Energía renovable en Costa RicagLos retos de hoy

Fernando Herrero Regulador GeneralRegulador General

• Datos básicos de Costa Rica– Extensión de 51,000 Km2Extensión de 51,000 Km2

– Población de 4.5 millones de habitantes

E d id d 77 6 ñ– Esperanza de vida de 77.6 años

– Grado de electrificación:  98.4%

Costa Rica: Grado de ElectrificaciónCosta Rica: Grado de Electrificación

83,590,0

92,7 94,4 97,0 97,5 97,7 97,9 98,1 98,3 98,4

90100

57,7

70,6

607080

taje

47,3

304050

Porc

ent

0102030

01970 1980 1990 1999 2002 2004 2006

1949 14,0%1956 30,0%1960 36 7%

Fuente: ICE, Plan de Desarrollo Eléctrico Nacional1960 36,7%

• LA PREGUNTA QUE NOS HACEMOS HOY:¿QUÉ SISTEMA TARIFARIO DEBEMOS ESTABLECER– ¿QUÉ SISTEMA TARIFARIO DEBEMOS ESTABLECER PARA ESTIMULAR AL MENOR COSTO POSIBLE LA INVERSIÓN PRIVADA EN GENERACIÓN?INVERSIÓN PRIVADA EN GENERACIÓN?

• La demanda de energía eléctrica de Costa Rica se satisface en un 92% con fuentes renovables, y solamente un 8% proviene de combustibles fósilescombustibles fósiles.

• Pero  hay una tendencia al aumento de la ó l b bl fó l lparticipación de los combustibles fósiles en la 

generación, que lleva a que en 2008 se espere que la generación térmica alcance 11%

Costa Rica: Plan de expansión eléctrica. 2004-2013Composición de la Generación, 2007Composición de la Generación, 2007

Eólica Geotérmica3%

Solar

Térmica8%

8% 3% 0%

Hidroeléctrica81%

Fuente:  ICE, Plan de Expansión de la generación. 2007

Generación Térmica Total (MWh)Período 1996-2007

739 157

700 000

800 000

423 578444 703

552 581

500 000

600 000

423 578

295 446 300 000

400 000

MW

H

179 259 153 557

71 780 98 829

122 331 157 343

83 518 100 000

200 000

-

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Los precios muestran en consecuencia 

ICE : 1980-2007

una tendencia al alza

14

ICE : 1980 2007PRECIO PROMEDIO POR KWH EN U.S.$ DEL 2007

10

12

6

8

$ Ce

nt./

KWH

4

U.S.

-

2

Precios Reales (del 2007) Lineal (Precios Reales (del 2007))

• Que podría arruinar la elevada competitividad que hoy tiene la industria eléctrica en Costaque hoy tiene la industria eléctrica en Costa Rica

0 300

EVOLUCIÓN DEL COSTO MEDIO DE LA ELECTRICIDADComparación Internacional

Sector Residencial

0,250

0,300

io

2004 2005 2006

0 150

0,200

/kWh Prom

edi

0,100

0,150$/

CR

0,050

0,000

azakhstan

Taiwan

Costa Rica

Norue

ga

ea del Sur

Mexico

USA

Turkia

lica Ch

eca

Finlan

dia

Polonia

Suiza

w Zelan

dia

Fran

cia

Hun

gria

Slovakia

Espa

ña

Austria

Portugal

ino Unido

Irland

a

Holan

da

Ka C

Core

Repu

bl

New Re

0 140

EVOLUCIÓN DEL COSTO MEDIO DE LA ELECTRICIDADComparación Internacional

Sector Industrial

0,120

0,140

o

2004 2005 2006

0,080

0,100

kWh Prom

edio

CR

0,040

0,060$/k

0,000

0,020

Kazakh

stan

Fran

cia

New

 Zelan

dia

Norue

ga

Taiwan

USA

Corea de

l Sur

Finlan

dia

Polonia

Costa Rica

Suiza

Reino Unido

Espa

ña

publica Ch

eca

Slovakia

Mexico

Turkia

Hun

gria

Austria

Portugal

Irland

a

N

Rep

• La generación está en manos del Instituto gCostarricense de Electricidad (87%), empresas municipales y cooperativas (3%) ymunicipales y cooperativas (3%) y generadores privados (10%)

ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO DE COSTA RICA, 2007ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO DE COSTA RICA, 2007

Hidráulica (75%)

Térmica (8%)

GENERACION (8 948 GWh) DISTRIBUCIONTRANSMISION

Geotérmica (14%)

Térmica (8%)

Eólica (3%)

Otras (0,2%)

Demanda Máxima HistóricaDemanda Máxima Histórica (M(MWW))

1 500.4 MW

98,60%Grado de electrificación actualGrado de electrificación actual

Capacidad Instalada (MW)Capacidad Instalada (MW)

Líneas de Transmisión (km)Líneas de Transmisión (km) Ventas SEN (GWh)Ventas SEN (GWh)

Capacidad de Transformación (MVA)Capacidad de Transformación (MVA)

7 406 MVA

Líneas de Distribución (Líneas de Distribución (KKm)m)SEN 34,500 KmICE 19 002 Km

(19‐11‐2007 a las 18:30 horas)

ICE 1,692.27 MW (77.56%)BOT Miravalles 29.55 MW (1.35%)

138 KV     211.0 (12.3)230 KV     693.4   (40.5)

Circuito SimpleVoltaje       Km     (%)

Ci i D bl

( )( )CNFL  3,239 GWh (39.7 %) ICE 3,244 GWh (39,7 %)JASEC 473 GWh (  5.8 %)ESPH 482 GWh (  5.9 %)Coopelesca 302 GWh ( 3 7 %)

BOT El General 42.00 MW (1.92%)

BOT La Joya 51.00 MW (2.34%)

CNFL 88.00 MW (4.03%)

ZARET‐Río Azul 3.70 MW (0.17%)

JASEC 24.67 MW (1.13%)

1 713.1 Km

Circuito DobleVoltaje       Km     (%)138 KV      494.7 (28.9)230 KV      314.0  (18.3)

Coopelesca 302 GWh (  3.7 %)Coopeguanacaste 294 GWh (  3.6 %)Coopesantos 112 GWh (  1.4 %)Coopealfaro 20 GWh (  0.2 %)

8,166 GWh

J S C 6 ( 3%)

ESPH 19.85 MW (0.91%)

COOPELESCA 25.50 MW (1.17%)

PRIVADOS 205.48 MW (9.42%)

Total:   2 182.02 MW   (100%)

Fuente:  ICE

• Existe el potencial para mantener la participación de las fuentes renovables oparticipación de las fuentes renovables o incluso aumentarla

Potencial energético de Costa Rica (MW)Potencial energético de Costa Rica (MW)

Fuente Potencial Bruto Total real Capacidad

InstaladaRemanente Total Real

% Instalado del Total Real

Hidroeléctrico 25 500 6 377 1 290 5 087 20.23%Geotérmico 865 257 157 100 61.09%Eólico 600 274 66 208 24.09%Biomasa 209 139 8 131 5.76%

Potencial Identificado7 000

TOTAL 27 174 7 047 1 521 5 526 21.58%

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

cia

(MW

)

0

1 000

2 000

3 000

i é i G é i ó i i

Pote

nc

Hidroeléctrico Geotérmico Eólico Biomasa

Fuente

Instalado Remanente

15Fuente: ICE, UEN CENPE

Fuente:  ICE

El Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Nacional de Energía se proponen, en este contexto:

• Asegurar el abastecimiento energético del país ´ mediante el uso de• Asegurar el abastecimiento energético del país  … mediante el uso de fuentes de energía autóctonas que sean económica, ambiental y socialmente viables. Esta línea de acción esta motivada por la urgencia de reducir la vulnerabilidad económica y social a los “shocks” petrolero. y p

• “Definir un modelo tarifario que promueva e incentive la eficacia, eficiencia y competitividad en la prestación del servicio de suministro de f y p penergía eléctrica por parte de los actores del mercado y que además propicie la introducción eficaz de fuentes renovables de energía.

• Diseñar mecanismos nuevos que incentiven el desarrollo y diversificación de fuentes de energía renovables y de actores del sector para la actividad de generación eléctrica.”

• Entre tanto, será necesario utilizar combustibles fósiles para satisfacer la pdemanda.

• Y a la vez estimular la generación en pequeña• Y a la vez estimular la generación en pequeña y mediana escala de fuentes renovables, 

lprincipalmente a cargo de productores privados 

ÉPLANTAS CON FUENTES RENOVABLES Y TÉRMICAS SEGÚN PLAN DE EXPANSIÓN

UN SISTEMA TARIFARIO QUEUN SISTEMA TARIFARIO QUE ESTIMULE LA INVERSIÓN PRIVADA

ESTE ES NUESTRO RETO HOYESTE ES NUESTRO RETO HOY

Para avanzar en el sentido mencionado, debemos superar ciertos errores del pasado …

• M di t l ió RRG 2533 2002 d l 13 d f b d 2002• Mediante resolución RRG‐2533‐2002 del 13 de febrero de 2002, publicada en La Gaceta # 39 del 25 de febrero de ese año, vigente a la fecha, se estableció en su Por Tanto III lo siguiente:

“E t bl l t if d d í l– “Establecer que las tarifas de compra de energía a las empresas cuyos contratos firmados bajo la ley Nº 7200 expiren en el futuro se fijarán según los siguientes criterios: 

1. Para aquellas empresas que vendan su energía al Instituto Costarricense de Electricidad, el precio de referencia no podrá ser superior al costo financiero‐contable del sistema de generación de di h I i iódicha Institución.

2. Para las otras empresas distribuidoras, el precio de referencia no podrá ser superior que el precio de compra de energía en bloque al Institutoser superior que el precio de compra de energía en bloque al Instituto Costarricense de Electricidad.”

Sistema Eléctrico NacionalPrecios y Costos de Generación por Fuente y Proyecto

$cent/kWh• Los proyectos de 

generación con fuentesTipo y Fuente 2005 2006 2007

Costos Totales del ICE 4,40 5,38 Hidroeléctrica 2,09 2,21

$cent/kWh generación con fuentes renovables tienen precios competitivos y sustancialmente menores, ,

P.H. Arenal 1,75 2,38 P.H. Angostura 2,62 2,31 P.H. Peñas Blancas 7,11 7,05 P.H. Cacao 6,04 5,12

P.H. Río Macho 1,22 1,10

sustancialmente menores a los de la generación térmica.

L P.H. Río Macho 1,22 1,10 Térmica 26,00 23,11 Geotérmica 2,82 3,23 Eólica 6,88 5,54 Complementaria 7,76 8,19 Generación Privada: 7 43 8 28

• La pregunta es: ¿seremos capaces de aprovechar más intensamente el 

i l d fGeneración Privada: 7,43 8,28 Hidroeléctrica 7,33 8,28 Geotérmica 7,77 8,51 Eólica 7,84 8,36 Bagazo 3,49 3,68 Importaciones 13 12 13 87

potencial de fuentes renovables del cual disponemos?

Importaciones 13,12 13,87 Compras a Pujol-Martí 12,99 13,16 Térmica:Comb y Lubr. 20,24 21,79 P.H.Cariblanco (Est. Fact.) 8,02 Ingenio El Viejo (solicitud) 7,70 Licitación Eólica ICE (Temp Alta) 9 74Licitación Eólica ICE (Temp. Alta) 9,74 Licitación Proy. Hidro ICE 6,98 Licitación Proy. Hidro ICE 7,52 Licitación Proy. Hidro ICE 8,27 Costo Marginal de C.P. 21,32 C t M i l d L P (2001 i ) 6 00Costo Marginal de L.P. (2001, vig.) 6,00 Costo Marginal de L.P. (2005) 7,76

Fuente: ARESEP e ICE (diferentes documentos y bases de datos).

En este contexto, la Autoridad Reguladora se propone desarrollar , g p puna metodología y una propuesta tarifaria que:

Cumpla rigurosamente el principio del servicio al costo, entendido como costo deoportunidad social de largo plazo de la generación,

Promueva e incentive la eficacia y la eficiencia en la producción de energía eléctrica por parte Promueva e incentive la eficacia y la eficiencia en la producción de energía eléctrica por partede los actores del mercado,

Propicie la introducción de fuentes renovables de energía.

Favorezca la participación de actores diversos en la actividad de generación eléctrica, tantopor su naturaleza jurídica (estatal, privado, cooperativo, municipal) como por las tecnologíasque emplea

Considere, como mínimo, las relaciones de las empresas generadoras que vendenelectricidad a las empresas distribuidoras, empresas generadoras que venden electricidadentre sí y empresas distribuidoras con actividad de generación eléctrica.

Elimine, hasta donde esto es posible a través de los instrumentos jurídicos disponibles, lasseñales que han desincentivado las inversiones en generación eléctrica.

Propuesta Tarifaria de BandasPropuesta Tarifaria de Bandas

• Cobertura: aplicable para la compra‐venta de energíaeléctrica proveniente de plantas generadoras que utilicenfuentes de energía renovables y que tengan una capacidadfuentes de energía renovables y que tengan una capacidadnominal menor o igual que 60MW

• Nivel tarifario: la compra venta de electricidad proveniente de cualquier• Nivel tarifario: la compra‐venta de electricidad proveniente de cualquierfuente de energía renovable se calculará por medio de un sistema debandas.

• El límite superior o techo de la banda, será igual al promedio (ponderadopor la potencia) de los costos de generación de electricidad de las tresplantas con fuentes renovables de más alto costo que estén operando yp q p ytengan una capacidad menor a 60 MW, sobre las que la AutoridadReguladora tenga información al momento de fijar la banda.

l lí i i f i i d l b d á i l l di ( d d• El límite inferior o piso de la banda, será igual al promedio (ponderado porla potencia) de los costos de generación de electricidad de las tres plantascon fuentes renovables de menor costo que estén operando y tengan unacapacidad menor a 60 MW sobre las que la Autoridad Reguladora tengacapacidad menor a 60 MW, sobre las que la Autoridad Reguladora tengainformación al momento de fijar la banda.

C t i L d t i ió d l i d• Competencia: La determinación del precio dereferencia que se incorporará a los contratos se haráa través de un mecanismo competitivo (subasta,a través de un mecanismo competitivo (subasta,licitación) dentro del margen establecido. En caso deque no se aplique un mecanismo competitivo, o quel t i i fi i t l t if á fij dla competencia sea insuficiente, la tarifa será fijadapor el regulador, dentro de las bandas vigentes.

• Vigencia. Los valores de referencia utilizados en elcálculo de esta tarifa se revisarán cada año y regiráncálculo de esta tarifa se revisarán cada año y regiránpara los contratos que se firmen durante su vigencia.

• Estructura tarifaria: Con el propósito de dar una señal económica• Estructura tarifaria: Con el propósito de dar una señal económicaadecuada del costo de la energía eléctrica en el tiempo, consistente con laforma en que el Sistema Nacional Interconectado requiere laincorporación de la generación de electricidad en cada temporada y bandap g p yhoraria, así como la asignación de costos para el pago de la energía y lapotencia, se debe ajustar el nivel tarifario anterior a la estructura tarifariavigente, para la venta de energía eléctrica del Instituto Costarricense deElectricidad a las empresas distribuidoras de electricidadElectricidad a las empresas distribuidoras de electricidad.

• Cambios de tarifas: Considerando que en el corto plazo el parque degeneración con base en fuentes de energías renovables no sufrirágeneración, con base en fuentes de energías renovables, no sufrirámodificaciones significativas en su composición y la necesidad de que laseñal económica para las inversiones en generación eléctrica sea estableen el tiempo, los precios que se establezcan en los contratos conp , p qfundamento en esta metodología tendrán una vigencia de cinco años.

Propuesta InicialPropuesta Inicial

• Se establece la siguiente banda tarifaria para la compra y venta de generación de energía p y g geléctrica en plantas con capacidad menor o igual a 60 MW con fuentes renovables deigual a 60 MW, con fuentes renovables de energía:

• Límite superior: US$ 0,09 por Kw/hLímite superior:  US$ 0,09 por Kw/h

• Límite inferior:  US$ 0,05 por Kw/h 

En la discusión han surgido algunas preocupaciones:

1 ¿S á ibl /d bl d t i t1. ¿Será posible/deseable adoptar un sistema que generará elevadas rentas para los productores de menor costo? ¿Convendráproductores de menor costo?  ¿Convendrá adoptar más bien un sistema que transfiera las rentas al consumidor?las rentas al consumidor?

2. ¿Se logrará que exista competencia suficiente para que los precios tiendan asuficiente, para que los precios tiendan a moverse al mínimo posible?

3 ¿No será preferible mantener el sistema de3. ¿No será preferible mantener el sistema de fijación por servicio al costo, caso por caso?