspectos relevantes para el presente trabajo de los marcos institucional y regulatorio del sector eléctrico. Se analizaron los planes de expansión de la generación elaborados por el MEM, por el organismo regional GTPIR y el implícito en la base de datos que utiliza el CNDC para la planificación operativa y que remite al EOR.



2

En particular, se hicieron sensibilidades con relación al efecto por retrasos en la fecha de entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Tumarín, sobre la confiabilidad del sistema, los costos marginales, el consumo de combustible, los proyectos en el plan y alternativas. Se analizó el plan de obras de transmisión.

Se extrajeron conclusiones y se proporcionaron recomendaciones para cada uno de los aspectos analizados.

Un Informe Final Borrador que corresponde al segundo informe incluyó los resultados del primer informe y agregó capítulos sobre los temas de costos, tarifas y subsidios.

En el tema de costos, se explica el procedimiento general y se presentan y analizan los valores resultantes del cálculo de los costos de generación en el SIN que son trasladados a las tarifas a los consumidores finales mostrando valores de referencia para los costos fijos y valores reportados por el CNDC de los costos variables de cada planta de generación operando en Nicaragua.

De igual manera se explica sobre los precios de generación en el mercado de ocasión y en el mercado de contratos comparando estos valores con los precios de referencia que publicó el MEM en mayo de 2015 y con los que establece para el mercado de ocasión, la Ley 532, Ley de Promoción de la Generación Eléctrica con Fuentes Renovables con la más reciente actualización del INE de la banda de precios que indica esta Ley.

Se hace un análisis de los contratos vigentes y de las compras que DISNORTE/DISSUR efectúa en el mercado mayorista de electricidad comparando los precios de compra tanto en el mercado de contratos como en el de ocasión. Se explica sobre el pago por los servicios auxiliares especificando cuáles de estos servicios son remunerados y cuáles no. Se presenta el cálculo de los costos de transmisión que incluye los costos del CNDC para obtener los cargos por peaje (uso de la red nacional de transmisión) y de los costos complementarios por la red de transmisión regional (SIEPAC) concluyendo esta parte con el análisis de todos los costos anteriores para obtener el precio monómico de las compras que las distribuidoras hacen en el mercado mayorista de Nicaragua.

Se pasa a los costos de distribución incluyendo los atribuibles a las pérdidas y a los cargos por comercializar la energía eléctrica en el SIN y por tener el servicio de alumbrado público.

Se hace un análisis similar al anterior donde aplique para los sistemas aislados.



3

En el tema de tarifas y subsidios, tanto para el SIN como para los sistemas aislados, se agrega un breve análisis de las ventas de energía por tipo de tarifa y sectores de consumo. Se explica el procedimiento general para el cálculo de las tarifas a los consumidores finales y los pagos por el financiamiento que la empresa financiera CARUNA otorgó a los consumidores finales durante el período 2010-2013 para cubrir los desvíos tarifarios positivos y que no se incrementase la tarifa eléctrica a los consumidores por incrementos en el precio del petróleo. Se hace un análisis de los mecanismos de otorgamiento de los subsidios y sus montos y del pliego tarifario vigente. Se presentan las conclusiones y se brindan recomendaciones.

Este Informe Final está constituido por todos los temas incluidos en el primer y segundo informe y las explicaciones a los comentarios recibidos al contenido de los mismos.



4

1. Información Sistema Eléctrico de Nicaragua

Nicaragua ha incrementado su Índice de Electrificación de manera que a 2014, el 80% de los 6.1 millones de habitantes tiene electricidad. Una cantidad de 1.22 millones de habitantes aún carece de este servicio ubicados mayoritariamente en zonas rurales. La generación percápita fue de 719 kWh/año y el PIB per cápita fue de US$1,935.

1.1 Sistema de Generación

En 2014 el Sistema de Potencia de Nicaragua incluía 1,338.36 MW instalados de generación, de los cuales 19.77 MW correspondieron a plantas ubicadas en regiones aisladas. En el SIN, como generación estacional o no firme proveniente de centrales de generación renovable, se tenían 321.38 MW (41.6% de cogeneración de ingenios azucareros, 58% de plantas eólicas y 0.43% solar). De los 997.2 MW restantes, 13% correspondían a plantas hidroeléctricas, 15% a geotérmicas y 72% a térmicas que funcionan con base en combustibles líquidos (Bunker o Fuel Oil#6 y Diésel o Fuel Oil#2). Se hace notar que aún es alta la dependencia del sistema de derivados del petróleo ya que en total representó el 49.5% de la potencia instalada. (Ver Tabla 1). Respecto a los sistemas aislados el 79% de la generación corresponde a plantas térmicas y el 21% en base a renovables, hidroeléctrica solamente, con un alto potencial de desarrollo.



5

Tabla 1: Potencia Instalada (MW) en 2014 Sistema

Interconectado Sistemas Aislados Total % del Total

Tipo de Planta Térmicas 652.50 10.25 662.75 49.52

Turbinas a Gas 65.00 5.39 70.39 5.26 Hidroeléctricas 125.21 4.13 129.34 9.66

Geotérmicas 154.50 154.50 11.54 Eólicas 186.20 186.20 13.91

Ingenios 133.80 133.80 10.00 Solar 1.38 1.38 0.10 Total 1,318.59 19.77 1,338.36 100.00

Fuente: INE y MEM.

La mayor parte de la potencia instalada en ambos sistemas corresponde a plantas de generación de propiedad privada (incluyendo las plantas de ALBANISA como tal) lo que representa más del 80% en cada sistema. Se destaca la alta participación de PCHs especialmente en los sistemas aislados. En el SIN, las PCHs están conectadas a la red de distribución por lo que clasifican como generación distribuida. Ver información en tabla 2 hasta la 4 a continuación:

Tabla 2: Potencia Instalada en el SIN y en los Sistemas Aislados

Sistema de Potencia Potencia Porcentaje del Total

(MW) (%) Sistema Interconectado 1,318.59 98.52 Generadores Públicos 234.58 17.79 Generadores Privados 1,084.01 82.21

Sistemas Aislados 19.77 1.48 Generadores Públicos 2.89 14.62 Generadores Privados 16.88 85.38

Fuente: INE



6

Tabla 3: Generadores conectados al SIN. Empresa /Planta MW

Efectivos Propiedad Accionaria

Tecnología de Generación

GEOSA 100 Privada Térmica ENEL 11 Pública Térmica CENSA 60.9 Privada Térmica EEC 70.5 Privada Térmica TIPITAPA 50.9 Privada Térmica ALBANISA (Ché Guevara y Hugo Chávez) 276.86 Privada Térmica

NSEL 77.3 Privada Biomasa Monte Rosa 33 Privada Biomasa ENEL 98 Pública Hidro Atder- BL El Bote 0.95 Privada Hidro distribuida Hidro Pantasma 13 Privada Hidro Momotombo 24.5 Privada Geotérmica PENSA 57.12 Privada Geotérmica Blue Power 39.6 Privada Eólica AMAYO 60.9 Privada Eólica ALBANISA (Camilo Ortega Saavedra o Alba Rivas)

37.4 Privada Eólica

Eolo de Nicaragua 36.96 Privada Eólica La Trinidad 1.35 Municipal Solar distribuida Cerro Frío 2.60 Privada Hidro distribuida Wawule 1.60 Privada Hidro distribuida El Sardinal 1.20 Pública Hidro distribuida Tecnosa 0.11 Privada Hidro distribuida

Fuente: INE



7

Tabla 4: Generadores en Sistemas Aislados Empresa

Generadora MW

Efectivos Propiedad Accionaria

Tecnología de Generación

ENEL 2.34 Pública Térmica OMETEPE 2.35 Privada Térmica Pto Cabezas Power 7.40 Privada Térmica Tichana Power 0.22 Privada Hidro HISMOW 0.71 Privada1 Hidro distribuida ASOLPIC 0.21 Privada Hidro Bilampí-Musún 0.21 Privada Hidro Río Bravo - Puerto Viejo 0.17 Privada

HIdro

Las Nubes - El Naranjo 0.21 Privada Hidro

APRODELBO 0.23 Privada Hidro EMEAUW 1.48 Municipal Hidro La Florida 0.30 Privada Hidro Salto Negro 0.22 Privada Hidro

Fuente: INE y propia

La Tabla 5 incluye el rendimiento de las plantas térmicas del parque de generación existente en 2014 y el tipo de combustible que consumen. El rendimiento de las plantas

Nicaragua y Hugo Chávez son los más bajos del parque y las plantas Ché Guevara tienen rendimientos similares al resto de térmicas aunque son de más reciente

instalación: Tabla 5: Rendimiento Térmico de plantas del SIN en 2014

Fuente: estimación propia en base a información de consumos en web INE

1 A partir de diciembre 2015, esta central con su sistema de distribución asociado, está siendo operada por ENEL y está en proceso de traslado de la propiedad por lo que pasaría a ser pública

COMBUSTIBLE PLANTA TECNOLOGÍA RENDIMIENTO, kWh/Gal

Managua Motores de combustión interna 16.36CENSA Motores de combustión interna 16.26Tipitapa Power Company Motores de combustión interna 16.66Nicaragua Turbina a vapor 13.07Che Guevara I Motores de combustión interna 16.17Che Guevara II Motores de combustión interna 16.37Che Guevara III Motores de combustión interna 16.17Che Guevara IV Motores de combustión interna 16.43Che Guevara V Motores de combustión interna 16.46Che Guevara VI Motores de combustión interna 16.45Che Guevara VII Motores de combustión interna 16.46Che Guevara VIII Motores de combustión interna 16.52Che Guevara IX Motores de combustión interna 16.59Empresa Energética Corinto (EEC) Motores de combustión interna 17.61Las Brisas Turbinas a Gas 10.07Hugo Chavez Frías Motores de combustión interna 13.83

Diesel

Fuel Oil



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Todas las plantas que utilizan Fuel Oil como combustible consumen también diésel para calentamiento y arranque. Las plantas Ché Guevara y Empresa Energética Corinto tienen un mayor consumo de diésel para estos usos que el resto de plantas debido a que es más frecuente su entrada y salida de operación.

La Tabla 6 proporciona la misma información, por tipo de combustible, para las plantas térmicas de los sistemas aislados. En cualquiera de los casos, menores rendimientos implican mayores consumos de combustible y mayores costos por kWh, lo que es más evidente en las plantas de los sistemas aislados.

Tabla 6: Rendimiento Térmico de Plantas de Sistemas Aislados en 2014

COMBUSTIBLE PLANTA RENDIMIENTO, kWh/Gal

Diesel

Waspam 10.29 Corn Island 10.52 Karawala 9.69 Orinoco 7.39 Pueblo Nuevo 10.04 San Juan de Nicaragua 10.56 EGOMSA 13.61

Fuel Oil + Diesel Puerto Cabezas Power (PCP) 15.53 Fuente: INE

La Tabla 7 incluye, en GWh, la generación bruta en 2014, por tipo de planta. La generación eólica, de los ingenios, solar y aún la hidroeléctrica son estacionales. Todas, excepto la hidroeléctrica, alcanzan su valor máximo en la estación seca (particularmente en los meses de noviembre y diciembre), cuando la generación hidroeléctrica es mínima.

El 46% de la generación en 2014 provino de plantas térmicas con base en combustibles derivados del petróleo. Por su característica intermitente, la generación eólica y solar requiere respaldo, que en Nicaragua es proporcionado por plantas térmicas con motores de combustión interna.



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La tabla y la figura a continuación, ilustran esta información:

Tabla 7: Generación Bruta en 2014 (GWh) Sistema

Interconectado Sistemas Aislados Total % del

Total Tipo de Planta Térmicas 1,989.43 35.73 2,025.16 45.56

Turbinas a Gas 0.01 16.41 16.42 0.37 Hidroeléctricas 400.57 1.462 402.03 9.05

Geotérmicas 662.01 662.01 14.89 Eólicas 845.97 845.97 19.03

Ingenios 491.61 491.61 11.06 Solar 1.43 1.43 0.03 Total 4,391.03 53.60 4,444.63

Fuente: INE

Figura 1. Generación Mensual por Fuente Energética en 2014

Fuente: INE

2 No se incluye la generación bruta de las PCH´s de la tabla 3 ya que esta información no es publicada



10

El comercio con el MER en 2014 fue mayoritariamente a la exportación, 48.9 GWH contra 22.3 GWH de importaciones de energía. Se nota que son cantidades mínimas comparadas con la generación total.

La demanda de punta en 2014 se observó en el mes de abril y alcanzó 636.1 MW. La mínima demanda, 236.9 MW, también tuvo lugar en abril. El factor de carga obtenido en 2014 fue 70.45%.

1.2 Demanda

El crecimiento promedio de la demanda de punta durante los años 2006 – 2014 fue 3.13% y el de generación bruta, 4.26%. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2013 – 2027 asume crecimientos medios en dicho período del 4.36% en potencia y del 4.66% en energía, sin incluir la demanda de electrificación rural especificada en el PNESER. El MEM espera con este programa elevar el porcentaje de electrificación al 86.5%.

La cantidad total de clientes a diciembre de 2014 a nivel nacional (SIN y sistemas aislados) fue de 985.155, con un consumo por cliente igual a 3.1 MWh, para un total de 3,082 GWh. La cifra incluye sistemas aislados y otros tipos de clientes. En la tabla a continuación se incluye la información:

Tabla 8: Información de Consumidores por Clase

Tipo de Cliente Número de Clientes

Consumo por

Cliente (MWh)

Consumo Total

(GWh)

Residencial 900,377 1.2 1,048 Comercio y servicio 52,453 13.2 695 Industrial 7,345 97.8 718 Irrigación 1,163 95.1 111 Bombeo 1,116 183.1 204 Alumbrado público 719 121.1 87 Apoyo Industria Turística 683 74.5 51 Industria Turística 111 215.5 24 Bombeo Comunitario 69 34.6 2 Grandes Clientes 4 26,698.5 107 Pequeñas concesionarias 5 105.0 1 Sistemas Aislados 21,110 1.6 35 Total 985,155 3.1 3,082

Fuente: INE



11

1.3 Pérdidas Eléctricas

Las pérdidas por transmisión en 2014 fueron iguales a 97.7 GWh (2.43%), valor que se considera razonable.

Las pérdidas en distribución del SIN alcanzaron en el mismo año un valor de 783.3 GWH (21.07%). Aunque altas, las pérdidas por distribución han venido descendiendo en términos porcentuales, desde el 27.7% alcanzado en 2007. La Ley 661 de 2008 de Uso Responsable de la Energía, conocida también como Ley antifraude, aunque de aplicación un tanto engorrosa, ha tenido un importante efecto en reducir las pérdidas.

Por otra parte, las pérdidas en los sistemas aislados alcanzan en 2014 un valor de 16.39 GWh, correspondiente a un 32.2% del total generado.

1.4 Sistema de Transmisión A mayo de 2013 el SNT incluía 2,515 km de líneas, de los cuales 2,072 son propiedad de ENATREL. El resto (444 km) es propiedad de agentes del Mercado Eléctrico de Nicaragua.

Los voltajes que maneja el SNT son 230 kV, 138 kV y 69 kV. Existen interconexiones internacionales con Honduras y Costa Rica, a 230 kV. En la siguiente figura se puede apreciar la ubicación y el cubrimiento del SNT del territorio de Nicaragua. Esencialmente se trata de un sistema radial, con un anillo central que incluye la capital, Managua, en donde se concentra aproximadamente el 50% de la demanda total.



12

Figura 2: SNT de Nicaragua

Fuente: ENATREL



13

1.5 Ventas por Sectores

Las Figura 3 y Figura 4 permiten apreciar la estructura de las ventas en los años 2008 y 2014. El sector Residencial mantiene en ambos años la mayor participación, seguido por el Comercial y el Industrial. En 2014 estos sectores representaban un 81% del total con un decremento de la participación del sector Comercial versus un incremento de la participación del sector Industrial. Se nota una disminución en la participación de los Grandes Usuarios en 2014, con relación a 2008. El consumo de los sistemas aislados es en ambos años cerca del 1% del total.

Figura 3. Ventas por Sector en 2008. Consumo Total: 2,258.20 GWh

Fuente: INE

Figura 4. Ventas por Sector en 2014. Consumo Total: 3,082 GWh.

Fuente: INE



14

2. Marco Institucional

El MEM tiene la función principal de emitir la política energética del país y de hacer la planificación indicativa del sector eléctrico. Cuando el MEM fue creado en el año 2007, se le atribuyó por ley, la facultad de otorgar las licencias para las actividades de generación y transmisión y las concesiones para ejercer la actividad de distribución y comercialización, facultad que antes correspondía al INE.

El INE por su parte, es un ente descentralizado bajo la rectoría de la Presidencia de la República, responsable de la regulación, supervisión y fiscalización del sector energía y de la aplicación de las políticas energéticas fijadas por el Ministerio de Energía y Minas.

ENATREL fue creada como empresa del Estado para desarrollar la actividad de transmisión eléctrica. Sin embargo, reformas a su Ley Creadora le han incluido, entre otras, actividades de construcción y mantenimiento del sistema de distribución, obras para montaje, rehabilitación y conexiones de plantas de generación, realizar consultorías y supervisión de obras relacionadas con el sector eléctrico y de telecomunicaciones.

La representación legal y administración de ENATREL es ejercida por un Presidente Ejecutivo que también ejerce la función de Ministro del MEM. El MEM tiene a su cargo el desarrollo de la electrificación en zonas donde los agentes económicos dedicados a las actividades de la industria eléctrica (léase distribuidores) no han demostrado interés en realizarla. El MEM, directamente, o por medio de sus empresas adscritas, ejecutará los planes, programas o proyectos destinados a la electrificación.

Además del Presidente Ejecutivo, ENATREL, de acuerdo a su Ley Creadora3 tiene como órgano de dirección y administración una Junta Directiva integrada por:

1. El Ministro (a) de Energía y Minas, quien ocupará el cargo de Presidente (a) de la Junta Directiva;

2. El Ministro (a) de Hacienda y Crédito Público, quien ocupará el cargo de Fiscal;

3. El Presidente (a) Ejecutivo (a) de ENATREL, quien ocupará el cargo de Secretario (a) de la Junta Directiva;

4. El Director (a) del Instituto Nicaragüense de Telecomunicaciones y Correos, quien ocupará el cargo de Vocal.

3 De acuerdo a reformas efectuadas con la Ley 788 publicada en La Gaceta No 60 del 28 de marzo de 2012.



15

La Ley 2904 estipula en su Artículo 15 que no podrá ser Ministro, Presidente de entes autónomos o gubernamentales (entre otros)…”b) La persona que desempeñe simultáneamente otro cargo en alguno de los Poderes del Estado.”

En Nicaragua la división de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía está definida en la Ley de la Industria Eléctrica, e históricamente cada inversionista privado se ha orientado hacia una actividad específica.

Todas las actividades atribuidas a ENATREL diferentes a las de transmisión, constituyen una competencia desleal al sector privado que también realiza estas actividades, no solo porque ENATREL no paga los impuestos que paga el sector privado, sino también porque tiene a cargo programas de electrificación financiados por organismos multilaterales y bilaterales sin mencionar las obras que puedan ser requeridas por los concesionarios de distribución, empresas del Estado y empresas privadas.

4 De acuerdo a reformas efectuadas con la Ley 864 publicada en La Gaceta No 91 del 20 de mayo de 2014.



16

3. Marco Regulatorio

Precios de la Energía Eléctrica

La LIE establece en su Artículo 109 como Régimen Tarifario de Precio Libre, las transacciones que se realizan sin la intervención del Estado y como Régimen Tarifario de Precio Regulado, las transacciones remuneradas mediante precios aprobados por el INE.

Dentro del Régimen de Precio Libre, el Artículo 110 de la LIE incluye las transacciones de electricidad:

1. Entre generadores, co-generadores, autoproductores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores.

2. Las importaciones y exportaciones de energía eléctrica y potencia.

El Artículo 111 incluye dentro del Régimen de Precio Regulado: 1. Las ventas de energía y potencia de los distribuidores a los consumidores

finales.

2. El transporte de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución o sea el peaje.

Los grandes consumidores (demanda concentrada de al menos 1 MW) pueden realizar transacciones en cualquiera de los regímenes antes mencionados. De acuerdo a los artículos anteriores y al Artículo 7 de la LIE, las actividades de Transmisión y Distribución son actividades reguladas. La actividad de generación se realiza en un contexto de libre competencia pero sin realizar actos de competencia desleal ni abuso de una eventual posición dominante en el mercado (25% o más por definición de la LIE), reiterado en el Artículo 18, párrafo a) de la misma LIE lo cual también será regulado por el INE.

El Artículo 171 del Reglamento de la LIE estableció la compra de energía eléctrica por las distribuidoras vía negociación directa. La condición para negociar directamente es que el precio promedio de compra de energía impacte de manera positiva las tarifas a los consumidores finales a través de la sustitución de generación de mayor costo.

De acuerdo a la LIE y a la Normativa de Tarifas, el INE debe aplicar los criterios de pass through en el cálculo del costo mayorista de energía, controlar las exigencias de contratación de las empresas distribuidoras, fiscalizar las licitaciones para compra de



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energía de las distribuidoras y que el precio de compra en una negociación directa no afecte negativamente las tarifas a los consumidores finales, todo sin interferir en el libre funcionamiento del mercado mayorista.

Reformas aprobadas el 11 de septiembre de 2015 al Artículo 4, literal “g” de la Ley 554, Ley de Estabilidad Energética incluyen la aprobación, publicación y actualización del MEM de una banda de precios de referencia para las contrataciones de generación de energía con fuentes renovables. Esta banda de precios fue publicada en la página web del MEM como vigente desde el 26 de mayo de 2015. El MEM, de acuerdo a la Ley 290, no tenía en ese momento en sus funciones, el establecimiento de esta banda de precios.

La Ley 554 también incluye la autorización para que las distribuidoras de electricidad, que abastecen de energía al SIN, puedan instalar y operar en el mercado eléctrico nacional nueva capacidad de energía renovable propia que no provenga de hidrocarburos hasta en un 20% de la demanda total que sirven y que los precios de venta de la energía generada por las distribuidoras estarán sujetos a los dispuestos en la banda de precios de referencia para las nuevas contrataciones de generación de energía renovable, que para tal efecto emita el Ministerio de Energía y Minas.

La LIE cuando fue aprobada en 1998 estableció que las distribuidoras conectadas al SIN podían tener hasta 10 MW de generación propia sin establecer un tipo de generación. Como son dos las empresas distribuidoras que abastecen el SIN (DISNORTE y DISSUR), la interpretación era que éstas podían tener generación propia hasta 20 MW (10 MW cada una). Con las reformas a la Ley 554, DISNORTE y DISSUR podrán instalar y abastecerse con generación propia renovable hasta 133 MW ya que la demanda máxima a la fecha es de 665 MW, valor que irá creciendo en la medida en que la demanda máxima sea mayor.

ENACAL es la empresa estatal a cargo de la distribución de agua potable y del alcantarillado sanitario a nivel nacional. Por su Ley Creadora, ENACAL puede operar en el mercado mayorista de Nicaragua como Gran Consumidor aunque la demanda máxima de sus instalaciones no tenga 1 MW como lo indica la LIE. ENACAL compra energía en el Mercado de Ocasión y a ENEL quien por la Ley 554, Ley de Estabilidad Energética debía vender parte de la energía hidroeléctrica que genera a ENACAL. Las reformas a la Ley 554 recién aprobadas estipulan que las distribuidoras DISNORTE y DISSUR venderán a ENACAL la energía que ésta requiera al precio más bajo de los generadores renovables. Interesante analizar que las distribuidoras no reaccionaron ante esta reforma puesto que vender a ENACAL al precio del generador renovable más bajo no les permitiría recuperar su VAD correspondiente a la energía consumida por ENACAL que en conjunto significa aproximadamente el 7% del consumo nacional de energía.



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Posición Dominante

ALBANISA tiene una posición dominante en el mercado de generación eléctrica de Nicaragua. Su capacidad instalada efectiva representó en el año 2014 el 26% del total y esta participación se incrementará con la instalación en curso de 140 MW a fuel oil prevista a concluirse en 2016.

El Estado de Nicaragua es dueño del 16% de las acciones de DISNORTE y DISSUR y tiene a un representante en la junta directiva de estas distribuidoras.

El Poder Ejecutivo tiene un Gabinete de Energía que define las decisiones que toma el MEM y las instituciones estatales energéticas del país.

El vicepresidente de ALBANISA es el representante del Estado en la junta directiva de DISNORTE/DISSUR y es miembro del Gabinete de Energía del Poder Ejecutivo.

El último Plan de Expansión 2013-2027 que ha sido publicado, explica que “En el caso particular de la adición de 140 MW de motores de media velocidad inicialmente5 previstos para el año 2015, obedece al requerimiento determinado por la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) y el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), para garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del sistema y asegurar el nivel de regulación requerido para la operatividad del Sistema Interconectado Nacional, debido a la incorporación de los proyectos de fuentes renovables (plantas no despachables eólicas, filo de agua, etc.)”.

Si bien el CNDC es quien debe garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del sistema, los generadores son los que aportan los servicios necesarios para garantizarlas, de no existir esta garantía, los 140 MW deberían haberse adquirido mediante licitación ya que la negociación directa solo aplica a compras de energía para suplir demanda.

No se conoce públicamente contrato de estos 140 MW ni precio de los servicios que prestará y cómo impactará su adquisición en la tarifa a los consumidores finales.

5 lo subrayado es propio



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4. Plan de Expansión de Generación A mediano plazo (2011 – 2016) el Plan de Expansión de Generación del MEM adicionaba 608 MW, de los cuales 349 MW correspondían a plantas hidroeléctricas, 117 MW a plantas eólicas y 142 MW a geotérmicas. Todos los MW incorporados se basan entonces en recursos renovables, consistentes con la política nacional de incentivar este tipo de generación para, entre otras razones, disminuir la dependencia de derivados del petróleo que deben ser importados. En 2016 sin embargo (el plan lo tenía previsto en 2015), Albanisa instalará una planta MMV de 140 MW, funcionando con bunker, con el objeto de proporcionar respaldo a la generación eólica incorporada al sistema.

La Tabla a continuación presenta el plan de incorporación a mediano plazo (2013 – 2020) de generación basada en recursos renovables. En total se incluyen 516 MW, de los cuales 287 son hidroeléctricos, 105 geotérmicos, 84 utilizan biomasa y 40 son eólicos. El proyecto más importante es Tumarín, hidroeléctrico, de 253 MW.

Tabla 9: MW Firmes de Incorporación de Generación con Base en Fuentes Renovables, Escenario Optimista

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Hidroeléctico Pantasma 12 Larreynaga 17

Tumarin 253 El Diamante 5 Geotérmico

Casitas I y II 11 11 13 35 Chiltepe 35 Biomasa CASUR 24 Ingenio 1 30 Ingenio 2 30 Eólica Alba Rivas 40

Fuente: Plan de Acción del Sector de Energía 2012 – 2020



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El más reciente Plan Indicativo de Largo Plazo con el que se cuenta para el presente estudio tiene fecha de junio de 2013 y abarca el horizonte 2013 – 2027 (Tabla 10). El plan resulta en un factor de carga6 de 70.1% para 2013 y de 72.9% para 2027.

Tabla 10. Plan de Expansión de Generación de Nicaragua de Largo Plazo: 2013 – 2027

Fuente: MEM

El Plan Indicativo de Generación a largo plazo contempla un cambio drástico en la matriz energética. Como se aprecia en la siguiente figura, asume para 2018, una participación de un 64% de recursos renovables en la capacidad instalada, versus 54% en la actualidad (Figura 1). Para 2020 la participación de renovables se coloca en un 66.6%. El incremento en la participación de recursos renovables se logra

6 "Factor de Carga: es la relación entre la demanda media y la demanda máxima. Mientras el valor del factor de carga sea más cercano a 1, favorece que no se tengan que utilizar máquinas de generación caras para cubrir demanda en punta"



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mediante la introducción de importantes proyectos hidroeléctricos (entre los que se destaca Tumarín, de 253 MW y 870 GWh promedios anuales) y geotérmicos, de los cuales Nicaragua posee el mayor potencial en Centroamérica (1500 MW según el MEM).

El Estado ha gestionado para su desarrollo la participación de inversionistas extranjeros que han demostrado positivo interés. El MEM indica que el potencial de otros recursos renovables en Nicaragua es como sigue: hidroeléctrico, 2 000 MW; eólico, 800 MW y de biomasa, 200 MW. Mayor participación en el parque de generación de recursos renovables implica una disminución de la dependencia de combustibles líquidos, que deben ser importados, cuyos precios han mostrado una gran volatilidad, como se aprecia en la figura 6.

Figura 5: Generación por Recurso en 2018

Fuente: CNDC y estimaciones propias

Hidroeléctrica; 32.5%

Geotermica; 13.2%

Biomasa; 9.5%

Eólica; 8.7%

Turbina de Vapor; 35.8%

Turbina de Gas; 0.3%

Generación por Recurso 2018



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Figura 6: Evolución Histórica de los Precios del Petróleo (US$/bbl, en precios corrientes y constantes a 2014)

Fuente: BP Statistical Review, Junio 2015 Por otro lado y a largo plazo, luego de 2022, el plan de expansión de GTPIR, a diferencia del plan del MEM, prevé para Nicaragua un notable incremento en la participación de generación basada en GNL, como se puede apreciar en la siguiente figura, algo similar prevé GTPIR para los demás países centroamericanos. Por razones de economía de escala, de materializarse una expansión con base en GNL, probablemente se requeriría la coordinación de los países del istmo para la construcción de plantas de regasificación. La alternativa, un gasoducto que conecte el sur de México con los países centroamericanos, es muy costosa. Una segunda alternativa reemplazaría el gas natural por el carbón. Esta opción es más económica, aunque tendría mayor impacto ambiental, por la emisión de mayor cantidad de gases de efecto invernadero.



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Figura 7: Generación por fuente en Plan de Expansión del GTPIR

Como se indicó, los planes de expansión del MEM suponen un incremento a corto plazo del porcentaje de electrificación, del valor actual de 74.6% [CEPAL] al 85% en 2016 ([PNDH]), especialmente mediante programas de electrificación rural. Se hace notar que estos proyectos requieren importantes inversiones en transmisión.

Otro plan de expansión se puede analizar y es el que está implícito en la base de datos del EOR de abril 2015 (2015 – 2027), que es elaborado por el CNDC. Este plan, difiere del plan elaborado por el MEM en cuanto que los únicos proyectos geotérmicos que incorpora son PGE Hoyo (60 MW), Casitas (30 MW) y Chiltepe (20 MW), todos en enero de 2015. El plan EOR no incluye proyectos de biomasa y, de nuevo con relación al plan del MEM, retrasa los proyectos hidroeléctricos7 como se indica en la Tabla 10. Tampoco incluye los 140 MW de Motores de Media Velocidad instalados recientemente, los que fue preciso añadirle. Por considerarlo más actualizado que el plan del MEM, será utilizado como referencial para el presente informe y se denominará Plan CNDC.

7 El proyecto El Carmen está elaborando su estudio de factibilidad. Se considera que por el avance que tiene a la fecha, su entrada en operación sería en 2021-2022, más temprano que la fecha que tiene el Plan CNDC y similar a la que tiene el plan MEM (a pesar que el plan CNDC se considera más actualizado que el del MEM). Sin embargo, en ningún caso podría sustituir a Tumarín con las mismas estimaciones de demanda.



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Tabla 11: Plan de Expansión Hidroeléctrica del CNDC

Proyecto Hidroeléctrico

Potencia Instalada (MW)

Año de Incorporación

Boboke 70 2017 Tumarín 250 2018 Valentín 28 2022 Copalar Bajo 150 2024 El Carmen 100 2026

Fuente: CNDC.

Para el plan CNDC se obtienen los costos marginales promedios anuales, indicadores de confiabilidad VERE (Valor Esperado de Racionamiento de Energía) y VEREC (VERE condicional) y consumos de combustibles líquidos (diésel y bunker) indicados en las figuras siguientes. Se observa que el sistema de potencia de Nicaragua tiene suficiente reserva de potencia, como para poder satisfacer la potencia de punta.

Un sistema de potencia confiable, lo debe ser en proporcionar potencia de punta y satisfacer las necesidades de energía. Como indicadores de energía el programa computacional SDDP utiliza dos indicadores, el VERE y el VEREC. El VERE calcula el racionamiento esperado. El VEREC calcula la magnitud del racionamiento, una vez que se sabe que ocurre. Valores aceptables para ambos indicadores son 1% para el VERE y 2% para el VEREC. La razón es que un racionamiento de hasta un 2% de la demanda de energía se considera manejable por parte del operador del sistema. Se desea, adicionalmente, con base en la experiencia internacional, que la probabilidad global de un racionamiento esté por debajo del 1%.



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Figura 8: Costos Marginales Promedios Anuales – Plan CNDC

Fuente: estimaciones propias

Los costos marginales se reducen considerablemente en 2018, gracias a la entrada de Tumarín. Aumentan luego progresivamente con el crecimiento de la demanda hasta 2023 por la no entrada de proyectos renovables como los geotérmicos que entran en el plan MEM. Bajan en 2024, año en que se incorpora Copalar. Luego continúan reduciéndose con la entrada de generación hidroeléctrica adicional.

020406080

100120140160180

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

$/MWh

Costos Marginales Promedios Anuales Plan CNDC



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Figura 9: VERE – Plan CNDC


Se considera aceptable un VERE inferior al 1%.

Figura 10: VEREC – Plan CNDC


0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

%VERE - Plan CNDC

0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

% VEREC - Plan CNDC



27

Se considera aceptable un VEREC inferior al 2%.

Figura 11: Consumo de Diésel – Plan CNDC (litros)


Figura 12: Consumo de Bunker – Plan CNDC (litros)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uni Consumo Diesel - Plan CNDC

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uniConsumo Bunker - Plan CNDC



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4.1 Análisis Global. El Plan oficial del MEM, preparado en 2013 que abarca el período 2013 al 2027 y que se puede apreciar en la Tabla 10 incluye, a excepción de 140 MW de MMV funcionando con bunker a instalar por Albanisa con el objetivo primordial de respaldar generación renovable intermitente, únicamente proyectos basados en recursos renovables, consistente con la política oficial. Algunos de ellos, en particular Copalar (150 MW, en 2021) y El Carmen (100 MW, 2022), son relativamente grandes. Si bien el estudio de factibilidad para Copalar y El Carmen está en curso, no está claro si también lo está para los proyectos hidroeléctricos adicionales que aparecen en el plan de expansión (Salto Y-Y, Punta Cajón, Corriente Lira, Boboké, Valentín, que suman un total de 455 MW). Llama la atención que únicamente Boboké y Valentín aparecen en el plan implícito en la base de datos del EOR, que obtienen input de los OS/OM de cada país (el CNDC en Nicaragua). Tampoco aparecen en el plan del GTPIR (Figura 7), organismo que, como se ve, asume a largo plazo la entrada de proyectos de ciclo combinado, operando con GNL. Por otra parte, incluye 131 MW de geotérmica y 90 MW de biomasa (basada en bagazo de caña de azúcar). Estos proyectos son más creíbles, basados en la experiencia de Nicaragua. A igual que ha sucedido en Guatemala es probable que los dueños de proyectos con biomasa modifiquen sus equipos para utilizar bunker o carbón en la época fuera de cosecha (mayormente en la estación lluviosa).

4.2 Proyecciones de Demanda El plan de expansión del MEM asume un crecimiento promedio del consumo de energía del 4.66%. El implícito en la base de datos que el CNDC envía al EOR para el planeamiento operativo regional, por su parte, asume un crecimiento del 4.90%, más en línea con el observado en los últimos 5 años que ha sido de 5.83%, encima de esta cifra y en los últimos 10 años, el crecimiento fue del 5.13%, también, superior al crecimiento considerado en el plan de expansión del MEM. Se remarca que, dado que el plan del MEM tiene fecha de junio de 2013, el error en el que incurre relativo al crecimiento de la demanda, no es muy diferente al observado en otros países.



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5.2.1 Incremento de cobertura El porcentaje de cobertura eléctrica en Nicaragua alcanzó en 2014 el 80%. La cobertura era igual a 54% en 2006 y la meta de acuerdo a los indicadores del PNESER es llevarla al 90% en 2020 aunque el gobierno quiere adelantar este valor al 2016.

Es de suponer que las metas de incremento de cobertura y de electrificación rural están reflejadas en las proyecciones de crecimiento de la demanda utilizadas en el plan de expansión de la generación.

5.2.2 Eficiencia Energética

Es de suponer también que la estimación de la demanda incluida en el plan de expansión del MEM toma en cuenta el ahorro de energía generado por los programas de eficiencia energética que se han implementado el país. No se conoce de un informe de evaluación de la implementación de estos programas solamente las estimaciones de los ahorros, sin embargo, el indicador de Intensidad Energética del PIB que es el indicador más apropiado para medir qué tan eficiente está siendo un país en el consumo de energía, ha disminuido en los últimos años. Las instituciones gubernamentales a través de programas coordinados por el MEM y la empresa privada han puesto en marcha varios proyectos de eficiencia energética especialmente orientados a los usos principales: iluminación y climatización.

El plan de expansión del GTPIR muestra el perfil de consumo típico en Nicaragua donde la demanda máxima ocurre durante las horas comprendidas entre las 6 pm – 10 pm, donde la participación de la iluminación residencial es alta, de acuerdo a estudios de caracterización de la carga. El perfil de consumo es el mismo desde hace muchos años pero el factor de carga (relación entre la demanda media y la demanda máxima) se ha incrementado de 63% en 1999 a 75% a mayo de 2015 por lo que los programas de manejo de demanda parecen haber tenido un impacto positivo.

4.3 Costos y Disponibilidad de Combustibles

Las proyecciones de los precios internacionales de los combustibles son complejas e implican no solo un estudio específico y detallado, sino un conocimiento del mercado mundial de estos comoditties muy sofisticado.



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En general los consultores del área energética utilizan para sus análisis y proyecciones, los pronósticos desarrollados por entidades internacionales de prestigio, que son la referencia habitual para inversores, desarrolladores y gobiernos. Las principales fuentes que se utilizan, porque proporcionan proyecciones sistemáticas y fundadas, son la EIA y el Banco Mundial. La EIA publica pronósticos de precios anuales y mensuales de los principales combustibles, en documentos denominados Annual Energy Outlook y Short-termEnergy Outlook. Las proyecciones de la EIA incluyen los pronósticos de precios de referencia para Centro América, especialmente para el petróleo WTI, del cual derivan los precios de los combustibles líquidos HFO o Residual, y Diésel Oil , y del Henry Hub, valor de referencia para el GNL en la región centroamericana8. Las proyecciones de precios del Banco Mundial se incluyen en el Comoditties Outlook, que incluye entre otros combustibles las proyecciones de precios del petróleo, del gas en Estados Unidos (el Henry Hub) y el carbón australiano, cuyo precio tiene una alta correlación con el precio del carbón de Puerto Bolívar (Colombia), que es el suplidor natural de Centro América. Ambas fuentes, Banco Mundial y EIA, permiten tomar referencias razonables para las proyecciones de los combustibles en Centro América. Lo habitual es seguir el siguiente procedimiento:

• Adoptar la proyección de precios de una de las fuentes, o un promedio de ambas para los precios de referencia internacionales que para el caso de Nicaragua y Centro América en su conjunto son el Henry Hub o el Brent para el gas natural, el WTI para los líquidos y el Carbón de Colombia.

• Analizar las diferencias entre los costos FOB de las referencias y los precios en planta “all in prices” de los diferentes combustibles.

8 La complejidad de la proyección de precios incluye también el hecho de que existen distintas opciones en los contratos de compra de combustible (Fuel SupplyAgreements – FSA). Un caso especialmente importante es el del precio del GNL, que suele relacionarse con una referencia internacional que puede ser un precio representativo del gas natural – este es el caso del Henry Hub – o puede ser un precio representativo del Petróleo (en este caso se utiliza el precio del crudo Brent). Estas opciones dependen de diversos factores, entre ellos, la evolución mundial del mercado del GNL y el avance del comportamiento del GNL como un comoditty puro, la disponibilidad de gas natural y de terminales de licuefacción, los costos de transporte, las demandas regionales, las perspectivas de estabilidad de precios, los precios de los combustibles alternativos, etc. En República Dominicana, por ejemplo, los precios de compra de AES Andres (la terminal de recepción de gas licuado más grande de la región) están ligados al precio del HenryHub, en el contrato con el suplidor de Trinidad y Tobago. El cambio, el precio ofertado por el asocio Quantum-Glu para la planta Energía del Pacífico de 360 MW que se instalará en El Salvador, tiene un precio del gas relacionado con el precio del crudo Brent.



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• Proyectar los precios “all in” sumando a los precios internacionales las diferencias FOB – all in.

A partir del año 2014 los precios de los combustibles cambiaron súbitamente, en gran parte como resultado de la “revolución del shale” en América del Norte, es decir, por el enorme incremento de producción de gas natural y petróleo en Estados Unidos y Canadá de fuentes de combustible no convencionales (shale y tigh gas y petróleo). La entrada en el mercado de estas nuevas ofertas rompió el equilibrio internacional de los precios del petróleo y cambió las condiciones esperadas del mercado regional del gas natural (y consecuentemente de GNL). A esta oferta adicional se sumó la caída de las tasas de crecimiento de China, y nuevos o renovados conflictos en Oriente Medio, en particular la puja por volúmenes de venta versus precios entre varios países del Golfo que rompieron la política unificada de la OPEP.

A la fecha de la elaboración del plan de expansión del MEM (2013 -2027), la EIA del Departamento de Energía de USA basaba sus pronósticos de crecimiento de los precios de petróleo en un valor de 107.8 US$/Bbl, con crecimiento anual promedio del 1.26%. La figura siguiente presenta pronósticos recientes (Agosto de 2015) para 2016, con base en los valores observados. La Figura 6 permite apreciar la gran volatilidad reciente de los precios del petróleo, que dificulta enormemente su proyección a futuro.

Figura 13: Proyecciones de Precios de Petróleo para 2016

Fuente: EIA del US DOE

En la actualidad las proyecciones de precios de los líquidos y del gas son bajas, aunque con cierta recuperación en el largo plazo. Sin embargo, se trata en realidad de



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especulaciones basadas en datos de mercado, miradas sobre posibles situaciones geopolíticas y análisis duro de datos de producción, precios y rentabilidad de los productores norteamericanos. Por este motivo todas las proyecciones tienen un alto nivel de incertidumbre, con el que los mercados eléctricos deben convivir. Estas incertidumbres inciden en todos los análisis de mercado, por ejemplo para las renovables: no es lo mismo instalar una planta renovable cuando el precio del petróleo es 100 que cuando es 50 USD/barril. La competencia se modifica, y los gobiernos, con bajos precios del petróleo dejan de ser tan “ambientalistas”.

4.4 Parque actual de generación y Plan de Retiros

En el año 2014 la potencia instalada fue de 1,329.12 MW, presentándose una generación neta de 4,051 GWh.

En la siguiente tabla se muestra la potencia instalada, efectiva y la generación neta de las plantas de generación del año 2014:



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Tabla 12. Plantas de generación eléctrica de Nicaragua Año 2014.

Fuente: INE



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Según el plan indicativo de expansión de la generación eléctrica 2013-2017, la planta Nicaragua iría a retiro en 2015 por los años de uso y baja eficiencia.

También, irán a retiro en el año 2019, las plantas Tipitapa, Censa y Corinto, para evitar que se produzcan déficits de generación y se garanticen los niveles de reserva de potencia que requiere el SIN, año en el cual entraría en operación el proyecto hidroeléctrico Tumarín.

Tabla 13. Plan de retiro de plantas eléctricas.

Planta Tipo 2015 2016 2017 2018

2019 I S II S I S II S I S II S I S II S

Planta Nicaragua Térmico -100 Tipitapa Power Company (TPC) Térmico -51 Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) Térmico -57 Empresa Energética Corinto (EEC) Térmico -69

Fuente: Plan de expansión de la generación 2013 – 2017, MEM.

4.5 Proyectos Candidatos

3.5.1 Eólicos

Luego de la entrada del proyecto Alba Rivas (segundo semestre de 2013), el plan de expansión no contempla la instalación de ninguna planta adicional basada en esta tecnología. La razón radica en que los promotores de este tipo de proyectos consideran que sus excesos de generación deben colocarse en el MER y no se sienten cómodos con este mercado. (Ver Recomendaciones). Adicionalmente, el CNDC considera que el porcentaje de la generación eólica con respecto al total no debe exceder un valor determinado, ya que sobrepasarlo dificulta una operación segura del sistema de potencia (Figura 27 adelante).

3.5.2 Hidroeléctricos

Por otra parte, el plan del MEM incluye 455 MW de plantas hidroeléctricas, algunas de ellas sin estudios de factibilidad. El plan CNDC retrasa la entrada de los proyectos hidroeléctricos, con relación al plan del MEM.



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3.5.3 Geotérmicos

El plan del MEM incorpora 131 MW de geotermia. El plan CNCD, 110 MW. Nicaragua cuenta con el mayor potencial de este tipo de generación a nivel de América Central. Estudios recientes sobre la geotermia en Nicaragua [9], hacen notar que la fase exploratoria es riesgosa e involucra importantes inversiones por lo que es poco probable que inversionistas privados lleven a cabo exploración geotérmica sin alguna participación del estado. De igual manera, por el alto riesgo de la exploración geotérmica la banca comercial y la ventanilla privada de los organismos multilaterales no ofrecen financiamiento al sector privado para esta fase. La Ley No. 443, Ley de Exploración y Explotación de los Recursos Geotérmicos y su reglamento, Decreto No. 45-2010, fomenta y establece las condiciones básicas que regulan las actividades de exploración y explotación de los recursos geotérmicos del país para la generación exclusiva de energía eléctrica. Esta Ley fue reformada de manera que las concesiones para exploración y explotación pueden ser otorgadas mediante negociación directa por el MEM. Una concesión de exploración de recursos geotérmicos se otorga hasta por tres años y puede ser prorrogada hasta por dos años. La generación eléctrica con recursos geotérmicos demanda mucho tiempo para iniciar operaciones, la segunda planta que está operando en el país entró en operación luego de 22 años de la primera y la próxima planta prevista a entrar en operación, Casitas, según el Plan de Expansión, iniciaría en el año 2016, 11 años desde la entrada en operación de la segunda planta geotérmica. Ello significa que de entrar en operación la planta Casitas, cada planta geotérmica en Nicaragua toma 11 años para iniciar operaciones (1983-2016), ello, sin tomar en cuenta el tiempo de realización de los estudios de exploración que demandó el campo Momotombo donde está funcionando la primera planta de generación geotérmica del país.

El Estado de acuerdo a la Ley 443, debe tener un 10% de participación accionaria en la empresa que obtenga una concesión de exploración y explotación geotérmica. Esta participación no significa aporte de capital,



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por lo que se recomienda que el aporte del Estado se haga a través de la entrega al sector privado de todos los estudios de exploración geotérmica que éste efectúe para comprobar la viabilidad técnica y económica de un campo geotérmico.

El tiempo de exploración de un campo geotérmico puede reducirse disminuyendo la cantidad de requisitos que estipula el marco regulatorio del país, uno de los cuales es la autorización para el uso del vapor geotérmico que está contemplado en varias leyes y autorizado por diferentes instituciones (MEM, MARENA, ANA) lo que permitirá aprovechar al máximo el potencial existente en el país y el impacto positivo que la entrada en operación de una planta geotérmica tiene en la economía del país.

Adicionalmente, la JICA está financiando estudios geoquímicos y geofísicos en los campos geotérmicos de Apoyo y Mombacho para posteriormente instalar, en uno de ellos, una planta de generación y que ésta sea administrada y operada por el Estado. Se entendería que el otro campo quedaría a disposición del sector privado para realizar la fase de explotación. Los planes de expansión incluyen plantas geotérmicas en estos campos pero con diferentes fechas de entrada en operación.

3.5.4 Otras opciones

3.5.4.1 Solar y Generación Distribuida

Particularmente conveniente para zonas aisladas. La sección 8.8 de este informe incluye formas de promover este recurso.

3.5.4.2 Contratos en el MER Se observó el poco uso que hace Nicaragua del MER (Sección 1.1) y la posibilidad de colocar allí excedentes y adquirir apoyo para cubrir posibles retrasos en proyectos del plan de expansión y para respaldar su generación intermitente.

4.6 Escenarios Alternativos

4.6.1. Expansión a partir de carbón mineral El carbón es un combustible abundante en la región, cuyos precios se han reducido como consecuencia de la disminución en los precios del petróleo. En Guatemala, por ejemplo, generadores que utilizan biomasa reemplazan por el carbón, el bunker que queman sus generadores en la época de no zafra. En



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Panamá existe generación importante a carbón, liderada por la mayor planta térmica del país, Bahía Las Minas. En Nicaragua, al igual que en Guatemala, generadores basados en la biomasa pudieran utilizar carbón para generar fuera de zafra. Adicionalmente, el carbón pudiera utilizarse a futuro en lugar del gas, como propone GTPIR. Si bien es un combustible que se trata de evitar por su contribución al calentamiento global, el nivel de su posible utilización en Nicaragua sería reducido, con poco impacto a nivel global. Algunas de las estrategias que se investigan para disminuir el impacto ambiental del carbón pudiera volverse económica a futuro, por ejemplo, la denominada CCS (Carbón Capture and Sequestration), en la que los gases de invernadero que produce la quema del carbón en las plantas de generación, se capturan previo a su emisión a la atmósfera y se reinyectan en cavernas bajo tierra. Por ejemplo, se puede utilizar las cotas establecidas por entidades como el Banco Mundial, y/o aplicar, a como lo hace México por ejemplo, un impuesto por tonelada de CO2 emitida de 1 US$/Ton si no se cumple con la regulación ambiental.

4.6.2. Expansión a partir del GNL Los distintos planes de expansión analizados consideran en forma bien diferenciada la posibilidad de instalación de plantas que funcionan con gas natural. En único antecedente que considera la opción de gas natural como combustible de expansión es el GTPIR, que como se ha indicado, se realiza sobre la base de información suministrada por el CNDC. Las opciones usualmente consideradas para el desarrollo de generación de energía sobre la base de gas natural en Nicaragua tienen en cuenta o bien el abastecimiento de ese combustible por medio de un gasoducto que conecte Centro América con el sur de México, o bien mediante la instalación de una terminal de recepción de GNL en el país. La alternativa de abastecimiento de gas natural mediante un gasoducto fue estudiada en diversas oportunidades, destacándose los estudios auspiciados por la CEPAL sobre el Gasoducto Regional México - Istmo Centroamericano (1998). En los últimos años se mantuvieron conversaciones entre los gobiernos de México y Guatemala, más la participación de Honduras, a partir del interés de construir un vínculo físico para llevar gas de USA al triángulo norte de Centro



38

América. La posibilidad de expandir el gasoducto hasta Nicaragua también se habría analizado. Este proyecto, sin embargo, requiere para ser viable que se concrete una demanda cierta (e importante) de gas en la región, que permita asegurar un adecuado retorno de las inversiones, ya que no resulta posible el desarrollo de una obra de tal envergadura como una inversión de riesgo. Las diversas circunstancias políticas de los principales países que avalarían este proyecto y la falta de una demanda cierta, hacen que esta alternativa de abastecimiento de gas a Nicaragua resulte muy poco probable en el mediano plazo. Adicionalmente Nicaragua no tendría control alguno del desarrollo de un gasoducto, por lo que el nivel de incertidumbre que debería asociarse a un suministro por este medio sería muy elevado. La opción de generación de energía con gas natural a partir de la regasificación de GNL puede ser desarrollada, en cambio, por intereses privados a partir de los mercados eléctricos desregulados. En términos generales existen tres alternativas de terminales de regasificación: las terminales convencionales (grandes volúmenes), las terminales flotantes (volúmenes medios a altos) y las pequeñas terminales terrestres. La figura siguiente muestra una estimación del precio medio asociado a estos tipos de terminales en función de la capacidad instalada que permitiría alimentar.



39

Figura 14.

Fuente: Galway Group LP9 Las terminales convencionales son más adecuadas cuando se busca atender demandas muy importantes, requieren un nivel de inversión alto y exigen condiciones adecuadas de infraestructura, entre ellas, puertos de aguas profundas. Su construcción demanda entre 3 y 4 años. Las terminales flotantes son más económicas que las convencionales, y son más competitivas especialmente para tamaños medios de demanda de capacidad. Su construcción demanda entre 1 y 2,5 años y las condiciones del puerto son similares a las de las plantas convencionales. Por último las terminales pequeñas, que son una opción relativamente nueva, podrían ser una solución ideal para pequeñas escalas (aun para generación distribuida). No requieren puertos de aguas profundas y los periodos de construcción pueden ser de unos dos años. La alternativa de expansión en Nicaragua con gas natural puede ser viable, especialmente con terminales pequeñas, pero también con flotantes en la

9 Fuente: Posible integración de gas natural en la matriz energética de Guatemala. GALWAY GROUP LP. Mesa Redonda Wartsila, Agosto 2012. Guatemala



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medida que se den las condiciones requeridas de volumen (demanda), y estabilidad regulatoria. La dinámica de evolución de los proyectos en base a GNL es muy grande, y los costos están bajando rápidamente, lo que permitiría aprovechar las perspectivas de precios bajos del GNL que se visualizan actualmente como resultado del desarrollo de los reservorios de gas no convencionales en Norte América. Esta situación parece reflejarse en las licitaciones en El Salvador (DELSUR-CLP-001-2012) y en Panamá (ETESA 01-2015), en las que resultaron adjudicadas propuestas de generación térmica con gas natural. En El Salvador resultó adjudicado una planta compuesta por motores Wartsila estructuradas en ciclo combinado (Flexicycle) con una capacidad instalada de 380 MW que se ubicará en el puerto de Acajutla. La planta tendrá su propio muelle para la recepción de GNL, con una terminal flotante (un barco que quedará anclado por 15 años) con almacenamiento, un tanque de almacenamiento en la planta de generación y un proceso de regasificación en línea con la producción de energía eléctrica. En la licitación ETESA 01-2015 se presentaron 26 ofertas. La propuesta de menor precio resultó ser la de “Gas Natural Atlántico”, de AES, que consiste en un ciclo combinado conformado por 3 TG y 1 TV, con una capacidad firme de 350MW. La propuesta económica fue de 38,83 USD/KW-mes como precio de capacidad, y de 26,8 USD/MWh como tarifa por energía; para un factor de planta del 70% estos precios equivalen a un costo medio de 102,8 USD/MWh. La tarifa por energía es extremadamente baja, y podría ser el resultado de trasladar parte del precio del combustible al precio de capacidad, algún tipo de aprovechamiento de las instalaciones de la empresa en República Dominicana o simplemente una estrategia comercial para garantizar un elevado despacho de la planta. Estas dos plantas que se instalarán en Centro América con gas natural, y tecnologías diferentes indican que una futura expansión sobre la base de este combustible es una alternativa viable y sostenible.

4.6.3. Efectos del Retraso o de la No Entrada de Tumarín

Se efectuó un análisis de las implicaciones de mayores retrasos o de la no entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Tumarín utilizando el SDDP.



41

Retraso de Tumarín en 2 años Se simuló que Tumarín tuviese un retraso de 2 años del año de entrada según el Plan de Expansión del MEM 2013-2027. Se obtuvieron las gráficas de costos marginales promedios anuales, VERE, VEREC, consumo de diésel y de bunker incluidos a continuación.

Figura 15: Costos Marginales Promedios Anuales – Retraso de Tumarín en 2

años.

Fuente: estimación propia

Figura 16: VERE – Retraso de Tumarín en 2 años


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

$/MWh

Costos MarginalesRetraso de Tumarín

0.000.020.040.060.080.100.120.140.16

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

%VERE

Retraso de Tumarín



42

Figura 17: VEREC – Retraso de Tumarín en 2 años


Figura 18: Consumo Diésel (litros) – Retraso de Tumarín en 2 años


0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

%VEREC

Retraso de Tumarín

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uni

Consumo DieselRetraso de Tumarín



43

Figura 19: Consumo de Bunker (litros) – Retraso de Tumarín en 2 años


Estas gráficas pueden compararse con las correspondientes para el plan nominal (Figura 20 hasta Figura 24). Aunque la confiabilidad promedia es todavía aceptable, se incrementan los costos marginales y el consumo de combustible.

4.6.4. No entrada del proyecto

Si no se construye el proyecto Tumarín, se obtienen las siguientes gráficas, que pueden compararse con las anteriores y las del caso base.

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uni

Consumo BunkerRetraso de Tumarín



44

Figura 20: Costos Marginales Promedios Anuales – Sin Tumarín


Figura 21: VERE – Sin Tumarín


0

50

100

150

200

250

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

$/MWh

Costos MarginalesSin Tumarín

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

% VERE Sin Tumarín



45

Figura 22: VEREC – Sin Tumarín


Figura 23: Consumo de Diésel (litros) – Sin Tumarín


0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

% VEREC sin Tumarín

050,000

100,000150,000200,000250,000300,000350,000400,000450,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uniConsumo Diesel

Sin Tumarín



46

Figura 24: Consumo de Bunker (litros) – Sin Tumarín


Se observa que, si bien la confiabilidad es aún aceptable, aumentan notoriamente los costos marginales (con obvio impacto sobre las tarifas) y los consumos de combustibles líquidos (bunker y diésel), con lo que el país se hace vulnerable con respecto a elevación en el precio del petróleo.

Análisis de planes con fuentes renovables y con plantas térmicas

El análisis de los planes de expansión de la generación de energía en Nicaragua considera los planteos oficiales realizados al respecto, así como el enfoque dado por el GTPIR que apunta a dotar al plan de equipamiento de mayor respaldo de capacidad térmica. Siguiendo el criterio del GTPIR se analizaron opciones de expansión de la generación con tecnologías competitivas, como las plantas operadas con carbón y con gas natural.

El enfoque general de los planes de expansión “oficiales” de Nicaragua se basa en la cobertura de la demanda con energía renovable, especialmente, hidráulica y geotérmica, fuentes que permiten asegurar un adecuado respaldo para la producción de energía. Sin embargo estas fuentes renovables no son suficientes para la total cobertura de la demanda. Los planes incluyen, en consecuencia,

050,000

100,000150,000200,000250,000300,000350,000400,000450,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Mil.uniConsumo Bunker

Sin Tumarín



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generación renovable intermitente (solar, fotovoltaica y eólica) que requiere, por otra parte, soporte de potencia de otras tecnologías. Este enfoque de atender la demanda solo con fuentes renovables es entendible (independiza los precios de producción de energía local de los precios internacionales de los combustibles y es ideal desde el punto de vista ambiental) pero debe estar sustentado en cierta racionalidad económica (por ejemplo incorporando solo aquellos recursos renovables que sean económicamente atractivos por su precio nivelado de la energía – el precio medio de la energía para toda la vida útil del proyecto que incluye todos los costos, inversión, de operación y de mantenimiento) y que garanticen la atención de la demanda aun en condiciones críticas (especialmente en épocas secas críticas). En el plan de expansión de Nicaragua es clave el peso de Tumarín para el futuro abastecimiento de la demanda. Esta hidroeléctrica, junto con el desarrollo de diversos proyectos geotérmicos y otras plantas hidráulicas de pasada, forman el “núcleo” sobre el que se basa la expansión prevista por el Estado. Como sucede en mayor o menor medida con la construcción de cualquier planta de generación de energía, los planes de expansión deben contemplar los riesgos del fracaso de algún desarrollo. En este sentido el plan de expansión “oficial” de Nicaragua (con Tumarín y los restantes renovables) aparece como más riesgoso que un plan menos dependiente del Estado y que incluyese proyectos con menor incertidumbre que Tumarín (está en dudas la continuidad del proyecto por diversos factores entre los cuales está el no avance a la fecha) y las geotérmicas (requieren aun un buen nivel de inversión en exploración). Esos planes alternativos deberían considerar la instalación de equipamiento térmico competitivo, que podría definirse mediante un proceso licitatorio competitivo. Aun en el caso que todos los proyectos incluidos en el plan “oficial” se pudieran desarrollar en los tiempos deseados, es evidente que no es posible imaginar un plan de largo plazo basado exclusivamente en la explotación de recursos renovables. En algún momento las fuentes renovables suficientemente económicas se agotarán y será necesario optar por alternativas térmicas. Esas plantas térmicas dependerán de las condiciones de los mercados de combustibles, y de las necesidades del mercado nicaragüense, es decir, de la utilización esperada para la generación térmica. En la figura siguiente se muestra un ejemplo “teórico” de los precios nivelados



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de energía para diferentes tecnologías térmicas, con precios de combustibles en los niveles esperados por el Banco Mundial y la EIA según sus últimas proyecciones.

Figura 25: Costos nivelados de energía

Fuente: Proyecciones Banco Mundial y la EIA.

En la figura se incluyen los precios nivelados de energía para una planta de motores Diésel que utiliza HFO como combustible, de una carbonera y de una turbina de gas operada con diésel oil. Se puede observar que para cada nivel de utilización esperado (el factor de planta, que es equivalente al porcentaje del tiempo anual que la central opera a potencia máxima) existe una tecnología más económica. Así para muy bajos niveles de utilización lo conveniente es instalar turbinas de gas para quemas diésel oil (efectivamente estas son las centrales de menor costo de inversión, pero de mayor costo unitario de combustible, y es por eso que se instalan para cubrir picos esporádicos de demanda), para expectativas de utilización media resultan convenientes los motores diésel operando con HFO, y para plantas de base (con factores de utilización superiores al 65%) convendría instalar carboneras. Esta curva permite ilustrar que si fracasan los planes de desarrollo de las plantas geotérmicas (que son centrales de base) se deberían instalar plantas a carbón, ya que son las más eficientes para operar todo el año. Si fracasasen los planes de

-

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1.000,0

1% 11% 21% 31% 41% 51% 61% 71% 81% 91%

USD

/MW

h

Factor de planta

Costos nivelados de energía

Motores diesel con HFO Turbina de vapor con carbón Turbina de gas con Diesel Oil



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construcción de hidráulicas de pasada deberían instalarse motores diésel con HFO. Y por último, que si Tumarín no se construye, posiblemente sea necesario que se instale una combinación de plantas de base (carboneras) y de motores para cubrir no solo la energía anual de Tumarín, sino su potencia firme.

Este análisis, sin embargo, no tiene en cuenta las alternativas de demoras en la instalación de las plantas incluidas en el plan de expansión. Por ejemplo, si Tumarín se construye, pero se atrasa algunos años, la instalación de una carbonera implicaría sobrecosto para el sistema. La instalación de una planta de carbón requiere disponer de un flujo de ingresos proyectados que permita amortizar la inversión, lo que se logra con la firma de un PPA de largo plazo. Si las necesidades de energía de base son solo por un corto plazo (por ejemplo por el retraso de Tumarín o de alguna geotérmica), la operación de las carboneras será alta solo unos pocos años, luego su despacho no compensará los costos de instalación que, de todas maneras, será absorbidos por el mercado vía el PPA.

Recordar que el análisis permite concluir que retrasos en Tumarín y aún su no construcción (bajo la suposición de que los otros proyectos hidroeléctricos, Valentín, Copalar y el Carmen, con 278 MW en total, se incorporan en la fecha prevista), si bien no compromete la confiabilidad del sistema, sí ocasiona un considerable incremento en los costos marginales y, en consecuencia, en la tarifa de los consumidores y también del consumo de derivados del petróleo.

Todo lo anterior permite clarificar los riesgos de un plan basado exclusivamente en plantas renovables que dependen de la gestión del Estado (negociación directa, permisos, estudios previos, etc.).

Otro aspecto a tener en cuenta tiene que ver con la economicidad de los renovables no convencionales. Los costos medios de producción de las plantas solares fotovoltaicas y de las eólicas surgen mayoritariamente de los costos de inversión, ya que los costos de operación y mantenimiento son poco significativos. Estos costos se deberían comparar con los costos de la generación térmica, que depende de los costos de inversión y mucho más de los costos de combustible. En este sentido las condiciones actuales son menos favorables para justificar un renovable que dos años atrás. Actualmente el precio del petróleo está en niveles muy bajos (inferiores a los 50 USD/barril) lo que hace más competitivas a las plantas que utilizan HFO. Por otra parte las plantas solares o eólicas requieren un soporte de capacidad que debe ser aportada por el resto del sistema eléctrico, por lo que el precio real de su participación en el mercado es más alto que el costo medio de energía de sus contratos. En sentido opuesto, los costos de inversiones de los renovables intermitentes



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vienen bajando en forma sostenida en los últimos años, gracias a la expansión de estas tecnologías y al desarrollo de técnicas más evolucionadas. Este descenso de los costos de inversión permite sostener proyectos eólicos y solares fotovoltaicos aun con los actuales precios de los combustibles, en gran medida porque las tarifas de los renovables no tendrán prácticamente variaciones durante los 10 o 15 años de sus contratos, mientras que las plantas térmicas nunca tendrán un precio estable, y dependerán de las variaciones del mercado mundial de los combustibles. Un último aspecto a considerar tiene que ver con el gas natural. Actualmente se considera que en el mediano plazo será posible instalar plantas térmicas que operen con GNL, con módulos de tamaño medio. Esta puede ser una alternativa muy interesante para Centro América. Estas plantas competirían con las carboneras, con la ventaja de su menor impacto ambiental. No obstante para el caso de Nicaragua, los inconvenientes para instalar este tipo de plantas son los mismos que para las carboneras, a partir del enfoque general del plan de expansión “oficial”. En el largo plazo, una vez que la demanda exija inversiones adicionales a Tumarín y a las otras hidroeléctricas del plan, a las geotérmicas y a los renovables previstos, la expansión se basará en plantas carboneras o de GNL dependiendo de los precios de mercado y, muy especialmente, de la evolución de las tecnologías de regasificación de GNL.

Como se indicó, los precios de las renovables, a nivel planificación, deben analizarse considerando el precio nivelado de la energía. Este precio tiene en cuenta todos los costos relacionados con la producción de energía de cada tecnología y la energía producida a lo largo de la vida útil. Este es el precio de referencia que se utiliza para decidir las políticas sobre renovables, y no la consideración directa del “precio actual del mercado o precio marginal” versus las “tarifas propuestas por los desarrolladores”. Al considerar el precio nivelado de la energía y comparar este precio entre las diferentes tecnologías se observa que mientras las plantas renovables tienen un costos de inversión (tal vez más importante que para plantas convencionales), pero luego un bajísimo costo de operación y mantenimiento; y la producción aun con cierta degradación se mantiene bastante estable a lo largo del tiempo. En cambio una planta térmica, además de su inversión, tiene un costo de operación muy alto que depende del precio del combustible, y así cuando las proyecciones tienen al alza (aunque sea en el largo plazo) el valor nivelado de la energía puede ser más alto.

En síntesis:

Existe siempre una alta incertidumbre respecto de los precios de los combustibles.



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La valorización de la instalación de renovables no se debe realizar sobre la base de la comparación de “tarifas de renovables” con precios marginales.

Los planes oficiales de Nicaragua basados en renovables pueden parecer menos convenientes “económicamente” en la actualidad debido a los precios de los combustibles líquidos, sin embargo, garantizarían precios estables de mercado ante cambios bruscos (y posibles) en los precios internacionales de los combustibles.



52

5. Plan de Obras de Transmisión

ENATREL elabora anualmente un plan de obras, en donde propone y justifica económicamente los proyectos que se propone construir e incluye las fuentes de financiamiento. Las obras que aparecen en el plan de ENATREL, con costo inferior a US$500,000, no requieren aprobación previa del INE. Con base en el plan de obras, ENATREL calcula un peaje preliminar que somete al INE para su revisión y ajustes.

La metodología que utiliza ENATREL para el cálculo de los peajes se ilustra a continuación, con cifras correspondientes a los peajes a ser utilizados en 2013.

Para 2012, ENATREL llevó a cabo los siguientes cálculos:

a. Actualización del 1º de enero de 2012 de la inversión reconocida por el INE al 1º de enero de 2011, con tasa aprobada del 3%. Obtuvo US$347,194,819.38;

b. Inversión reconocida por el INE durante 2011, igual a US$18,912,076.70; c. Suma de a y b, para obtener la Inversión Reconocida al 1º de enero de 2012,

igual a US366,106,896.08; d. Anualidad de c, con tasa aprobada del 3.7015% y vida útil de 30 años. Se

obtiene un valor de US$20,411,411.62; e. Costo de operación y mantenimiento, supuesto igual al 2.5% de d; f. Costos del CNDC actualizados del año inmediatamente anterior, con tasa del

3%; g. Suma de d, e y f; resulta ser igual a US$31,662,313.50; h. El peaje se calcula como g dividido por la demanda proyectada para 2012

(3,500 GWh). Resultado, 9.046 US$/MWh. Este valor fue revisado por el INE, quien finalmente aprobó únicamente 7.1148 US$/MWh.

Cabe anotar que durante 2012 los otros agentes del mercado no efectuaron obras de expansión de la transmisión que pueden ser con o sin oposición.

En el más reciente plan de obra de transmisión se indica que las obras que entraron en operación en 2013 y que contribuyen al cálculo el peaje de transmisión para 2014 suman 59.8 millones de dólares. Con base en este valor,



53

se calculó para 2014 un peaje de 8.039 US$/MWh. Se considera que se trata de un valor bastante razonable para la transmisión. Las obras que entraron en operación en 2013 mejoran la confiabilidad de los sectores norte y sur del país. Incluyen el cierre del anillo a 230 kV de Managua, la línea Ticuantepe a anillo de Managua, a 138 kV, subestaciones con miras a la futura interconexión con la Región Autónoma del Atlántico Norte de Nicaragua y proyectos de electrificación rural, en el contexto del programa PNSER. Más adelante se indica lo que aprobó el INE.



54

6. Generación Distribuida

La generación distribuida se puede definir como la generación de una planta que se conecta a una red de distribución, en general, y especialmente aplicable a Centroamérica, con tamaños de hasta 10 MW.

Las fuentes de energía típicas para generación distribuida son la energía solar e hidroeléctrica siendo la solar, luego de la energía eólica, la segunda fuente de energía renovable en el mundo con un crecimiento anual promedio para el último quinquenio del 55%. En algunos países como Alemania, con niveles de radiación bastante menores que Nicaragua, la generación solar ha alcanzado costos inferiores a los de la electricidad producida por fuentes tradicionales inclusive inferiores a la tarifa a los consumidores finales, (es decir, ha alcanzado “grid parity”) como se aprecia en la siguiente figura. En la misma gráfica se aprecia la evolución ascendente de las instalaciones solares en varios países. En Centroamérica, recientemente se instaló en Guatemala una planta de 50 MW, funcionando con energía solar.

La generación solar e hidroeléctrica distribuida debe aprovecharse en Nicaragua dada la abundancia de estos recursos en el país, la continua reducción de precios de los paneles solares y las diferentes tecnologías existentes con precios adecuados para PCHs.

La generación distribuida con PCHs, opera en Nicaragua a través de tres modalidades, 1. Inyectando toda la generación al SIN; 2. Suministrando energía a comunidades con excedentes de inyección al SIN; 3. Como sistemas aislados. Esta generación ha sido promovida por varios gobiernos desde el año 2004 a través de diferentes programas financiados por organismos multilaterales y bilaterales, especialmente para electrificación rural. De hecho, más de 10 instalaciones han sido construidas la mayoría de las cuales están en operación. Algunas de estas instalaciones tienen suficiente energía para abastecer comunidades y vender excedentes a la red y la mayoría tiene potencial para incrementar capacidad.

Las PCHs suministrando energía a comunidades son operadas por empresas cuyos socios son personas naturales de la localidad donde operan. El MEM ha requerido a tres de estas empresas, el traslado de sus sistemas a ENEL justificando el requerimiento en la falta de capacidad de estas empresas en el manejo adecuado de los sistemas. Esta situación está generando inseguridad e incertidumbre entre los socios por el capital que ellos han invertido en los mismos.



55

La cogeneración es también un esquema que puede funcionar muy bien como generación distribuida para empresas con requerimientos de vapor de proceso a mediana escala y requerimientos importantes de electricidad.

Figura 26: Información Global de Electricidad Solar

En Nicaragua se han hecho estudios de potencial solar, llevados a cabo, entre otros, por la Universidad Centroamericana. En la actualidad existe una planta solar de 1.4 MW, de propiedad municipal, operada por ENATREL, que vende a DISNORTE/DISSUR. Varias instalaciones privadas para autoconsumo están en stand by debido, no solo a la falta de un marco regulatorio para la inyección de energía a la red, si no también, al establecimiento de obstáculos entre los cuales está, la falta de un medidor bidireccional que registre las inyecciones y extracciones. Esto hace que cualquier generación excedente que se inyecte a red (por tratarse de energía intermitente), es registrada como consumo en el medidor que tiene instalado la distribuidora.

Inversionistas interesados en instalar plantas solares conectadas al SIN, han reducido la capacidad (ejemplo, de 100 MW a 35 MW) aparentemente por observaciones del CNDC, en el sentido que le iba a costar manejar tan alta potencia intermitente.

Esta observación es válida, como se muestra en la siguiente figura (en forma de pato), correspondiente a California, en donde se aprecia que la reducción de demanda durante ciertas horas del día ocasionada por energía renovable intermitente (en particular, solar y eólica), ocasiona la necesidad de despachar rápidamente una buena cantidad de generación en pocas horas, para servir el crecimiento de la demanda ocasionado por la disminución de energía intermitente, causada por la puesta del sol. Este efecto, que preocupa al operador del sistema (CAISO) y preocuparía a cualquier otro operador a medida que se incrementa la



56

instalación de energía renovable intermitente requiere contar con plantas generadoras que puedan enfrentar el rápido escalamiento de los requerimientos de energía una vez que decae la producción de energía solar.

Por otra parte, las distribuidoras locales no parecen interesadas en generación solar distribuida. Adicionalmente, este tipo de generación en Nicaragua carece de estímulos regulatorios.

Figura 27: Necesidad de “Ramping” de Generación en California, Ocasionada por

Renovables Intermitentes.



57

7. Costos del Sistema de Potencia

La primera fase en el establecimiento de tarifas es la determinación de los costos del servicio, puesto que las tarifas deben reflejar dichos costos. Los subsidios, si existen, deben cuantificarse y sus fuentes deben identificarse claramente.

Según resoluciones de ajustes tarifarios aprobado por el INE en el año 2014, un 62.9% de la tarifa se origina en costos de generación. Los costos de transmisión impactan un 3.3% de la tarifa. Los de pérdidas un 10.3%, distribución con el 22.7% y desvíos tarifarios el 0.8%.

El mercado eléctrico mayorista de Nicaragua consta de un mercado de contratos y un mercado de ocasión. Alrededor de un 93% de las compras de los distribuidores se hacen en el mercado de contratos. En consecuencia, tan solo un 7% de la demanda está expuesta al mercado ocasional.

La mayoría de los contratos (a excepción de los firmados con plantas con generación eólica e hidráulica) especifican altas remuneraciones por capacidad, en donde el inversionista recupera su inversión e incluye su rentabilidad. Los PPAs vigentes establecen la obligación de pagar por la potencia firme disponible ya que tienen la modalidad “take-or-pay”. Adicionalmente, los contratos especifican una remuneración por combustible, arranque y parada (para plantas térmicas) y costos de operación y mantenimiento.

Los costos totales y los correspondientes a cada una de las diferentes etapas de la cadena de suministro eléctrico de Nicaragua se pueden visualizar en la Figura 28.



58

Figura 28: Costos del Sistema de Potencia de Nicaragua.

Fuente: elaboración propia.

Costos de Generación

Mercados de Contratos Mercado Ocasional

Servicios Auxiliares Remunerados

Costos de Transmisión

(Peajes)

Costos Mayoristas

(CM)

Costos de Pérdidas Reconocidas

(FEP – 1) * CM

Costo de Distribución

(VAD)

Precios Medios de Tarifas

(US$/MWh)



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7.1 Costos de Generación

La política energética nacional en materia de generación de energía eléctrica ha sido enfocada principalmente en aumentar la participación de los recursos renovables en la matriz de generación. Es así que en 2014, un 52% de la generación provino de recursos renovables y 48% de plantas térmicas a petróleo, contra un 33% renovable y 67% petróleo en 2008.

7.1.1. Costos Fijos Las plantas de generación incluyen costos de inversión y costos fijos de operación y mantenimiento cuya suma se denomina “costos fijos”. Los costos de inversión de proyectos hidroeléctricos dependen de las características geológicas del sitio, de si incluyen o no embalses de regulación, de mitigación de impactos ambientales y de la necesidad o no de construir vías de acceso. Los costos de pozos exploratorios son importantes para proyectos geotérmicos. Existen valores típicos para plantas térmicas basadas en combustibles fósiles y también para plantas de generación eólica y solar. Los costos fijos típicos de operación y mantenimiento dependen de la tecnología de generación empleada.

Para proporcionar una idea de la dimensión de los costos fijos de las plantas de generación, se incluyen a continuación las Tabla 14, Tabla 15 y Tabla 16 que proporcionan respectivamente costos típicos de plantas térmicas, de los proyectos geotérmicos de Nicaragua y de los proyectos hidroeléctricos de Nicaragua. Estas tablas fueron elaboradas por GTPIR y se utilizaron en su más reciente plan de expansión regional.

Tabla 14: Parámetros de Proyectos Térmicos

Fuente: GTPIR



60

Tabla 15: Parámetros de Proyectos Geotérmicos en Nicaragua

Fuente: GTPIR

Tabla 16: Parámetros de Proyectos Hidroeléctricos en Nicaragua

Fuente: GTPIR



61

7.1.2. Costos Variables

Los costos variables de generación son particularmente relevantes para plantas térmicas. Incluyen costos de consumo de combustible, que dependen de la eficiencia térmica de las plantas y del precio internacional de los derivados del petróleo. Los combustibles que se utilizan en Nicaragua son el fuel oil #2 y fuel oil #6, también conocidos como diésel y bunker, respectivamente. El costo de los combustibles debe incluir el de los seguros y el de su traslado hasta la planta. El precio de referencia del petróleo que se consume en Nicaragua es el WTI.

Las eficiencias térmicas de las plantas de generación en el SIN y de los sistemas aislados se proporcionan en la Tabla 5 y Tabla 6.

Si utilizamos los precios del bunker y del diésel incluidos en la Tabla 17 y Tabla 18, podemos calcular para las plantas del SIN los costos de la Tabla 19. Estos son valores recientes utilizados en el despacho de las unidades de generación por el CNDC.

Tabla 17: Precios del Bunker en Planta.

Planta US$/Gal

Año 2014 Al 31/10/2015

Managua 1.2251 0.9452 Nicaragua 1.2537 0.9738

Fuente: CNDC

Tabla 18: Precios del Diésel en Planta.

Planta US$/Gal

Año 2014 Al 31/10/2015

Las Brisas 1.8114 1.3500 Managua 1.8114 1.3500 Hugo Chavez #1 1.8262 1.3500 Hugo Chavez #2 1.8263 1.3500

Fuente: CNDC



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Tabla 19: Costos Variables de Plantas de Generación, año 2014 y al 31 de mayo de 2015.

Fuente: CNDC



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En las plantas hidroeléctricas: Carlos Fonseca, Centroamérica e H. Pantasma, los “costos variables” reportados son en realidad los valores del agua calculados por el programa SDDP, utilizado por el CNDC para el despacho del sistema de potencia. Los valores del agua de las hidroeléctricas con embalse pueden ser muy altos en épocas de sequía si los embalses se encuentran en situación crítica lo cual puede explicar el incremento de los costos variables de las plantas hidroeléctricas a mayo 201510 respecto a 2014. Los valores de las hidroeléctricas son similares a los costos de las plantas Ché Guevara # 1 a # 3 e inferiores a los de las plantas CENSA, Tipitapa y Corinto. El resto de plantas que utilizan recursos renovables tienen los menores costos variables. Biomasa a mayo de 2015 mantuvo los mismos valores que en 2014 y los correspondientes a la geotérmica PENSA incrementaron. Notar que a pesar que los precios de petróleo y sus derivados disminuyeron, los costos variables a mayo 2015 son superiores que en 2014 para las plantas térmicas.

7.2 Precios de la Generación en el Mercado de Nicaragua La figura siguiente incluye los precios promedios en el mercado ocasional de Nicaragua (mercado spot) durante 2014 de algunas de las empresas de generación.

En el mercado ocasional de 2014, ENEL ofertó sus hidroeléctricas a un precio de 95 US$/MWh que sigue los lineamientos de la Ley 532, Ley de Promoción de la Generación Eléctrica con Fuentes Renovables pero que está lejos del precio promedio de este mercado dominado por plantas de generación con derivados del petróleo. La Ley 532 establece una banda de precios entre US$90 - US$100/MWH cuya última actualización fue efectuada por el INE mediante Resolución 2099-07-2011.

10 Los costos variables son publicados diariamente por el CNDC en su página web. Sin embargo, los últimos datos publicados durante el desarrollo de este informe estaban disponibles al 31 de mayo 2015. En base a la Ley de Acceso a la Información Pública, solicitamos a ENATREL que continuase con la publicación diaria de los costos variables la cual fue retomada a partir del 30 de noviembre de 2015.



64

Figura 29: Precios Promedios por Empresa de Generación en 2014 - Mercado de Ocasión.

Fuente: CNDC.

Los precios promedios de los contratos de las plantas de generación durante 2014 se incluyen en la Figura 30. Se observa lo siguiente por tipo de renovable: El precio del contrato de la hidroeléctrica Wawule es menor a la cota inferior de la banda establecida por la Ley 532 para ventas en el spot que acceden a los estímulos establecidos en dicha ley, es decir, 90 US$/MWh. La central El Sardinal (ambas de Hidralia Energía) tiene un precio dentro de la banda pero cerca del mínimo. El resto de hidroeléctricas tiene precios mayores o iguales a la cota superior de la banda que es de US$100/MWh. Los precios contratados son mayores para las plantas con más reciente entrada en operación. La banda de precios para el spot se ha ido incrementando de tal manera que en 2005, año de promulgación de la Ley 532 inició con valores de 55-65 US$/MWh y a partir de 2011 a la fecha, tiene valores de entre 90 - 100 US$/MWh. Los valores de la banda de precios en el mercado spot de renovables podían servir de referencia en 2014 para el precio de los contratos. Sin embargo, a partir de mayo de 2015, el MEM publicó precios de referencia donde se establecen valores entre 90 - 99 US$/MWh para hidroeléctricas a filo de agua y entre 93 - 107 US$/MWh para hidroeléctricas con embalse. Los precios promedios de los contratos de las plantas de generación hasta julio 2015 se incluyen en la Figura 31. El precio de los contratos de las plantas Wawule y El Sardinal (filo de agua) tienen precios menores que la banda del MEM. Hidro Pantasma, la única planta hidro con embalse en el mercado de contratos, tiene un precio igual al de la cota superior de la banda del MEM. El



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precio de los contratos del resto de plantas hidro está dentro de la banda de precios publicada por el MEM. Ver que solo la planta hidroeléctrica ATDER tuvo incremento en el precio en 2015, el resto de plantas mantuvieron el mismo precio de su contrato que el que tenían en 2014. Los precios de las eólicas a julio 2015 están entre 94 y 111 US$/MWh, ligeramente superiores a los que tuvieron durante 2014 con valores entre 93-109 US$/MWh. Estas cifras no están muy distantes a las observadas de otros países, sin embargo, los precios de referencia del MEM indican valores mucho menores lo que podría ser un indicio de no incentivar por el momento, este tipo de generación renovable. Los precios de los contratos de las geotérmicas se encuentran entre 92 y 116 US$/MWh (92 US$/MWh para Momotombo, propiedad de la estatal ENEL, operada por la empresa privada MPC). Por su parte, la generación que utiliza biomasa tiene precios de 115 US$/MWh a julio 2015 y se incrementó para las dos plantas existentes NSEL y Monterosa respecto a 2014. A excepción de las hidroeléctricas propiedad de ENEL y de la planta geotérmica de Momotombo (propiedad de ENEL, operada por MPC), todas las renovables venden su energía en contratos a precios que superan la cota máxima referencial, establecida por la Ley 532 para el mercado spot (esto es, 100 US$/MWh) y los precios de referencia del MEM. Hasta antes del establecimiento de los precios de referencia del MEM, la Ley 532 era un estímulo para que este tipo de plantas vendiesen el máximo posible de su energía en contratos. A partir de mayo 2015, la cota superior de los precios de referencia del MEM es menor que los precios en los contratos actuales para todas las renovables excepto para la solar de manera que constituyen un desestímulo para nuevas inversiones. En general, de todas maneras, es decir, a pesar de los bajos precios del petróleo, las plantas con menores costos continúan siendo las basadas en recursos renovables a pesar que a julio 2015, la diferencia de precios entre renovables y no renovables es menor que en 2014 debido a la disminución de los precios del petróleo. Puede verse que a julio 2015, los precios de las plantas a petróleo TPC y EEC Corinto tienen precios iguales o más bajos que algunas renovables (PENSA, NSEL, Monterosa).



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Tabla 20: Banda de precios de referencia para el desarrollo de proyectos renovables.

Fuente: MEM.

Figura 30: Precios Promedios por empresa. 2014 – Contratos

Fuente: INE

Mínimo MáximoEólica 66 80 Geotérmica 74 92 Biomasa 93 102 Hidroeléctrica a filo de agua 93 107 Hidroeléctrica con embalse 90 99 Solar 103 118

FuentePrecio de Referencia,

US$/MWh



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Figura 31: Precios Promedios por empresa. A julio 2015 – Contratos.

Fuente: INE

7.3 Tipos de Contratos

Todos los contratos de plantas térmicas son producto de la contratación directa y no de un proceso licitatorio. A igual que los tradicionales PPAs, típicamente incluyen un término dominante de cargo fijo por potencia y otro de menor cuantía por energía, compuesto por costo del combustible, que se ajusta según el precio del combustible que consume la planta, proporcionado por un servicio especializado, por ejemplo Platts y un costo de operación y mantenimiento variable, que se ajusta según un índice de la inflación internacional, medida por un índice especificado en el contrato, por ejemplo, el Índice de Precios del Productor registrado en Estados Unidos. Se adiciona un cargo por combustibles que incorpora costos de transporte, flete, seguros, etc. Los contratos usualmente incluyen el rendimiento térmico nominal de la planta, que puede variar en el tiempo y que se especifica que es auditable. Adicionalmente, son contratos del tipo “Take-or-Pay”, es decir, que el pago por potencia debe hacerse aunque la planta no se despache. Note que este tipo de contratos transfiere en su totalidad el riesgo de mercado al comprador.



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Por ejemplo, el contrato con ALBANISA (planta térmica Hugo Chávez y Ché Guevara), tiene los siguientes precios:

(1) Cargo fijo por potencia contratada = 14.0352 US$/kW-mes; (2) Cargo por O&M (CO&M) = 8.7 US$/MWh, ajustable según la evolución del

IPP en Estados Unidos; (3) Cargo por Combustible (CC) = Precio del Fuel Oil #6 con 3% de azufre / R,

en donde R es la eficiencia térmica de la planta, con valor nominal inicial de 15.70 kWh/Gal;

(4) Otros cargos por combustible (COCC) = 12.10 US$/MWh.

El cargo por energía implícito en el contrato es entonces igual a: PE = [E X (CC + COCC + CO&M)] En donde E es la energía total generada en el período (mes) correspondiente. A este cargo se adiciona el de potencia que, como se indicó anteriormente, se paga aunque la planta no se despache. Existen además cargos por arranque en frío que se suman a los anteriores cuando sea pertinente. Por otra parte, los contratos de las plantas renovables, a excepción del contrato de Hidro Pantasma y Amayo (primera fase), también son producto de la negociación directa. A la generación basada en recursos renovables (eólica, hidroeléctrica), se le remunera únicamente la energía. Por ejemplo, el contrato con Blue Power (eólica) especifica un precio inicial de 104.5 US$/MWh, que se incrementa un 3% anual durante 15 años y luego permanece fijo. La energía comprometida en el contrato es el 50% del total producido. El 50% restante se vende en el mercado ocasional, al precio que alcance la energía en este mercado. Como ejemplo de plantas basadas en biomasa, el contrato con NSL especifica un pago por potencia igual a 18 US$/kW-mes en época de zafra y de 11.75 US$/kW-mes en época de no zafra. El cargo por energía es igual a 27.5 US$/MWh. El pago por potencia depende de la energía entregada. A más de los contratos con plantas nuevas, todavía persisten PPAs, como se indica en la Tabla 21 a continuación. Estos PPAs fueron firmados inicialmente con Unión FENOSA, a la sazón dueña de las distribuidoras. En consecuencia, fueron heredados por los actuales propietarios de DISNORTE y DISSUR. El PPA con CENSA, por ejemplo, especifica un cargo mensual fijo por potencia, afectado únicamente por la disponibilidad de la planta. Incluye además cargos indexados por operación y mantenimiento, combustible y arranque y parada, que son proporcionales a la energía realmente entregada. El contrato lo suscriben CENSA y ENEL.



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Tabla 21: PPAs Vigentes; IDENTIFICACIÓN

del PPA VENDEDOR VIGENCIA

PPA-01-97 COASTAL POWER A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 19 DE DICIEMBRE DE 1997. PLAZO

DE 15 AÑOS INICIA EL 14 DE ABRIL DE 1999

PPA-02-97 ORMAT INTERNATIONAL

INC.

PLAZO DE 15 AÑOS, A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 26 DE MARZO

DE 1999 COMPRAVENTA

50 MW POTENCIA Y

ENERGÍA FIRME (ADENDA 1)

EEC-50 A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 03 DE JULIO DE 1998. PLAZO DE 15 AÑOS INICIA EL 28 DE JUNIO DE 1999

PPA-05-99 (ADENDA 1)

CENSA A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 12 DE JULIO DE 1999. PLAZO DE 15

AÑOS A PARTIR DEL 12 DE SEPTIEMBRE DEL 2000

PPA-05-99 (ADENDAS 1, 2,

3, 4, 5, 6 y 7)

PENSA A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 06 DE OCTUBRE DE 1999.

FINALIZARÁ A LAS 23:59 DEL 30 DE ENERO DEL 2029

PPA-06-99 (ADENDA 1, 2, 3,

4 y 5)

NSEL A PARTIR DE LA FECHA DE SU FIRMA, EL 10 DE DICIEMBRE DE 1999. ADENDA

1 ESTUVO VIGENTE POR 60 DÍAS. MEDIANTE ADENDA 4, EL PPA SE

EXTIENDE 12 AÑOS A PARTIR DEL 11 DE DICIEMBRE DEL 2011

Fuente: CNDC La Figura 32 proporciona para las dos mayores distribuidoras del país (DISNORTE y DISSUR, que concentran el 93.5% de la demanda total en el año 2014), el costo mensual total de compras netas mayoristas desde enero 2014 hasta julio 2015. Adicionalmente, se incluyen los precios monómicos medios reales de la energía. El promedio para 2014 fue 153 US$/MWh y hasta julio 2015 fue 129 US$/MWh.



70

Figura 32: Compras Netas de Abastecimiento de DISNORTE y DISSUR de enero 2014 a julio 2015.

Fuente: INE.

La Figura 33 muestra el precio monómico de compras en contratos y en el spot, para ambas distribuidoras. Se observa que el precio de los contratos durante la mayor parte del período enero 2014-julio 2015 está por debajo del spot (enero, febrero y octubre 2014 son la excepción) aunque la diferencia de precios entre ambos mercados es mucho menor que la observada durante el período agosto 2012- julio 2013 (Figura 33) cuando el precio de los contratos estuvo siempre encima del precio en el spot.

Las centrales hidroeléctricas estatales, Centroamérica y Santa Bárbara, están vendiendo su energía en el mercado spot, a precio más bajo que el resto de plantas renovables y no renovables que venden por contratos.



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Figura 33: Precio Monómico de Compras en Mercados de Contratos y Ocasional de DISNORTE y DISSUR de agosto 2012 a julio 2013.

Fuente: INE.

Figura 34: Precio Monómico de Compras en Mercados de Contratos y Ocasional de DISNORTE y DISSUR de enero 2014 a julio 2015.

Fuente: INE.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200U

S$/M

Wh

Contratos

Ocasional



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7.4 Servicios Auxiliares Los servicios auxiliares que aparecen en la Normativa de Operación y si son remunerados o no, son los siguientes:

• Pérdidas: Las pérdidas de potencia se consideran demanda adicional.

Las de energía las pagan los consumidores a pro-rata de la energía que retiren de la red.

• Reserva de corto plazo: rodante y fría: La reserva rodante se utiliza para mantener la frecuencia del sistema, es decir, para garantizar su estabilidad. También se llama “reserva terciaria”11. La reserva fría la proporcionan unidades de generación que deben poder arrancarse con poca anticipación (por ejemplo, 15 o 30 minutos), ante la ocurrencia de alguna contingencia que implique pérdida de generación, por ejemplo. El CNDC calcula la reserva fría requerida cada día, que depende de la potencia máxima esperada para ese día.

• Seguimiento de la demanda: no es remunerado.

• Arranque en negro (black start): unidades de generación que son

despachadas inicialmente luego de un apagón (“black out”).

• Control de reactivos y control de tensión: no es remunerado.

Para la adjudicación de estos servicios a un generador, el CNDC realiza subastas entre los generadores que ha calificado como aptos para proporcionarlos. Las subastas incluyen una cota superior, que es igual al precio de la potencia establecido por el INE, en la actualidad de 215.97 US$/MW-día. Los consumidores deben comprar en el mercado spot sus faltantes de servicios auxiliares. El promedio mensual facturado en el año 2014 para servicios auxiliares fue alrededor de US$ 260,000 y para los meses enero a julio de 2015 este promedio es de US$190,000 aproximadamente.

Como ejemplo de la adjudicación de reserva fría, el CNDC indica en el post-despacho del 5º de noviembre de 2015 que 32 MW de reserva fría fueron comprados a ENEL, quien los ofertó a un precio de 215.97 US$/MW-día. Es un precio igual al establecido por el INE. El CNDC calculó en 34.70 MW las necesidades de reserva fría de ese día. Hubo, en consecuencia, un déficit de 2.70 MW.

11 La reserva primaria es la respuesta “natural” de las unidades de generación a cambios bruscos en la frecuencia y la secundaria es más conocida como “Control Automático de la Generación”, AGC, por sus siglas en inglés. Estas dos reservas no son remuneradas en Nicaragua.



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7.5 Costos de Transmisión

El INE mediante Resolución No. INE-CD-008-12-2013, aprobó para el año 2014 un Costo Medio de Transmisión de 7.9068 US$/MWh el cual se aplicó partir del 01 de Enero del 2014. El valor aprobado es inferior al solicitado por ENATREL que fue de 8.038 US$/MWh. Los detalles de este cálculo se presentan en la tabla siguiente.

Tabla 22: Cálculo de costo medio de transmisión para el año 2014. COSTO MEDIO DE TRANSMISION US$

INVERSION RECONOCIDA 2013 405382,373 OBRAS NUEVAS 59856,071 INVERSION RECONOCIDA 2014 465238,444 Anualidad de Inversión Reconocida 16824,500 Costo Reconocido de Operación y Mantenimiento 11671,821 Costo Anual de Funcionamiento del CNDC 2215,084 Intereses y comisiones reconocidos en el peaje de 2014 1535,854 REMUNERACION ANUAL TOTAL 32247,259 Demanda (MWh) 4078,423 CMT (USD/MWh) 7.9068

Fuente: Resolución No. INE-CD-008-12-2013.

Como referencia, para 2012 ENATREL solicitó al INE un peaje por 9.046 US$/MWh. El INE aprobó 7.1148 US$/MWh.



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7.6 Costos del MER

Los consumidores de Nicaragua deben pagar adicionalmente los llamados costos complementarios de la línea de interconexión del SIEPAC que le corresponden a Nicaragua, que son aquellos costos que no se recuperan a través de quienes hacen uso de la misma. En los meses de enero 2014 a marzo 2015, estos cargos promedian US$176,1187/mes. Los valores mensuales se proporcionan en la figura siguiente.

Figura 35: Cargos Complementarios línea SIEPAC. Enero 2014 a marzo 2015.

Fuente: INE

7.7 Costos de Generación, Transmisión, de Servicios Auxiliares y del MER

Como ilustración de los anteriores costos se incluyen en la Tabla 23 el total de las compras mayoristas de las distribuidoras DISNORTE y DISSUR en los meses de enero 2014 a julio de 2015 por cada concepto: potencia y energía en los mercados de contratos y ocasional, de transmisión (incluidos los costos del CNDC), de servicios auxiliares, del MER, consumos en algunos sistemas aislados (DISSUR, por ejemplo, vende a la distribuidora Zelayaluz S.A.), ventas de las distribuidoras en el mercado ocasional y el total. Se proporciona el costo monómico promedio para cada mes. Note que las distribuidoras cubren buena parte de los costos de los sistemas aislados.



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Tabla 23: Compras Mayoristas de enero 2014 a julio 2015 de DISNORTE y DISSUR en el Mercado Mayorista

Fuente: INE

La Figura 36 presenta los valores porcentuales de los precios promedios por contribución. Los costos de los contratos constituyen un 93% del total pagado por las distribuidoras en este período de tiempo.

Figura 36: Compras de DISNORTE y DISSUR en el Mercado Mayorista (En porcentajes, total de enero a julio de 2013)

Fuente de Datos: INE

Mes Contratos, miles US$

Ocasional, miles US$

MER, miles US$

Aislados, miles US$

ENATREL, miles US$

Auxiliares, miles US$

Ventas, miles US$

Monómico, US$/MWh

ene-14 39,513 3,275 232 206 2,296 281 541 150.8feb-14 40,008 2,811 -837 193 2,205 263 1,066 155.9mar-14 46,268 2,317 -1,179 229 2,599 272 1,790 152.8abr-14 48,359 717 -1,329 245 2,580 130 1,607 159.4may-14 51,105 1,168 -1,234 243 2,655 238 1,463 163.1jun-14 47,020 1,959 -238 223 2,428 252 520 168.2jul-14 49,018 983 237 229 2,610 265 1,047 161.7ago-14 50,958 1,141 278 223 2,557 258 1,185 171.6sep-14 47,197 1,159 360 200 2,332 250 841 173.2oct-14 38,747 4,909 518 183 2,270 274 276 154.0nov-14 35,406 4,056 431 168 2,102 434 282 141.7dic-14 35,750 2,573 317 158 2,413 217 309 132.9ene-15 35,557 1,656 246 149 2,565 236 300 129.8feb-15 34,177 2,286 223 146 2,365 237 378 135.1mar-15 39,454 1,119 -314 161 2,764 207 381 132.4abr-15 38,945 1,381 -518 176 2,583 142 434 131.1may-15 39,546 2,201 -136 183 2,726 175 313 133.3jun-15 36,506 2,720 381 172 2,530 164 194 135.0jul-15 37,289 1,747 -757 156 2,520 191 297 124.8Promedio 41,622 2,115 -175 192 2,479 236 696 147.7



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7.8 Costos de Distribución El costo de distribución se compone del costo de las redes de distribución de media y baja tensión y del costo del alumbrado público. Se agrega el costo de comercialización, que incluye entre otros, la atención a los clientes y el equipo y el proceso de lectura, facturación y cobro. Los costos anuales de distribución conforman el denominado VAD. El VAD del año 2014 fue de 53.86 US$/MWh, el cual a partir de enero 2015 a julio incrementó a 54.77 US$/MWh, tal como se presenta en la tabla a continuación.

Tabla 24: Valor Agregado de Distribución, VAD.

Año VAD, US$/MWh

2014 53.86 a julio 2015 54.77 Promedio 54.31

Fuente: INE. El VAD debe incluir las anualidades de capital y los costos de operación técnica y comercial. En teoría, estos valores deben ser comparables a los de una empresa de distribución eficiente en su configuración y operación. El VAD se actualiza mediante la utilización de un factor que incluye el Índice de Precios al Consumidor, el Índice de Precios Mayoristas y un factor de eficiencia. En 2008 se obtuvo un VAD igual a 41.2019 US$/MWh. De este total, 30.61 US$/MWH corresponden al VAD de media y baja tensión, 4.5705 US$/MWh al VAD del alumbrado público y 6.0214 US$/MWh al VAD de comercialización y mediciones. El valor más reciente del VAD (a julio de 2015) es 54.77 US$/MWh, valor que se utiliza para cálculos tarifarios. De este total, 40.69 US$/MWH corresponden al VAD de media y baja tensión, 6.08 US$/MWh al VAD del alumbrado público y 8.00 US$/MWh al VAD de comercialización y mediciones. Las pérdidas en distribución aunque disminuyeron durante el período 2000-2013, continúan siendo altas, en particular las no técnicas. En 2013 representaron 21% de la generación y continúan con el mismo valor en 2015. De acuerdo al más reciente estudio de pérdidas eléctricas efectuado con consultoría privada en 2011 aproximadamente el 13% son pérdidas no técnicas. Para efectos de tarifas, a partir de julio de 2013 se reconoce a las distribuidoras un FPE igual a 1.16, es decir, se les reconocen pérdidas del 16%. Tener en cuenta que un valor mayor del FEP implica un desvío tarifario que el INE reconoce en tarifas como se verá en el capítulo siguiente. En la tabla a continuación se presenta la evolución del factor de pérdidas para el periodo año 2008 a julio 2015, donde se puede apreciar que este factor se mantuvo



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constante en el periodo 2010- junio 2013, sin embargo, aumentó significativamente en 3% a partir de julio 2013:

Tabla 25: Evolución del factor de pérdidas.

Concepto FEP

2008 1.12 2009 1.11 2010-junio 2013 1.13 Julio 2013-septiembre 2015 1.16

Fuente: Resoluciones INE.

1.3 Sistemas Aislados

Las plantas térmicas de los sistemas aislados funcionan con diésel (lo cual es cierto para todas menos para Puerto Cabezas) y asumiendo para este combustible el costo promedio proporcionado por la Tabla 18, se obtienen los costos de combustible de las plantas térmicas de los sistemas aislados que se incluyen en la Tabla 26. Se aprecia que estos costos son considerablemente superiores a los de las plantas térmicas del SIN. Como se indica en la Tabla 23, parte del costo de servicio de los sistemas aislados se incluye en la tarifa que pagan los clientes del SIN.

Tabla 26: Costos Variables de Plantas Térmicas de Sistemas Aislados en 2014

COMBUSTIBLE PLANTA Costos de

Combustibles US$kWh

Diesel

Waspam 0.3036 Corn Island 0.3103 Karawala 0.2859 Orinoco 0.2180 Pueblo Nuevo 0.2962 San Juan de Nicaragua 0.3115 EGOMSA 0.4015

Fuel Oil + Diesel Puerto Cabezas Power (PCP) 0.4581 Fuente: INE



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8. Tarifas y Subsidios

8.1 Establecimiento Precio Promedio de la Energía

Las tarifas a los consumidores finales de Nicaragua se establecen calculando primero el precio promedio de la energía. Este precio resulta de la sumatoria de los siguientes elementos: el valor de las compras de las distribuidoras en MT (costo de generación y MER) incluyendo el transporte (costo de transmisión, CNDC y servicios auxiliares), el FEP, el VAD y los desvíos de costos mayoristas. El valor correspondiente a las pérdidas se calcula con el FEP reconocido que está en la tabla 25.

Los desvíos de costos mayoristas significan la diferencia entre, el precio de referencia de la energía utilizado por el INE para la aprobación tarifaria y el precio que las distribuidoras efectivamente pagaron (precio de compra real), multiplicado por la energía extraída por éstas. Un desvío de costos mayoristas positivo se considera a favor de las distribuidoras. Un desvío de costos mayoristas negativo se considera a favor de los consumidores finales. Los desvíos tarifarios durante 2014 y de enero a julio 2015 se muestran en las tablas siguientes:

Tabla 27: Desvíos Tarifarios. Año 2014.

Fuente: INE.

Tabla 28: Desvíos Tarifarios. Periodo Enero – Julio 2015.

Fuente: INE.

Para cubrir los desvíos tarifarios de seis meses (noviembre 2009 a abril 2010), el grupo ALBA proporcionó fondos por US$ 20 millones de dólares sin intereses ni cargos financieros, dinero con el que ENEL a través de sus empresas GECSA e HIDROGESA postergó el cobro de las facturas a DISNORTE/DISSUR, dinero que será restituido por estas empresas cuando “…la Tarifa reciba el beneficio de potenciales bajas producto de la incorporación de generación renovable de menor costo con base a lo establecido en el presente acuerdo, en el que las empresas DISNORTE y DISSUR actuarán como

Concepto Unidad Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre DiciembrePrecio de Compra Real US$/Kwh 0.1508 0.1559 0.1528 0.1594 0.1631 0.1682 0.1617 0.1715 0.1731 0.1539 0.1416 0.1328 Precio de Referencia Aprobado US$/Kwh 0.1547 0.1547 0.1547 0.1547 0.1547 0.1547 0.1600 0.1600 0.1600 0.1600 0.1600 0.1600 Desvío en el Precio de Compra US$/Kwh (0.0039) 0.0012 (0.0020) 0.0047 0.0083 0.0135 0.0016 0.0115 0.0131 (0.0061) (0.0184) (0.0272)Desvío de Costos Mayoristas US$ (1166,892) 329,968 (628,126) 1441,078 2693,196 4093,273 523,432 3626,513 3827,334 (1859,996) (5511,553) (8422,444)Desvío Acumulado US$ (10959,559) (10629,592) (11257,718) (9816,641) (7123,445) (3030,171) (2506,740) 1119,774 4947,108 3087,111 (2424,442) (10846,886)

Concepto Unidad Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio JulioPrecio de Compra Real US$/Kwh 0.1298 0.1350 0.1324 0.1330 0.1334 0.1350 0.1253 Precio de Referencia Aprobado US$/Kwh 0.1606 0.1606 0.1606 0.1207 0.1207 0.1207 0.1207 Desvío en el Precio de Compra US$/Kwh (0.0308) (0.0256) (0.0282) 0.0123 0.0127 0.0143 0.0046 Desvío de Costos Mayoristas US$ (9501,152) (7392,563) (9178,062) 3954,065 4211,802 4475,559 1503,796 Desvío Acumulado US$ (20348,037) (27740,600) (36918,662) (32964,598) (28752,795) (24277,236) (22773,440)



79

responsables de recaudar las cantidades trasladadas a tarifa que serán destinadas al pago de la financiación de los Clientes y Consumidores por el período antes indicado.”…Lo anterior en base al Acuerdo firmado en Escritura Pública No. 13 entre los representantes del MEM, INE, CARUNA R.L., ALBANISA, ENEL y DISNORTE/DISSUR. Con este acuerdo inició el financiamiento ALBA/CARUNA. Entre julio – diciembre 2011, el INE emitió Resolución INE 1665-06-2011 donde se incrementa el precio a los consumidores finales pero se ordena a las distribuidoras que no se aplique este precio si no que se mantenga el precio a junio 2011. La diferencia entre estos precios para garantizar los ingresos a las distribuidoras, fue financiada por ALBA/CARUNA (el precio de compra mayorista pasó de 136.2898 US$/MWH a 210.48209 US$/MWH). El financiamiento ALBA/CARUNA empezó a aparecer en las facturas a partir de julio 2011. El INE a partir de enero 2012 y mediante resolución autoriza a DISNORTE/DISSUR dos pliegos tarifarios, pliego tarifario indicativo y pliego tarifario aplicado. El pliego tarifario aplicado es el que se aplica a los consumidores finales. En cada pliego se utiliza un precio de referencia de compra mayorista en media tensión. Los ingresos de las distribuidoras se calculan utilizando los pliegos indicativos. El precio de compra mayorista reconocido en este pliego indicativo es el Precio de Referencia Aprobado que el INE utiliza en el cálculo de los desvíos de compras mayoristas. Durante el período Enero 2012 – Diciembre 2013, el precio de compra mayorista reconocido en el pliego tarifario indicativo era mayor que en el pliego tarifario aplicado. La diferencia se denominó “Financiamiento” y, como tal continuaba apareciendo en las facturas. No utilizar el precio indicativo para el cálculo tarifario implicaba un subsidio generalizado a todos los clientes, subsidio que realmente fue cubierto por el financiamiento antes mencionado. Durante el período julio 2014 – marzo 2015, el pliego tarifario indicativo y el aplicado fueron iguales. A partir de abril 2015, el pliego tarifario aplicado es mayor que el pliego tarifario indicativo ya que el primero utiliza un precio de compra mayorista reconocido mayor que el Precio de Referencia Aprobado. A diferencia de lo ocurrido durante enero 2012-diciembre 2013, a partir de abril 2015 la diferencia entre los precios de compra mayoristas reconocidos de cada pliego se aplica a la deuda por el financiamiento otorgado por CARUNA durante enero 2012-junio 2014.



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La figura siguiente presenta la evolución entre enero de 2014 a septiembre de 2015 de las tarifas indicativas, aplicadas y los desvíos de costos mayoristas acumulados. Se observa que en ambos períodos, los desvíos acumulados están a favor de los consumidores finales.

Figura 37: Tarifas Indicativas, Aplicadas y Desvíos Acumulados. Enero 2014 –

septiembre 2015.

Fuente: INE

Habría que hacer una auditoría de los desvíos desde que estos comenzaron para evaluar el balance de los mismos. Sin embargo, tomando los valores del INE como correctos, se puede decir que durante el período enero 2009-septiembre 2015, los desvíos mayoristas son negativos teniendo un acumulado de US$ 25.9 millones de dólares. Si bien son desvíos obtenidos durante casi 7 años, lo interesante es que durante los primeros 6 años del período (2009-2014), los precios del petróleo fueron altos, superiores a US$ 60-100/Bbl pero paralelamente la generación renovable en Nicaragua se incrementó.

Durante 2009-2011, la mayor parte de los desvíos mensuales son positivos. Durante 2012-2015, la mayor parte de los desvíos mensuales son negativos. Esto debido a un financiamiento recibido que se explica a continuación. Sin este financiamiento, los desvíos durante 2012-2013 hubiesen sido positivos, pagando en ese momento más por el kWh consumido pero sin deuda a la fecha, teniendo hoy, un precio por el kWh mucho menor.



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Durante 2009-2015 la mayor parte de los cambios en los elementos de costo son a la alza, sea por el costo mayorista, sea por el FEP o el VAD, en un par de ocasiones es que disminuye el costo mayorista y el valor del resto de elementos se mantiene, se indican algunos ejemplos:

• Junio 2009: aumenta el costo mayorista, aumenta también el FEP. • Enero 2010: aumenta el costo mayorista, bajó el VAD pero se inicia la aplicación

de un desvío por facturación. • Enero 2011 y Enero 2012: disminuye el costo mayorista pero aumenta el VAD • Abril 2013: aumenta el costo mayorista y aumenta el VAD. • Julio 2013: disminuye el costo mayorista pero aumenta el FEP. • Septiembre 2015: aumenta el FEP.

Los aumentos en el valor del FEP han implicado la aprobación de parte del INE de la aplicación de un desvío tarifario, es decir, ocasionan incremento de las tarifas a los consumidores finales de manera retroactiva, ver a manera de ejemplo la RESOLUCION No. INE-1608-06-2009.

8.2 Financiamiento CARUNA

El INE certificó mensualmente el total financiado y certifica los pagos efectuados. Este total se sustrae de los pagos que deben hacer las distribuidoras DISNORTE y DISSUR a los generadores, por sus compras de energía y potencia. Los generadores, por su parte, reciben de CARUNA los totales financiados. Posteriormente, CARUNA emite comprobantes de pago a favor de las dos distribuidoras.

Por disposición en la Ley de Estabilidad Energética, a través de reformas mediante Ley 785 del 23 de febrero de 2012, artículo 4, literal m, los montos financiados (en este caso por CARUNA) se pagan “Cuando las condiciones de la Matriz de Generación y/o el precio de los combustibles de generación permitan una reducción en el precio medio de compra de la energía, conforme cálculos del Instituto Nicaragüense de Energía y previa certificación del Ministerio de Energía y Minas…”.

El 25 de marzo de 2015 se promulgó la Ley 898, Ley de Variación de la Tarifa de Energía Eléctrica al consumidor con el objeto de “regular la variación en aumento o disminución del precio real al consumidor”. Esta Ley define:

“Precio medio de venta al consumidor: es el precio medio que paga el consumidor en concepto de tarifa de energía eléctrica a la entrada en vigencia de la presente Ley”. Este precio es el equivalente a lo que anteriormente se denomina como Precio de Referencia Aprobado.



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“Precio real de venta al consumidor: es el precio resultante del comportamiento real de los diferentes componentes de costos que forman la tarifa de energía eléctrica”. Este precio es el equivalente a lo que anteriormente se denomina como Precio de Compra Real.

El artículo 4 de esta Ley establece cómo se distribuyen los ahorros en la tarifa debido a la diferencia entre el precio medio de venta al consumidor y el precio real de venta al consumidor:

1) 35% a reducción de la tarifa energética para los consumidores residenciales que consuman más de 150 kWh/mes y el resto de sectores.

2) 35% a un fondo para programas de combate a la pobreza que administre el MHYCP.

3) 30% al abono de la deuda total del sector eléctrico. Se entiende que se refiere al abono a CARUNA.

Reformas adicionales a la Ley 898 mediante la Ley 911 del 10 de septiembre de 2015 modificaron la distribución de los ahorros así:

1) 47% a reducción de la tarifa energética. No incluye la aclaración que tenía inicialmente este artículo sobre aplicación de esta reducción a consumos residenciales mayores de 150 kWh/mes y resto de sectores. Se entiende entonces que se mantiene esta aclaración ya que los consumos hasta 150 kWh/mes tienen el beneficio de la tarifa social. 2) 23% al fondo para programas de combate a la pobreza. 3) 30% al abono de la deuda total del sector eléctrico. Se entiende que se refiere al abono a CARUNA.

Los montos financiados por CARUNA, calculados y publicados por el INE y que se entiende previamente certificados por el MEM, son como sigue:

Tabla 29: Financiamiento a la Tarifa

AÑO MONTO FINANCIADO, US$

2010 20000,000 2011 105153,175 2012 55812,645 2013 17588,054 Total 198553,874

Fuente: web INE



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El total financiado por CARUNA fue de 198.55 millones de dólares, para el período enero de 2010 a diciembre de 2013. Cabe anotar que hasta el primer trimestre de 2011 los financiamientos no generaban intereses ni gastos. A partir del segundo semestre de 2012, sin embargo, se establecieron intereses del 8%, interés de mora del 4% y comisión del 0.5%.

Los abonos se han efectuado a como sigue:

Tabla 30: Abonos al financiamiento CARUNA

Fuente: web INE. *Preliminar.

El INE reporta en su página web los ahorros reales durante enero-septiembre 2015. Sin embargo, los ahorros durante enero-marzo equivalentes a US$ 23.7 millones no aparecen aplicados a rubro alguno. Los correspondientes a abril-septiembre equivalentes a US$ 69.4 millones fueron destinados así:

• 44% a la tarifa (en lugar de 35% según Ley 898). • 26% a proyectos combate pobreza (en lugar de 35% según Ley 898). • 30% a financiamiento CARUNA.



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Tabla 31: Aplicación de la Ley 898. 2015

Fuente: web INE

Puesto que a futuro el gobierno ha previsto que debe incrementarse la eficiencia de los recursos de generación, particularmente con una mayor participación de generación renovable, las tarifas indicativas estarán por debajo de las que aplican, con lo que se prevé también que el financiamiento a CARUNA será mayor y se irá pagando sistemáticamente y que ocurrirán adicionales disminuciones en la tarifa a los consumidores finales.

8.3 Subsidios

8.3.1 Montos

Los subsidios vigentes son:

a. Subsidio a consumos mensuales residenciales iguales o inferiores a 150 kWh, a

quienes se les congela la tarifa a los valores que tenían en junio de 2005. El subsidio se estableció originalmente en la Ley 554 de 2005. Su vigencia se ha prorrogado sucesivamente en leyes posteriores. Las distribuidoras pueden sustraer el monto de este subsidio del IVA que deben pagar;

b. Subsidio a asentamientos precarios: su aplicación continúa para los próximos 60

meses a partir del 22 de septiembre 2015, fecha de publicación de la Ley 911 que reformó la Ley 554.

c. Subsidio a jubilados que consumen mensualmente un máximo de 150 kWh. Su

tarifa se reduce en 50%. Se paga con cargo al presupuesto nacional. La última tarifa publicada por el INE corresponde a junio de 2012. Se ha solicitado al INE que actualice dicha publicación



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d. Exoneración y reducción del IVA a clientes residenciales. El IVA en Nicaragua es

del 15%. Se exoneran del IVA los clientes con consumos mensuales de 0 a 300 kWh. Aplica un IVA del 7% a los clientes residenciales con consumos mensuales entre 301 y 1000 kWh.

La Tabla 32 presenta los montos de los subsidios desde 2008 hasta 2014. La Figura 38 permite apreciar su evolución en el tiempo. Se nota un gran incremento especialmente para los clientes del sector Residencial con consumos de hasta 150 kWh/mes.

Tabla 32: Total de Subsidios en millones de dólares.

Fuente: INE, MEM y estimación propia

Figura 38: Evolución de los Subsidios

Fuente: INE y estimaciones propias

Los subsidios por unidad de consumo en 2014 son altos. Solamente en el sector Residencial con consumos hasta 150 kWh/mes, el subsidio representa 118.78 US$/MWH, un poco más del doble del VAD, casi 15 veces el valor aprobado por el INE

AñoResidenciales 0 a

150 kWh/mesAsentamientos IVA Total

2008 26.00 6.85 11.31 44.162009 19.75 8.87 11.02 39.642010 32.43 7.70 12.54 52.672011 38.41 6.03 13.34 57.782012 62.29 1.89 31.05 95.232013 65.87 5.68 28.27 99.822014 66.61 10.16 35.30 112.07

0

10

20

30

40

50

60

70

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

mill

ones

de

US$

Residenciales 0 a 150 kWh/mes Asentamientos IVA



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para peajes de transmisión y un 50% de la tarifa. En el caso de los asentamientos o barrios espontáneos, estos valores representan un poco más del doble que en el sector Residencial.

Tabla 33: Subsidios.

Fuente: INE y estimación propia

La Figura 39 incluye la evolución histórica en los últimos años de las tarifas de los principales sectores de consumo, residencia, comercial e industrial y el promedio del SIN.

Figura 39: Tarifas del SIN y de los Principales Sectores de Consumo

Fuente de Datos: INE

Es evidente que existen subsidios cruzados del sector comercial hacia el resto de sectores. Notar que en 2013 y 2014, los precios promedio del sector industrial son menores que los del sector residencial. Obligar al sector comercial a subsidiar el resto le resta competitividad. No debe olvidarse que es un sector creador de empleo.

El subsidio residencial mensual por cliente está en la Tabla 34 e incluye el subsidio presentado en la Tabla 33. La Figura 39 permite una más fácil

Sector Estrato de consumo MWh Subsidio millones US$

US$/MWH de subsidio

0 a 150 kWh/mes 560,808 66.61 118.78 Asentamientos todos 29,314 10.16 346.60

IVA 0-1000 kWh/mes 1014,847 35.30 34.78

Residencial



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visualización de la misma información. Se aprecia que los subsidios individuales aumentaron considerablemente a partir de 2012. En 2012 debido a incrementos tarifarios sancionados por el INE, quien en la Resolución INE 1665-06-2011 aprobó un incremento promedio del 41.88% a partir de junio de 2011, incremento que si bien no se transfiere a los clientes con consumo mensual hasta 150 kWh, sí se utiliza para el cálculo de los subsidios que deben ser financiados, como se explicó anteriormente.

Tabla 34: Subsidios Residenciales Mensuales por Cliente (2008 – 2014)

Año Clientes Subsidiados (miles)

Subsidio Mensual por Cliente US$

2008 511.48 4.24 2009 531.26 3.10 2010 601.49 4.49 2011 636.16 5.03 2012 658.86 7.88 2013 693.82 11.99 2014 723.27 12.91

Fuente de Datos: INE y Estimación propia

Figura 40: Subsidios Residenciales Mensuales por Cliente

Fuente: INE y estimación propia

0

2

4

6

8

10

12

14

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

US$

/clie

nte

mile

s

Clientes Subsidiados (miles) Subsidio Mensual por Cliente US$



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Cabe anotar que el monto de los subsidios por eliminación o reducción del IVA en la Tabla 32 es una estimación propia, basada en los ingresos de las distribuidoras por consumo y demanda de energía del sector residencial por rango de consumo de acuerdo a las estadísticas del MEM.

8.3.2 Mecanismos para el Establecimiento de Subsidios

La figura siguiente resume el mecanismo utilizado para el establecimiento de subsidios.

Figura 41: Mecanismos de Subsidios Leyes y Resoluciones INE

Fuente: Elaboración propia.

A continuación se hace un recuento histórico de leyes y decretos del Gobierno Nacional y de resoluciones del INE encaminados a ajustar tarifas y proporcionar alivios tarifarios a ciertos tipos de usuarios residenciales. Este recuento ayuda a comprender los mecanismos utilizados para el establecimiento de subsidios. Como se verá, son en general procedimientos ad-hoc, que parecen corresponder a

SUBSIDIOS CON FUENTES DE FINANCIAMIENTO:

ALBA-CARUNA;

ENEL;

GOBIERNO NACIONAL;

FONDOS VAN A:

DISNORTE / DISSUR

SUBSIDIOS:

RESIDENCIALES < 150kWh/mes: Tarifas congeladas a julio de 2005 (Jubilados, adicionalmente, pagan media tarifa);

RESIDENCIALES ≤ 300 kWh/mes, no IVA RESIDENCIALES > 300kWh/mes y ≤

1,000kWh/mes: IVA del 7%;

ASENTAMIENTOS ESPONTANEOS y BARRIOS ECONOMICAMENTE VULNERABLES;



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imperativos políticos y no a un proceso planificado. Con frecuencia se utiliza a la estatal ENEL para financiar subsidios, lo que le resta recursos para otras actividades, como llevar a cabo estudios de factibilidades de proyectos de generación y aún financiar exploraciones geotérmicas. (1) La Ley 627 del 28 de junio de 2007 establece que los incrementos tarifarios que

se derivan del pliego del INE, vigente a partir de dicha fecha y válido por un año, no se transfieran a los consumidores, sino que se declaran desvíos tarifarios a favor de los distribuidores (DISNORTE y DISSUR). A su vez, ENEL le proporciona préstamos puentes mensuales a los distribuidores por una suma igual a los desvíos, pagaderos a partir de julio de 2008. Los desvíos suman unos 13.8 millones de dólares;

(2) Para el período julio de 2008 a febrero de 2009, el INE establece un sobrecargo en la tarifa igual a 6.02 US$/MWh, con el objeto de compensar los desvíos. El Protocolo de Entendimiento AN 5557 se firma en marzo de 2009 entre las distribuidoras DISNORTE y DISSUR y el Gobierno de Nicaragua. A esa fecha, ambas distribuidoras eran propiedad de Unión Fenosa. Como consecuencia de la firma del protocolo, dadas algunas cláusulas del mismo, se saldan los desvíos tarifarios remanentes;

(3) En mayo de 2010 (Resolución INE 0999-04-2010), el INE decide ajustar las tarifas al alza en un 6.85% en lugar del 8.63% que darían sus cálculos, para tomar en cuenta deficiencias en el alumbrado público por parte de las distribuidoras y aspectos resultantes del Protocolo de Entendimiento al que se hizo referencia en el párrafo anterior. El decreto enfatiza que el ajuste no cubre a los clientes residenciales con consumo mensual inferior a 150 kWh, cuyas tarifas siguen congeladas a los precios que tenían en julio de 2005;

(4) En agosto de 2010 se emite la Ley 728 cuyo objeto es asegurar el financiamiento para subsidios tarifarios de asentamientos espontáneos y de barrios económicamente vulnerables, por los siguientes 4 años. Determina que el primer año las distribuidoras recibirán mensualmente para el efecto, el 4% de su precio de compra en media tensión, multiplicado por la energía total vendida. El porcentaje se reduce cada año en un 1%. Se especifica que “en el cuarto año, si se diese una reducción en las pérdidas totales mayor de 0.3 puntos porcentuales del plan anual de reducción de pérdidas proyectado por las empresas distribuidoras, el porcentaje de subsidio disminuirá en una proporción equivalente al 50% de los puntos de pérdidas incrementales reducidos”



90

(5) En enero de 2011 el INE establece en la Resolución 3087-12-2010 que

mantiene un Valor Unitario de 0.9974 US$/MWh para compensar desvíos por la Ley 728, detallada en el párrafo anterior y compensar por alumbrado público y factor de expansión de pérdidas. Adicionalmente establece otro valor unitario igual a 2.00639 US$/MWh para abonar al pago del desvío del período julio 2010 a mayo de 2011. Este último desvío fue derogado en abril de 2013 en la Resolución INE CD004-03-2013;

La Resolución INE 1665-06-2011 establece dos cuadros tarifarios: el indicativo y el real. La diferencia entre ambos es cubierta por el Financiamiento CARUNA y como tal debe indicarse en las facturas. El INE debe certificar mensualmente el total financiado. Como se indicó anteriormente, este total se sustrae de los pagos que deben hacer las distribuidoras (DISNORTE y DISSUR) a los generadores, por sus compras de energía y potencia. Los generadores, por su parte, reciben de CARUNA los totales financiados. Posteriormente, la entidad financiera emite comprobantes de pago a favor de las dos distribuidoras. Cabe anotar que las tarifas en el pliego indicativo se elevan en promedio un 41.88%.

(6) En junio de 2013 la AN aprueba la Ley 839. Se prolonga hasta el 31 de agosto de 2015 la congelación tarifaria de los clientes residenciales con consumos mensuales por debajo de 150 kWh. Para los 5 años luego de la expedición de la Ley, se fija el FEP en 1.16 para los primeros 12 meses, 1.15 por los 48 meses subsiguientes y 1.14 para los meses 49 al 60. Hasta el 31 de agosto de 2015 se fija en 0 el IVA que deben pagar los clientes residenciales con consumos mensuales hasta 300 kWh y en 7% el correspondiente a consumos mensuales entre 300 y 1,000 kWh. Se prolongan por 5 años los subsidios a asentamientos espontáneos y barrios económicamente vulnerables. Para cubrir estos subsidios se establece que, para los primeros 12 meses luego de expedida la Ley, DISNORTE y DISSUR recibirán del Gobierno el 2.5% del producto de la tarifa promedia en media tensión por el total de su energía vendida. El porcentaje baja al 2% para los siguientes 48 meses. Se indica que las distribuidoras deben invertir 75 millones de dólares en los siguientes 5 años para extender su cubrimiento, mejorar la calidad del servicio y reducir las pérdidas, entre otras actividades. Se proporcionan garantías de hasta 20 millones de dólares a los generadores que utilicen recursos renovables y entren en operación durante 2013. Por último, se reglamenta la Ley anti fraude. La Ley 839 no menciona a los jubilados.



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(7) En marzo 2015 se aprueba la Ley 898, Ley de Variación de la Tarifa de Energía Eléctrica al Consumidor la cual mantiene el subsidio a los residenciales hasta 150 kWh/mes

La política oficial parece ser continuar los subsidios a algunos consumidores residenciales como se ha venido haciendo, mediante la aplicación de tarifas congeladas y rebajas en el IVA, como también a asentamientos espontáneos y barrios económicamente vulnerables. Adicionalmente se busca favorecer la entrada de generación con base en recursos renovables. Como ya se indicó, las políticas se implementan mediante una serie de mecanismos “ad hoc” (Leyes y Resoluciones Tarifarias). Las fuentes para cubrir los subsidios, además de recursos de CARUNA, incluyen al generador estatal (ENEL), quien proporciona préstamos puente y, directamente, al Gobierno Nacional. Adicionalmente, se remarca que incrementos tarifarios definidos como “Valores Unitarios” se constituyen en subsidios cruzados, ya que aplican tan solo a algunos consumidores. A veces se introducen rebajas ocasionadas por servicio deficiente de alumbrado público y otras penalizaciones que aplican a las distribuidoras, cuyo monto se reintegra a sus clientes. Se observa que las tarifas del sector de consumo “General” (comercial) son particularmente altas.

Sistemas Aislados

La mayor parte de los sistemas aislados operando en el país están a cargo de ENEL a través de la DOSA, creada en la Ley 746 de 2010. ENEL dio en administración a ENATREL estos sistemas aislados.

La Figura 42 permite apreciar las tarifas de los sistemas aislados y, como punto comparativo, las tarifas promedias del SIN, para los años 2008 – 2014.

Se observa que las tarifas de los Sistemas Aislados no siguen las variaciones de las correspondientes del SIN. Se mueven, más bien, en un estrecho rango cercano a 200 US$/MWh. Hemos visto que las pérdidas de los sistemas aislados son 38.44% y la Tabla 6 evidencia que la eficiencia térmica de las plantas de generación está por debajo de las del SIN. Es claro que los costos de sistemas aislados deberían estar por encima de los correspondientes al SIN. Se trata entonces, de un subsidio cruzado.

La empresa estatal ENEL se ha visto obligada a participar en los esquemas de financiamiento de subsidios tarifarios, lo que representa sin duda una carga para sus finanzas. Los recursos que emplee en esta actividad se sustraen a otras funciones como participación en la ejecución de estudios de factibilidad de generación basada en recursos renovables, en particular proyectos geotérmicos e incluso, de otorgar



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subsidios a sus propios clientes, los que atiende en los sistemas aislados. Además se trata del generador de última instancia.

Figura 42: Tarifas Comparativas Anuales

Fuente: INE

8.4 Pliego Tarifario Vigente Las tarifas que se aplican a los consumidores finales conectados al SIN se estructuran en el pliego tarifario que el INE autoriza a las distribuidoras DISNORTE/DISSUR. El pliego tarifario tiene una gran cantidad de tarifas, casi 50, lo que no cumple con el principio tarifario de Simplicidad establecido en el artículo 112, numeral 3) de la LIE. Adicional, no cumple en varios puntos con lo que estipula la Normativa de Tarifas. Según esta Normativa, las tarifas deben ser elaboradas en base a:

• Nivel de Tensión: el pliego tarifario actual lo incluye • Tamaño de Demanda: también lo incluye el pliego tarifario actual pero con

valores diferentes a los que indica la Normativa de Tarifas. La Normativa de Tarifas no incluye el uso de la energía para clasificar una tarifa, excepto en el caso de uso Residencial y General para Pequeña Demanda. El pliego tarifario actual establece tarifas por uso y cada uso a su vez, tiene tarifas según nivel de tensión y tamaño de demanda. El uso de la energía por sector es

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014SIN 200 174 196 242 245 243 237Sistemas Aislados 198 187 188 199 198 198 201

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260U

S$/M

Wh



93

lo que hace que haya casi 50 diferentes tipos de tarifa. En el siguiente vínculo se encuentra el pliego tarifario vigente: http://www.ine.gob.ni/pliegos2015.html La Normativa de Tarifas sí es utilizada por las distribuidoras y por el INE para atender aspectos comerciales, por ejemplo, cuando los clientes solicitan un cambio de tarifa. En este caso, las distribuidoras exigen a los clientes tener el valor de demanda máxima dentro del rango de demanda de cada tarifa durante 6 meses consecutivos para hacer efectivo el cambio lo cual el INE confirma cuando se someten recursos de revisión. Por consiguiente, algunos aspectos que indica la Normativa de Tarifas son aplicados y otros no. Es importante indicar que la no aplicación de esta normativa que debía haber ocurrido en enero de 2002, trajo como consecuencia la aplicación de cargos moratorios de parte de Unión Fenosa, en ese momento a cargo de la operación de DISNORTE/DISSUR, cargos que tuvimos que pagar los consumidores. Por otro lado, la energía eléctrica cuesta menos mientras más cerca de la generación esté el punto de consumo final por lo que las tarifas en Media Tensión deben tener por definición, menores precios que las correspondientes en Baja Tensión. Si bien en el vínculo antes indicado se puede ver claramente cuáles tarifas en Media Tensión tienen valores más altos que en Baja Tensión, indicamos a continuación los siguientes casos específicos que se ilustran en la figura siguiente: Tarifa General Mayor Binomia sin Medición Horario Estacional, T-2D: el cargo por potencia es mayor que el que tiene la misma tarifa en Baja Tensión. Tarifa General Mayor Binomia con Medición Horario Estacional, T-2E: el cargo por energía durante el periodo Fuera de Punta es mayor Tarifa Irrigación Binomia sin Medición Horario Estacional, T-6D: el cargo por energía es igual al que tiene la misma tarifa en Baja Tensión, el cargo por potencia es mayor.



94

Figura 43: Precios de la Electricidad en BT y MT (US$/MWH. Sectores General, Industria, Irrigación e Industria Turística.

Fuente: INE

8.5 Las tarifas y la GDR

Ya sea por reducción de las compras de energía a las distribuidoras o por la venta de excedentes, la instalación de GDR y el mecanismo habitual de neteo implica que toda la energía generada por los GDR significará una reducción de las ventas de la distribuidora.

La pérdida neta debe tener en cuenta la reducción del costo de abastecimiento y también el efecto de las pérdidas de transmisión y distribución, que suelen reducirse por la generación distribuida.

Cualquiera que sea la normativa de aplicación, es fundamental que la instalación de GDR no afecte uno de los principios básicos de la regulación de las empresas distribuidoras: la definición de una tarifa que permita la recuperación de los costos de una empresa eficiente y la obtención de una rentabilidad regulada. Este es un aspecto importante que debe vigilarse, para que no se afecte el normal funcionamiento de la distribución.

Uno de los aspectos esenciales relacionado con la tarifa de distribución y la instalación de unidades de GDR tiene que ver con mantenimiento del adecuado nivel de respaldo de capacidad. Efectivamente como la generación renovable intermitente no tiene



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respaldo de potencia, este soporte lo debe seguir dando la empresa distribuidora. El costo de dicho soporte de potencia (en realidad tanto la potencia contratada por la distribuidora para asegurar el abastecimiento de sus usuarios finales, como la necesidad de las instalaciones de la empresa para permitir el abastecimiento de los clientes hasta su demanda máxima) debe ser recuperado por las empresas distribuidoras mediante tarifa, aun cuando las ventas de energía hayan disminuido por la generación de las GDR.

Si las tarifas de la empresa distribuidora son binómicas (un término para la energía entregada y otro para la capacidad), entonces no se requerirían modificaciones tarifarias, ya que un cliente con o sin GDR, pagaría el mismo valor por capacidad (que depende de su demanda máxima) y un valor diferente por energía aplicando la misma tarifa variable.

Pago mensual sin GDR = TF x Demanda Pico + TV x Energía Consumida

Pago mensual con GDR = TF x Demanda Pico + TV x Energía Neta Consumida

En cambio si la estructura tarifaria de la distribuidora estuviera basada en tarifas monómicas, entonces la tarifa debería aumentar para los clientes con GDR, ya que los costos fijos deberían distribuirse en una menor venta de energía.

Tarifa monónica sin GDR = (Costos Fijos + Costos Variables s/GDR) / Energía Consumida

Tarifa monónica con GDR = (Costos Fijos + Costos Variables c/GDR) / Energía Neta Consumida

En estas últimas dos expresiones los Costos Variables serían proporcionales al consumo de energía, mientras que los Costos Fijos serían iguales.

Pago mensual con GDR = TF x Demanda Pico + TV x Energía Neta Consumida

En un ejemplo numérico:

Tabla 35: Ejemplo.

Fuente: Elaboración propia.

De modo que si la estructura tarifaria fuese binómica, las tarifas actuales no tendrían por qué modificarse al aparecer las instalaciones GDR. En cambio si las tarifas fuesen

Tarifa fijaTarifa

variableDemanda

picoEnergía

consumidaCargo fijo

Cargo variable

Cargo total Cargo totalEnergía

consumidaTarifa

monomicaUSD/KW USD/MWh KW MWh USD USD USD USD MWh USD/MWh

Sin GDR 50 150 100 57 5.000 8.482 13.482 13.482 57 238 Con GDR 50 150 100 37 5.000 5.580 10.580 10.580 37 284

CUADRO TARIFARIO CON TARIFAS BINOMICAS CUADRO MONOMICOUSUARIO



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monómicas estas deberían aumentar para que la empresa distribuidora pueda cubrir sus costos de manera apropiada. En todo caso el perjuicio para la distribuidora será la reducción de la facturación y del movimiento de dinero.

Otro aspecto que debe ser evaluado es la incidencia de la variación de la curva de carga del sistema, ya que la demanda se reduce en las horas de operación de las GDR. Las variaciones en la demanda deben ser acompañadas por la generación para mantener el balance oferta – demanda en todo momento.

Para analizar este efecto se suele elaborar la curva denominada “Pato” que ya presentamos en la Figura 27 que compara la curva de carga sin GDR con la curva resultante de diversas penetraciones de GDR.

Figura 44.

En el ejemplo de la figura las curvas de carga se diferencian entre sí en las horas de producción de energía solar, con una incidencia mayor a medida que aumenta el nivel de penetración. La curva más elevada corresponde a la condición sin GDR, y en ella se observa que la variación de la demanda desde las 11 hs en adelante se realiza en forma gradual, con un pico en la hora 20. Cuando se considera la presencia de GDR la rampa de crecimiento de la demanda desde las 13 hs se hace mucho más pronunciada por efecto de la caída de producción solar entre esa hora y las 18. Por ejemplo entre las 13 y las 19 hs la demanda aumenta 6MW sin GDR, pero 20MW con altos niveles de penetración GDR, lo que evidentemente debe modificar las pautas de despacho de cargas.

8.6 Precios de la Electricidad en Centroamérica



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Los subsidios cruzados antes indicados contribuyen a que los precios de la energía eléctrica en Nicaragua aplicados a los sectores comercial y servicios e industrial sean los más altos especialmente para este último sector.

Figura 45: Evolución Precio de la Electricidad Sector Comercial Centroamérica

Fuente: CEPAL

Figura 46: Evolución Precio de la Electricidad Sector Industrial Centroamérica

Fuente: CEPAL



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9. Conclusiones y Recomendaciones

El mercado eléctrico nicaragüense requiere varias reformas para que funcione eficientemente como tal. En particular, es preciso aumentar la competencia en generación, para beneficio de los consumidores, evitar la concentración de recursos de generación en una empresa (Albanisa), en teoría privada pero en la práctica con fuerte injerencia estatal, hacer que la empresa nacional de transmisión se limite a las actividades que le asigna la ley y que el peaje que le apruebe el regulador le proporcione suficientes fondos para cumplir con sus funciones. Es preciso que las empresas de distribución ejerzan su monopolio con eficiencia, propugnando por obtener los mejores precios de compra de su energía, acudiendo de ser necesario al mercado eléctrico regional MER y que acometan con prontitud los proyectos que sean necesarios con el objetivo de reducir las voluminosas pérdidas actuales, técnicas y no técnicas, definitivamente no sostenibles. Por su parte, el Regulador debe ser independiente y contar con fortaleza técnica y financiera. Los estudios tarifarios deben hacerse con la periodicidad especificada en la ley. El pliego tarifario debe simplificarse. Se requiere analizar la estructura de los subsidios, en la actualidad no sostenibles, en forma de asegurar que benefician únicamente a quienes realmente los necesitan. Debe existir transparencia en la utilización de los recursos obtenidos con las desviaciones tarifarias negativas. Estos recursos deben utilizarse en forma primordial para saldar la deuda con CARUNA y para disminución de la tarifa. La ejecución del plan de expansión de generación está en duda. Es inevitable el retraso y tal vez la no ejecución de proyectos importantes como Tumarín. Se requiere con urgencia buscar alternativas. Si bien hay suficiente capacidad como para asegurar que a corto plazo no se presentarán apagones, sí será necesario despachar con mayor intensidad recursos basados en combustibles líquidos, con lo que aumentará la dependencia de este tipo de recursos, con precios muy volátiles, impredecibles a mediano y largo plazos. Adicionalmente, se incrementarán los costos marginales y, en consecuencia, las tarifas y los subsidios, con consecuencias negativas sobre la competitividad del país y las finanzas de la nación. Se requiere con urgencia buscar alternativas, entre las que se recomiendan, hacer mayor uso del MER mediante compras a través de contratos firmes de largo plazo, a cuya implementación está abocada la CRIE, a generadores con excedencias ubicados en particular, en Guatemala y en Costa Rica. Por otra parte, quienes generan con biomasa deben adaptar sus unidades de generación para usar carbón fuera de la época de zafra. Otras alternativas son construir plantas de



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tamaño adecuado con base en GNL importado y construir plantas a carbón. Se remarca que, por ser intermitente, la generación basada en recursos renovables (en particular eólica y solar) no proporciona capacidad firme y, en consecuencia, se requiere adquirir esta capacidad ya sea con respaldo del MER o de generación hidroeléctrica con embalse o térmica con despacho rápido ubicadas en Nicaragua pero se deben implementar las opciones que proporcionen mayor estabilidad de precios al sistema ante los cambios bruscos e impredecibles de los precios internacionales del petróleo. En lo que sigue se proporcionan recomendaciones específicas y detalladas relativas a cada uno de los anteriores puntos.

9.1 Independencia del Regulador

El Regulador tiene a su cargo garantizar el buen funcionamiento del mercado. Un regulador fuerte e independiente ofrece garantías a los inversionistas. Por el contrario, una de las incertidumbres más difíciles de manejar para los inversionistas es la regulatoria, que se da en particular cuando el Regulador está sometido a entidades gubernamentales encargadas de la política energética, que puede variar con sucesivas administraciones o a lo largo del período de un mismo gobierno.

Un regulador independiente del proceso político ofrece mayores garantías a los participantes en los mercados, en particular a los que deben hacer cuantiosas inversiones, al disminuir la posibilidad de que se cambien las normas para responder a intereses coyunturales de la administración de turno. Se logra mayor independencia cuando, por ejemplo, el período del regulador se traslapa con el de administraciones sucesivas y cuando su presupuesto proviene de contribuciones obligatorias de los agentes del mercado, recabadas mensualmente a partir de facturas enviadas por el operador del sistema (CNDC).

Si bien en Nicaragua, el período del regulador se traslapa con el de administraciones sucesivas y su presupuesto proviene de un porcentaje de hasta el 1.5% de la facturación de las empresas de distribución recabadas directamente por el regulador, sin embargo, en los últimos meses, es notoria la discreta actuación del INE en su función como regulador.

Se recomienda que se mantenga la independencia del regulador y que la función reguladora no se reduzca a una unidad de algún ministerio.



100

9.2 Ajustes Regulatorios para evitar concentración en generación y re-integración vertical

Mediante la utilización de modelos matemáticos basados en Teoría de Juegos se ha demostrado que se requieren al menos 4 generadores de similar tamaño para garantizar que los precios de un mercado eléctrico correspondan a un mínimo costo. Como consecuencia en varios países, por ejemplo Colombia, ningún generador puede controlar más de un 25% de la generación instalada. Se evitan así posiciones dominantes, cuyo abuso no es fácil evitar.

Uno de los pilares de los procesos de desregulación de los sectores eléctricos es la desintegración vertical de las empresas eléctricas, en la gran mayoría de los casos en manos del Estado. Las discusiones entre las ventajas y desventajas de la desintegración vertical han sido y siguen siendo muy arduas, en especial en aquellos mercados maduros, donde ya existe un nivel de competencia elevado, y en los cuales puede esgrimirse que la concentración vertical puede permitir obtener economías de escala al concentrar todas las actividades eléctricas en una sola mano.

Sin embargo existen pocas dudas de las ventajas de la desintegración vertical en mercados que buscan incrementar la participación privada y el nivel general de eficiencia. Entre otras ventajas de la desintegración vertical se pueden mencionar:

• permite dar participación a inversores y operadores con distinto enfoque conceptual, experiencia y habilidades;

• permite garantizar que no exista control de mercado • permite diseñar regulaciones específicas para cada actividad, y en particular

para aquellas actividades que se consideran monopólicas; posibilita la diversificación de los participantes de mercado, con intereses muchas veces antagónicos, lo que propicia la optimización de las normas generales del mercado y su optimización general;

• permite transparentar las condiciones económicas, técnicas y comerciales de las distintas empresas y compararlas con empresas similares de otros mercados (benchmarking) o regiones y, sobre esta base, incrementar las exigencias e imponer las mejores prácticas de cada industria.

• permite que el Estado tenga cierta participación en el mercado – por ejemplo en transmisión de energía, o en generación con cierto tipo de recursos – sin atentar contra el nivel de eficiencia y competencia general del mercado.

En los marcos regulatorios en América Latina ha primado el criterio de considerar a la transmisión y a la distribución de energía eléctrica como actividades reguladas,



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frente a las cuales el rol del Regulador es clave. Las tarifas, la calidad de servicio y la atención al cliente son aspectos controlados y fiscalizados por el regulador y existen, por lo general, obligaciones y metas claras y concretas que deben cumplir los prestadores de estos servicios eléctricos. El beneficio de estas empresas se define por la rentabilidad por sobre el valor de los activos, y surge de la aplicación de un marco tarifario que debe ser aprobado (cuando no totalmente definido) por el Regulador.

Por su parte, la generación de energía puede definirse como una actividad competitiva, y más allá de las licencias y permisos requeridos para la instalación, las empresas generadoras toman libremente sus decisiones comerciales (cuánta capacidad instalar, y cuándo hacerlo; qué tecnología utilizar y con qué combustible; quienes serán sus proveedores; cuándo y cómo ofertar en las licitaciones para suministro de energía; qué planes efectuar para incrementar su eficiencia competitiva, etc.). En Nicaragua la división de las actividades de generación, transmisión y distribución de energía está definida en la Ley de la Industria Eléctrica, e históricamente cada inversor privado se ha orientado hacia una actividad específica. Un cierto nivel de reintegración de actividades eléctricas puede producirse vía la propiedad de los activos, aunque en estos casos las leyes, cuando lo permiten, suelen exigir contabilidades separadas.

Una futura reintegración vertical en Nicaragua no es aconsejable debido al relativamente bajo número de participantes del mercado y la necesidad de mantener el mayor grado de competencia y transparencia posibles.

Se recomienda:

• Que ningún generador en Nicaragua controle más de un 25% de la potencia instalada. Se puede llegar a esta meta en forma gradual, sin necesidad de obligar a generadores que controlan más de un 25% de la potencia instalada a deshacerse de activos, aunque sí puede limitarse su participación en subastas futuras de compra de energía y potencia por parte de las distribuidoras.

• El nombramiento de una persona a cargo del MEM que no ejerza más que

este cargo. • Mantener los sistemas de distribución de ENEL bajo la administración de

esta institución.



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• Que el gobierno defina su política en lo relativo al marco institucional del

sector energía y evalúe en conjunto con el sector privado, las reformas que convenga a todas las partes implementar.

• Eliminar de las funciones de ENATREL las actividades de construcción y mantenimiento del sistema de distribución, obras para montaje, rehabilitación y conexiones de plantas de generación, realizar consultorías y supervisión de obras relacionadas con el sector eléctrico que no sean las relativas a transmisión.

9.3 Subastas para que las distribuidoras adquieran sus necesidades no cubiertas de

energía y de potencia.

Cuando el Regulador estime que se requiere generación a futuro para cubrir las necesidades de las distribuidoras, debería agregar la demanda de las mismas y subastarla a futuro. En la subasta puede participar cualquier generador con o sin presencia en Nicaragua, siempre que proporcione garantías suficientes, inclusive financieras. La subasta se adjudica al mejor postor, es decir, al que ofrece un menor costo. En la actualidad los distribuidores deben cubrir únicamente el 80% de su demanda el primer año y el 60% el segundo. Se recomienda elevar estos porcentajes y hacer que la duración se incremente de 2 a 10-15 años. Así, por ejemplo, pueden utilizarse porcentajes similares a los indicados en la tabla siguiente.

Tabla 36. Ejemplo de Demanda Cubierta por Contratos

Año Porcentaje de Contratación (%)

1 95 2 90 3 85 4 80 5 75 6 70 7 60 8 60 9 60 10 60

Fuente: Elaboración propia



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Esta tabla es únicamente ilustrativa. Las cifras exactas se deben escoger luego de un estudio justificativo. Al agregar en una sola la demanda de las distribuidoras y aumentar los porcentajes de contratación, se facilitan economías de escala en las propuestas de los generadores. El garantizar sus pagos por períodos extendidos de tiempo, permite que los generadores afirmen sus flujos de caja, lo que les facilita el cierre financiero. Esquemas similares se han utilizado con gran éxito en países como Guatemala. Una vez se adjudique a un generador dado la demanda agregada de las dos distribuidoras, el Regulador distribuye entre las dos la potencia y la energía adjudicadas, a pro-rata de sus necesidades. Este proceso reemplazaría el actual de adjudicación directa. La competencia hará que se obtengan mejores precios para los distribuidores. Los generadores proponentes escogerán las tecnologías de generación que deseen. Los contratos tipo PPA que expiren no deben prorrogarse, sino que deben ser reemplazados por subastas similares a las anteriormente descritas. A igual que lo que ocurre en la actualidad, los faltantes y sobrantes de generación se negocian en el mercado spot. Se recomienda:

Elevar los porcentajes de cobertura de demanda de los distribuidores mediante contratos con una duración que se incremente de 2 años a 10-15 años. Los porcentajes a manera de ilustración, pueden iniciar en el año 1 con el 95%, al año 5 con el 75% y al año 10 con el 60%, cifras exactas a definir luego de un estudio justificativo.

Retomar el proceso de licitación (subastas) y reemplazar el actual de adjudicación directa que ya cumplió su función. Los generadores proponentes ofrecerán las tecnologías de generación que deseen o que se necesite promover de acuerdo a la política energética del país. Los contratos tipo PPA que expiren no deben prorrogarse, sino que deben ser reemplazados por subastas similares a las anteriormente descritas. El proceso licitatorio puede incluir precios máximos para evitar la colusión de ofertas sin necesidad de establecer precios de referencia como base para la compra venta de energía.



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9.4 Instalación de plantas para servicio de regulación

El último Plan de Expansión publicado por el MEM 2013-2027, explica que ENATREL y el CNDC requirieron la instalación de 140 MW de motores de media velocidad para garantizar la calidad, seguridad y confiabilidad del SIN debido a la incorporación de los proyectos de fuentes renovables no despachables.

Los 140 MW están en proceso de instalación y se adquirieron vía negociación directa la cual aplica solo a compras de energía para suplir demanda. No se conoce además, tipo de contrato que se suscribirá, la parte compradora ni precio de los servicios que prestará y cómo impactará su adquisición en la tarifa a los consumidores finales.

Se recomienda: Que el INE brinde información para uso público sobre el contrato de los 140MW, detallando precio, partes involucradas (vendedora y compradora), servicios que prestará y resultados de evaluación del impacto de este contrato en las tarifas a los consumidores finales.

9.5 Grandes Consumidores. En la actualidad, las regulaciones establecen que los Grandes Consumidores deben tener una demanda mínima de 1,000 kW y conectarse al menos a 13.8 KV. Como consecuencia, representan un porcentaje pequeño de la demanda total (un 2.5%, 2.2% del mercado de contratos y 4.5% del ocasional). Es más, el número de grandes consumidores ha decrecido recientemente, como se indica a continuación.

Tabla 37: Evolución del Número de Grandes Consumidores Año Número de Grandes

Consumidores 2008 7 2009 9 2010 10 2011 9 2012 4

Fuente: INE



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Un gran consumidor negocia directamente la compra de sus necesidades de energía y potencia con un generador, a un precio no regulado. Si el gran consumidor se conecta a la red de transmisión, paga un peaje por su uso. Si se conecta a la red de distribución, paga un peaje por el uso de la red a la empresa dueña de la misma. Un gran consumidor puede comenzar a operar como tal luego de que el INE lo califique así y se habilite ante el CNDC.

La importancia de los grandes consumidores es que ofrecen competencia a las distribuidoras, ya que pueden contratar con generadores su propia demanda. Con esto pueden conseguir menores precios lo que los hace más competitivos especialmente a las industrias. Como desventaja, debilitan a las distribuidoras al quitarle clientes que pueden estar entre los mejores.

Un incremento de la participación de los Grandes Consumidores en el mercado se logra mediante una disminución gradual de los requisitos que un consumidor debe satisfacer para ser declarado Gran Consumidor. En otros países, por ejemplo en Colombia, los requisitos se reducen a un consumo mensual de al menos 55 MWh o instalación igual o superior a 100 kW. Este último valor aplica también en Argentina y El Salvador.

El INE emitió una Normativa para la Habilitación de Gran Consumidor donde entre otros, exige pagos por US$ 5,000 por habilitar (o por rehabilitar su condición) a un gran consumidor y US$ 2,000 por emitir una certificación anual de operación, estableciendo como requisito la presentación de esta certificación para mantener la operación del gran consumidor en el mercado eléctrico de Nicaragua. Esta Normativa no está establecida en la LIE y los pagos no son requeridos a empresas públicas como ENACAL manejando el INE a discreción su propia normativa.

Se recomienda:

Eliminar los cargos que exige el INE no contemplados en la LIE ni en las normativas que ésta incluye.

Disminuir de 1000 kW a 500 kW la demanda para convertirse en Gran Consumidor, analizar resultados y evaluar una disminución adicional.

9.6 Agentes Comercializadores

En varios mercados eléctricos existe la figura del comercializador como agentes que dinamizan el mercado. Es preciso sin embargo, que sean apropiadamente regulados y que sean sometidos a vigilancia por parte del Regulador por ser parte del



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segmento de la industria eléctrica asociada con los consumidores. En particular, se les deben exigir garantías financieras que respalden sus posiciones en los mercados en los que participan.

Nicaragua tiene una baja participación en el MER que, además, ha decrecido en el tiempo. Los excedentes de generación que tiene Nicaragua los podría colocar en el MER y a futuro, podría utilizar el MER para, por ejemplo, respaldar su generación intermitente y cubrir retrasos en la entrada de proyectos, como puede ser el caso de Tumarín.

Con los excedentes de energía actuales y con alto incremento de la generación intermitente, esta baja participación hace indicar que algo no está funcionando adecuadamente y una de las causas puede ser el desconocimiento sobre las reglas del MER por parte de algunos de los nuevos agentes generadores nacionales.

Es indudable que, por ejemplo, los comercializadores ubicados en Guatemala han introducido dinamismo en la participación en el MER de los generadores de dicho país por lo que, es muy posible que los comercializadores le inyecten agilidad a la participación de Nicaragua en este mercado e incrementen su participación en las transacciones del MER.

En el mercado eléctrico nicaragüense, los comercializadores podrían estar habilitados para participar en la compra y venta de energía de los grandes consumidores y en las transacciones de ocasión en el MER, actividades que no afectarían los derechos regulatorios de otros agentes existentes. En Guatemala por ejemplo, los comercializadores, además de su participación en el MER, transan más del 95% de la demanda de los grandes consumidores, a quienes representan en el mercado eléctrico mayorista.

Cabe anotar que los generadores y los distribuidores pueden también fungir como comercializadores, mediante la incorporación a su planta de personal especializado.

La figura del comercializador deberá definirse con total claridad en la regulación, señalando, entre otros aspectos, los requisitos formales, comerciales y financieros que deberán satisfacer para poder operar en el mercado. Dichos requisitos deberán definirse de tal modo que aseguren la viabilidad comercial de su operación, y que se asegure la independencia del conjunto del mercado de los eventuales riesgos que decida asumir el comercializador.



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Tabla 38: Importaciones y Exportaciones de Nicaragua 2008 – 2012 (GWh) 2008 2009 2010 2011 2012

Importaciones 28,198 1,687 10,249 9,927 20,019

Porcentajes / Ofertas

0.9% 0.1% 0,3% 0.3% 0.5%

Exportaciones 30 1,499 43,295 40.558 3,192

Porcentajes / Ventas 0.0% 0.1% 1.7% 1.5% 0.1%

Fuente: INE

Se recomienda:

Incluir la figura del comercializador en el marco regulatorio del sector Energía de Nicaragua para participar en las transacciones de energía de los grandes consumidores y en las transacciones de ocasión en el MER. Definir la participación de los comercializadores con total claridad en la regulación, señalando, entre otros aspectos, los requisitos formales, comerciales y financieros que deberán satisfacer para poder operar en el mercado.

9.7 Reactivación del Consejo de Operación

La LIE crea en su Artículo 60 el Consejo de Operación con la función principal de establecer y fiscalizar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del SIN sea segura, confiable y económica.

El Consejo de Operación está integrado por un representante (un titular y un suplente) de cada actividad de la industria eléctrica que integra el SIN incluyendo a los grandes consumidores, en total, 4 representantes (y sus suplentes).

Además de vigilar la correcta operación del SIN, el Consejo de Operación, de acuerdo al artículo 60 del Reglamento de la LIE tiene como función:

• Evacuar las consultas del CNDC. • Resolver las quejas interpuestas por las empresas integrantes del

SIN sobre aspectos técnicos y comerciales de las decisiones tomadas por el CNDC.

• Elaborar y aprobar su reglamento interno.



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El Consejo de Operación fue constituido poco tiempo después que se puso en vigencia la Normativa de Operación en noviembre de 2000, normativa que estipula la LIE y que establece las reglas de carácter operativo del SIN y del SNT y las reglas de carácter comercial del MEM así como las interfases necesarias para armonizarla con la reglamentación regional, y operar en forma coordinada con el RMER y otras disposiciones regionales.

El Consejo de Operación de acuerdo al artículo 62 del Reglamento de la LIE, se reunirá por lo menos una vez al mes y de acuerdo a lo que establezca su Reglamento Interno. Sin embargo, este Consejo no opera ni se reúne desde hace varios años.

Se recomienda:

Que los agentes del mercado reactiven el Consejo de Operación para que haya representación del sector privado en la fiscalización de la operación del SIN y se puedan resolver con participación de este sector, las quejas interpuestas por las empresas integrantes del SIN sobre aspectos técnicos y comerciales de las decisiones tomadas por el CNDC, tal como lo estipula el reglamento de la LIE.

9.8 Promoción de Generación Distribuida A nivel internacional se han propuesto varios mecanismos para la promoción de la generación distribuida y, en particular, de la energía solar distribuida, mecanismos que deben ser evaluados para su aplicación en Nicaragua.

Se recomienda:

1. Realizar un estudio de las implicancias económicas en los cambios en el despacho de las unidades de generación, por los cambios en la rampa de toma de carga del sistema. Elaborar propuestas que proporcionen un balance en las tarifas para mitigar estas implicancias.

2. Evaluar para Nicaragua la aplicación en el marco regulatorio de los siguientes mecanismos:

• Impuesto a emisiones de carbón.

Este impuesto pretende limitar las inversiones en tecnologías que emiten cantidades significativas de CO2 tanto para generación eléctrica como en el uso final de la energía. Este impuesto hace pagar a los que contaminen en



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proporción a sus emisiones por lo que promueve, en el caso de energía, a instalar centrales de generación que utilicen fuentes energéticas con menos o cero emisiones de CO2 y/o a utilizar, equipamiento más eficiente en el uso final, por ejemplo, vehículos con mayor rendimiento de combustible por kilómetro. Una aplicación gradual y planificada de este impuesto puede ayudar a orientar las inversiones a largo plazo, como son las que se planifican en el sector de generación eléctrica, de manera que consumidores y empresas lo incluyan en los procesos de análisis de sus inversiones.

Por ejemplo Suecia aplica un valor de 150 US$/Ton, en tanto que México utiliza un valor bajo, más bien nominal, de 1 US$/Ton de CO2.

• Techos sobre emisiones de carbón (mecanismo de “cap and trade”)

Este mecanismo se ha adoptado en la Unión Europea y pretende incentivar la reducción de emisiones de CO2 al mínimo costo en determinados sectores productivos uno de los cuales es la generación de electricidad. Los países escogen cotas sobre sus emisiones, que distribuye entre sus industrias o que subasta.

Se basa en dos conceptos clave: (a) la fijación de un tope de emisiones sin penalización para cada Estado Miembro de la Unión Europea, y (b) la transferencia de derechos de emisión entre agentes.

Por encima del “cap”, las emisiones dan lugar a penalizaciones. El “Trade” o comercio de emisiones permite que los derechos de emisión puedan ser intercambiados entre agentes en un mercado. Incentiva a los agentes que pueden reducir emisiones a un menor costo a invertir en los equipos necesarios para reducir las emisiones y a vender los derechos de emisión correspondientes a agentes cuyo costo de reducción de emisiones es mayor.

• Tarifas tipo “Feed in”, mediante las cuales se paga a los generadores renovables por encima de la tasa del mercado. Puede ser con base en el costo de producción de la energía renovable o con base en el costo evitado.

Los valores que se observan son muy variables y decrecientes en el tiempo. Por ejemplo, para Alemania en solar Foto Voltaica (FV) el precio es 140 US$/MWh para plantas menores a 10 kW y 100 US$/MWh para plantas hasta 500 kW.

Este tipo de tarifas han sido muy exitosas en promover energías renovables en países como Alemania y España.



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• Cuotas de renovables (RPS, Renewable Portfolio Standards)

Se establece un porcentaje mínimo de renovables en la mezcla de generación y se deja al mercado decidir cantidades de generación en cada tecnología.

• Subastas

Este mecanismo ha sido utilizado en varios países, con éxito para promover la generación renovable. Para Brasil, la figura siguiente presenta el precio ofertado para generación eólica. Se observa que es decreciente en el tiempo.

Figura 47. Precios y volúmenes de energía eólica adquiridos por medio de subastas en Brasil.

Fuente: ABEEólica.

• Certificados de Energía Renovable (CER)

Se otorgan CERs a productores de energía renovable que pueden ser comercializados. El gobierno emite metas de CERs y la obligación de proporcionarlos puede satisfacerse instalando generación renovable o comprando CERs a generadores que ya satisficieron sus metas.

• Pagos por encima del costo del mercado

Se les pagan a las renovables cantidades adicionales a los precios del mercado eléctrico. Por ejemplo, en Estados Unidos existe un crédito de 23 US$/MWh por los primeros 10 años de operación de la planta.



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• Mediciones en ambas direcciones

En este caso “prosumidores” (consumidores que generan al menos parte de su consumo, con energías renovables) pueden vender su generación en exceso a la empresa distribuidora, a su precio de venta de energía.

• Estímulos fiscales

Se proporcionan rebajas en los impuestos a los generadores renovables, usualmente por un tiempo limitado.

• Instrumentos operativos

Se les reconocen económicamente a los renovables sus contribuciones operativas, a un precio unitario especificado de antemano, consistente con los precios del mercado. Por ejemplo:

• Pérdidas evitadas, ya que la generación renovable usualmente se instala a un nivel de tensión cercano al de los consumidores (o igual, en el caso de paneles solares ubicados, por ejemplo, en los techos de cargas residenciales);

• Capacidad de transmisión y de distribución evitadas, por las mismas razones que el párrafo anterior;

• Capacidad de generación evitada; • Manejo del riesgo de elevación de precios de combustibles fósiles

utilizados en generación térmica.

9.9 Expansión de la Generación

El plan de expansión del MEM es optimista respecto de la entrada de proyectos, particularmente de hidroeléctricos y, especialmente, de Tumarín (2018). Adicionalmente, asume un crecimiento promedio de la demanda de energía del 4.66% de energía, cantidad que parece optimista, dado el crecimiento observado reciente.

El Plan alternativo del EOR también supone que Tumarín se incorpora en 2018. Adicionalmente, asume un crecimiento de la demanda del 4.9%, un poco por encima del plan del MEM.



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El plan que hemos llamado CNDC retrasa la entrada de proyectos hidroeléctricos, con respecto al plan del MEM.

Ambos planes incorporan únicamente generación hidroeléctrica, geotérmica o de biomasa, en forma consonante con la política energética del MEM. No está claro que los proyectos hidroeléctricos del plan cuenten con estudios de factibilidad. Si bien existen abundantes recursos geotérmicos, su exploración es una actividad costosa y riesgosa. Requiere alguna forma de participación estatal. Es necesario contar con una política clara y con los recursos para que el estado pueda participar en la exploración geotérmica.

Como alternativas a ambos planes podemos recomendar las siguientes:

• Plantas de carbón, aprovechando que es un mineral abundante en la región, cuyo precio se ha reducido en el mercado, en parte como consecuencia de la caída de los precios del petróleo. Estas plantas, sin embargo, son costosas, demoran un mínimo de 3 años en construirse luego de su cierre financiero y emiten una cantidad mayor de gases de invernadero, con relación a plantas basadas en cualquier otro tipo de tecnología;

• Los generadores que utilizan biomasa pueden convertir sus unidades para utilizar carbón durante la época de no zafra y poder así generar todo el año. Algo similar se ha hecho en Guatemala y en Honduras;

• Plantas con consumo de GNL (Gas Natural Licuado) especialmente terminales pequeñas podrían ser una solución ideal para pequeñas escalas (aun para generación distribuida) y viable en el caso de Nicaragua. No requieren puertos de aguas profundas y los periodos de construcción pueden ser de unos dos años. Las terminales flotantes para tamaños medios de demanda de capacidad, en la medida que se den las condiciones requeridas de volumen (demanda) y estabilidad regulatoria, podrían también ser viables para el país.

• Utilización de generación solar distribuida, aprovechando la abundancia del recurso solar en Nicaragua y la continua reducción de precios de los paneles solares. Se requerirían ajustes regulatorios (por ejemplo, la introducción de “net metering”) y de otros estímulos descritos en la sección 4.5 del presente Informe. Muy probablemente, se va a encontrar resistencia por parte de las empresas de distribución, por lo que requerirán ajustes regulatorios;

• Las energías intermitentes basadas en recursos renovables (solar y eólica) requieren generación de respaldo (Figura 27). El respaldo lo pueden



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proporcionar generación hidroeléctrica con embalse, plantas térmicas de arranque rápido y compras en el MER;

• Es conveniente analizar la generación disponible en el MER, particularmente en Guatemala y, por un tiempo luego de la entrada del proyecto hidroeléctrico Reventazón en Costa Rica. Constituyen un recurso que hasta ahora no ha sido necesario, pero que pudiera serlo a futuro para cubrir posibles retrasos en el plan de expansión, en particular en la incorporación de Tumarín y para respaldar la generación renovable intermitente;

9.10 Promoción de la Generación Eléctrica Renovable

La Ley 532, Ley de la Generación Eléctrica con Fuentes Renovables establece incentivos especialmente de índole fiscal a este tipo de generación. Esta Ley está vigente desde el año 2005 y el primer período de aplicación de 10 años concluyó en 2015 por lo que fue prorrogada con los mismos incentivos hasta el primero de enero de 2018. Esta Ley ha sido uno de los principales instrumentos que ha apoyado el incremento significativo de la generación renovable en Nicaragua especialmente de la eólica a gran escala, de la biomasa a pequeña y gran escala y de la hidroeléctrica a pequeña y mediana escala.

Esta Ley también ha atraído el interés de inversionistas en otras fuentes como geotermia, solar e hidroeléctricas a gran escala y de solar para autoconsumo, sin embargo, este interés se ha visto afectado por el proceder de las autoridades gubernamentales del sector en el último año al no agilizar los procesos de aprobación de proyectos lo que se evidencia en la demora u no obtención de los permisos o en requerir permisos no estipulados en el marco regulatorio o en la no obtención de un PPA o de una carta de intención de compra venta de energía.

Se recomienda:

• Prorrogar por un período de 10 años adicionales a partir del año 2018, la vigencia de la Ley 532.

9.11 Plan de Obras de Transmisión

• Se dice con frecuencia que la transmisión es la columna vertebral de los mercados eléctricos. Su costo es inferior al de las otras dos etapas (generación y distribución). Es conveniente que haya suficiente transmisión para asegurar competencia en generación, integración de las energías renovables al sistema de potencia e incorporación de zonas no interconectadas, cuando esta última se



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constituye en una mejor opción que utilizar generación distribuida basada, por ejemplo, en fuentes renovables.

• El relativamente bajo peaje de transmisión en Nicaragua pudiera indicar que el

Regulador está particularmente interesado en disminuir el impacto de la transmisión sobre la tarifa (ya de por sí reducido, en comparación con el impacto de las etapas de generación y de distribución), lo que pudiera comprometer la expansión de la transmisión, que es particularmente necesaria para obtener los objetivos que se persiguen, a más de asegurar una operación segura y confiable y mantener en todo tiempo la capacidad de transferencia de la RTR (300 MW). Así por ejemplo, para 2014 ENATREL solicitó un peaje de 8.04 US$/MWh y el Regulador aprobó únicamente 7.11 US$/MWh. Este patrón se ha repetido para otros años. Se recomienda: Llevar a cabo un estudio detallado de los proyectos propuestos por ENATREL que han sido objetados por el Regulador, para asegurar que se trataba de proyectos no necesarios.

9.12 Pérdidas de Distribución

El INE ha incrementado el FEP que se reconoce a los distribuidores en las tarifas.

El FEP en el año 2020 será de 1.14, valor reconocido en el 2006 cuando se promulgó la Ley 554 y superior al valor reconocido en 2009 que fue de 1.11. En 2015 estamos definiendo valores superiores para dentro de 5 años a los decididos hace 10 años.

Los valores reconocidos de FEP han variado continuamente, las leyes han modificado de manera frecuente y desordenada estos valores sin justificación de ninguna especie para ello. Las pérdidas eléctricas en Nicaragua son altas, 23% y no se tienen resultados de disminución en los últimos 3 años, un FEP alto no incentiva a las distribuidoras a reducir los niveles de pérdidas y obliga a los consumidores a pagar la ineficiencia de éstas. El nivel standard de pérdidas en la industria eléctrica es de un máximo de 10%.

Se recomienda:

Que el INE disminuya el FEP que le reconoce a las distribuidoras DISNORTE/DISSUR y que se cobran a los consumidores finales, no solamente porque el valor es mucho mayor que el standard en la industria eléctrica sino también porque no ha habido una



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reducción de las pérdidas en los últimos tres años e incrementos en el FEP ocasionan desvíos mayoristas positivos que incrementan las tarifas a los consumidores finales.

9.13 Calidad del Servicio de Distribución

La Normativa de Calidad del Servicio estipula mediante indicadores, los niveles de calidad que debe tener el servicio de distribución y comercialización. DISNORTE/DISSUR incumplió con estos indicadores habiendo recibido sanciones y multas de parte del INE aplicadas éstas en base a la Normativa de Multas y Sanciones. Estas sanciones y multas no solo fueron posteriormente revocadas, si no también, el INE incrementó los valores de los indicadores de manera que a la fecha, las distribuidoras cumplen con los límites regulados. Los consumidores finales ubicados especialmente en zonas semi urbanas y rurales, reciben una deficiente calidad del servicio lo que afecta su competitividad.

Se recomienda:

Retomar los valores de los indicadores inicialmente estipulados en la Normativa de Calidad del Servicio.

9.14 Opciones para respaldo de generación intermitente

La Figura 27 (el famoso “pato” de California) ilustra la necesidad de generación de respaldo que pueda responder rápidamente cuando la energía renovable intermitente no está disponible. Para paliar esta situación en Nicaragua, se identifican los siguientes mecanismos:

• Contratos en el MER

Nicaragua hace poco uso del MER En la actualidad, sin embargo, Guatemala tiene una capacidad sobrante de unos 650 MW con relación a su demanda, que necesariamente debe colocar en el MER. Contratos apropiados de suministro pueden proporcionar al menos parte del respaldo que requiere la generación intermitente actual, en particular la eólica. Adicionalmente, por los primeros dos años luego de la entrada del proyecto Reventazón, Costa Rica tendrá excedentes que debe vender al MER, puesto que de lo contrario se verá obligada a verter. Se trata de energía hidráulica proveniente de embalses, que



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constituye un respaldo ideal para generación intermitente, ya que puede despacharse (o incrementarse) con poca anticipación.

• Generación de respaldo (MMV con diésel).

Albanisa instalará prontamente 140 MW de esta generación, con miras a proporcionar respaldo a la generación intermitente.

• Generación hidroeléctrica con embalse

Cuando se construya, el proyecto Tumarín podrá proporcionar respaldo a la generación intermitente. En la actualidad, se cuenta con la panta Centroamérica para un objetivo similar, aunque su relativa baja capacidad (50 MW) hace que el respaldo que pueda proporcionar sea reducido.

9.15 Medidas ante más retrasos o no entrada de Tumarín En caso de retrasos en Tumarín, o de la no construcción del proyecto, se recomienda tomar una combinación de las siguientes medidas: • Adelantar generación con biomasa, extendida a todo el año, con base en

carbón o fuel oil (bunker); • Contratos en el MER: Guatemala tiene exceso de generación y Costa

Rica los tendrá en 2 años luego de la entrada de Reventazón. Se deben tomar medidas inmediatas porque el atraso de Tumarín es una realidad y se debe evitar que se decida inversión de emergencia que es muy cara.

9.16 Tarifas y Subsidios • Si bien el procedimiento que sigue el INE para la determinación de los precios

que se deben reflejar en las tarifas concuerda con la práctica internacional, Se recomienda: Un procedimiento técnico para la actualización de las tarifas y subsidios, en lugar del que se sigue que es completamente ad-hoc, basado en leyes y



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decretos. En particular, el establecimiento de tarifas debe ser llevado a cabo por el Regulador, quien determinará con criterio técnico la frecuencia con la que deben hacerse los estudios y las actualizaciones pertinentes. El establecimiento de subsidios sí depende, sin embargo, de políticas que fije el MEM.

• El financiamiento ALBA debe recuperarse a futuro, a través de la tarifa. Se requiere la entrada de proyectos basados en recursos renovables para evitar choques tarifarios. Si bien se deben pagar a futuro a través de incrementos tarifarios y/o incrementos en la generación basada en recursos renovables, los financiamientos ALBA representan sumas importantes que, en últimas, son responsabilidad de la nación. El financiamiento ALBA proporciona un subsidio generalizado a todos los consumidores. Se recomienda: La eliminación del financiamiento ALBA a quienes más consumen, que no lo necesitan por tener un mayor poder adquisitivo. La eliminación de aplicar los ahorros por los desvíos a los proyectos de combate a la pobreza, ahorros que deben ser distribuidos entre tarifa a consumidores finales y pago de financiamiento.

• De enero a marzo 2015 el INE reporta ahorros por desvíos negativos que no han sido abonados a la deuda con CARUNA los que totalizan US$23.7 millones. De igual manera, por ejemplo, hubo desvíos negativos de octubre a diciembre 2014 por US$ 15.8 millones, sin que haya habido abono a la deuda. Se recomienda: Solicitar aclaraciones al INE sobre el destino de estos desvíos y que sistemáticamente se brinden aclaraciones sobre la evolución de los mismos. En algunos países como Costa Rica, los aspectos relacionados con tarifas son explicados en audiencias públicas, mecanismo que podría ser implementado en Nicaragua.

• No se considera equitativo favorecer a clientes residenciales con consumos por encima de 300 kWh/mes con exenciones al IVA, que suman cerca de US$ 60.4 millones de dólares en el período 2008 – 2014. Se recomienda:



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Aplicar el IVA del 15% a los consumos residenciales superiores a 300 kWh/mes.

• Las tarifas de los clientes que consumen menos de 150 kWh/mes permanecen congeladas a los niveles que tenían cuando el precio del crudo WTI estaba cercano a los 50 US$/Bbl, cuando los precios actuales están por debajo de este límite. Se observa que el monto de este subsidio es considerable y va en aumento. Un estudio reciente comparó el impacto de los subsidios eléctricos sobre el PIB de varios países de la región. Los resultados se consignan en la tabla siguiente. A excepción de Haití, los subsidios de Nicaragua son los que presentan mayor impacto porcentual en el presupuesto nacional.

Tabla 39: Comparación de Esquemas de Subsidios

País Impacto sobre Presupuesto (% del PIB)

Colombia 0.2 Haití 2.7

Honduras 0.9 Nicaragua 2.1

Perú 0.0 República Dominicana 2.0

Fuente: OLADE. La canasta básica en Nicaragua incluye como consumo básico de electricidad o de subsistencia el valor de 100 kWh/mes, de manera similar que en el resto de países de la región centroamericana. Así mismo, diversas iniciativas mundiales en el sector Energía, una de ellas, la Iniciativa SE4ALL, cuyas metas al año 2030 son: (i) proveer acceso universal a la energía moderna, (ii) duplicar a nivel mundial el uso de la energía renovable y (iii) duplicar el trabajo de la eficiencia energética en el mundo, toman como referencia un consumo básico de energía de 100 kWh/mes. Y es que este valor está relacionado con la tenencia y uso del equipamiento mínimo necesario para satisfacer las necesidades básicas en un hogar centroamericano: iluminación, refrigeración, ventilación, radio y carga de celulares, este último está siendo, después de la iluminación, el uso más demandado en las zonas rurales. Los valores en otros países para el consumo básico son: Honduras 114 kWh/mes, Perú y Panamá 100 kWh/mes, El Salvador 99 kWh/mes.



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En Nicaragua, hay cerca de un millón de hogares registrados como clientes del servicio eléctrico en el SIN atendidos por las empresas DISNORTE y DISSUR. El 82.6% de estos hogares tienen consumos de hasta 150 kWh/mes pero su consumo representa el 20% del total del consumo residencial. El 60.4% consume hasta 100 kWh/mes con un consumo que representa el 10% del total residencial. Es decir, los consumidores residenciales en el rango de hasta 100 kWh/mes representan la mayoría en el rango de hasta 150 kWh/mes con una participación de la mitad del consumo de lo que representa ese rango en el total. Se recomienda:

Utilizar como referencia el rango de consumo de hasta 100 kWh/mes como el rango básico que es preciso subsidiar. Los clientes en este rango significan el 60.4% del total de clientes y el 10% del consumo total de energía del sector Residencial.

Mantener la exoneración total del 15% del IVA para los consumidores de hasta 150 kWh/mes.

• Es muy probable que los industriales y los comerciantes, que proporcionan subsidios cruzados a los clientes residenciales, transfieran el mayor precio de sus tarifas eléctricas a sus clientes. Tarifas eléctricas elevadas hacen la industria local menos competitiva. Debe tomarse en cuenta su capacidad de generar empleo. Se recomienda: Disminuir los subsidios por lo que es responsable este importante sector de la economía.

• El IVA se aplica sobre todos los cargos en la factura eléctrica. El artículo 4, literal

j) de la Ley de Estabilidad Energética12 estipula que debe aplicarse sobre el consumo de energía. Se recomienda: Solicitar la efectiva aplicación IVA sobre el consumo de energía solamente.

12 Reformado por la Ley 911 de septiembre 2015



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• El artículo 4, literal g) de la Ley de Estabilidad Energética estipula la

actualización de los precios de referencia del MEM. Se recomienda: Solicitar al MEM la actualización de la banda de precios de referencia con valores coherente con la política energética nacional de promoción de la generación renovable y con el Plan de Expansión de la Generación vigente (2013-2027) o en el mejor de los casos, no publicar precios de referencia si no que los precios de compra-venta de la energía eléctrica se rijan por los resultados de las licitaciones.

• Ante GDR, los cambios en la rampa de toma de carga del sistema plantean exigencias adicionales en el despacho de cargas que deben ser evaluadas para cada sistema en particular. Se recomienda: Realizar un estudio de estas implicancias y elaborar propuestas que proporcionen un balance en las tarifas para mitigar estas implicancias.

• La estructura del pliego tarifario vigente no corresponde con la estipulada en la Normativa de Tarifas que también está vigente en base a la LIE. El pliego tarifario vigente contiene tarifas por nivel de tensión, sector de consumo y tamaño de demanda. El pliego tiene, dos niveles de tensión: baja y media tensión lo cual es adecuado y tres rangos de demanda: hasta 25 kW, entre 26 kW y 200 kW y mayor de 200 kW, la cantidad de rangos de demanda también es adecuada. Sin embargo, los sectores de consumo son numerosos y en cada sector, hay tarifas según rango de consumo y tarifas también basadas en criterios de otorgar subsidios a algunos sectores como es el caso de la denominada industria turística, iglesias, jubilados. El costo de producir y transportar la energía eléctrica hasta el sitio de consumo depende principalmente, del nivel de tensión que se utilice y de la carga que se demande en el punto de conexión. La actividad que desarrolla quien la consume, no tiene incidencia en el costo si no, la tensión a la que se conecta y el valor y período de la demanda de potencia que requiere cada momento. La diferencia fundamental de las diferencias de precio entre las diversas tarifas existentes y



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de éstas respecto a su costo medio, se debe a los subsidios, que deberían ser otorgados directamente a los clientes, como se ha explicado anteriormente. Actualmente se realiza una aplicación dual de la Normativa de Tarifas vigente. Se hace uso de ella para resolver sobre los aspectos comerciales entre clientes y distribuidoras pero no para la aplicación de la estructura tarifaria. Desde el año 2002 no se ha hecho un nuevo estudio tarifario por lo que una actualización es recomendable y hacer los ajustes a la Normativa donde corresponda. A manera de ejemplo, El Salvador y Guatemala tienen 9 tipos de tarifas en 2 niveles de tensión, baja y media tensión. En Panamá hay 7 tipos de tarifas en 3 niveles de tensión: alta, media y baja. Estas cantidades no incluyen la tarifa social. Solamente en El Salvador, entre los países en ejemplo, hay tarifas por tamaño de demanda. Nicaragua contrario a estos países, tiene 26 tipos de tarifas entre baja y media tensión, sin incluir la tarifa social y en varios tipos de tarifas hay subtipos por lo que prácticamente se duplica la cantidad de tarifas. Se recomienda: Realizar un estudio tarifario que no se realiza desde hace más de 10 años para evaluar si la estructura estipulada en la Normativa de Tarifas amerita ajustes para posteriormente, aplicar la estructura del pliego tarifario estipulada en dicha Normativa.



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REFERENCIAS

(1) [GTPIR] Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación. Octubre de 2012.

(2) [CEPAL] Estadísticas del subsector eléctrico. 2011.

(3) [PGMEM] Plan de Expansión de la Generación. Período 2011 – 2025. MEM de Nicaragua. Octubre de 2010.

(4) [B] Nicaragua: Potencial Energético. Daniel Bouille, Fundación Bariloche. Junio de 2009.

(5) Plan Nacional de Desarrollo Humano 2012 -2016. Nov. 8 de 2012

(6) Página web del INE: www.ine.gob.ni

(7) Página web del MEM: www.mem.gob.ni

(8) Página web de ENATREL: www.enatrel.gob.ni

(9) “Diagnóstico de barreras institucionales, legales, financieras, tecnológicas y sociales para la exploración y la explotación del potencial geotérmico en la República de Nicaragua”. Multiconsult, Agosto de 2014.

http://www.ine.gob.ni/

http://www.mem.gob.ni/

http://www.enatrel.gob.ni/

fundaciÓn nicaragÜense para el desarrollo …€¦ · informe final: la industria eléctrica de...

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