guia del inversionista -...

2010

INVIRTIENDO EN EL SECTOR ELÉCTRICO DE NICARAGUA (Borrador)

GUIA DEL INVERSIONISTA

DDDGGGEEERRRRRR---MMMEEEMMM INVIRTIENDO EN EL SECTOR ELÉCTRICO DE NICARAGUA (BORRADOR)

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Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables (DGERR)

Del Portón del Hospital Bautista 1 c. Abajo, 125 vrs. Al lago. Apdo. Postal CJ-159. PBX: (505) 280-9500 Fax : (505) 280-9516.

Ministerio de Energía y Minas (MEM)


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INTRODUCCIÓN Nicaragua es un país con un gran potencial en cuanto a recursos naturales, muchos de los cuales sin aprovechar plenamente. En el caso de los recursos energéticos, se cuenta con un potencial para generación de energía eléctrica superior a los 5,000 MW distribuidos en recursos geotérmicos, hídricos, eólicos, y bioenergéticos (excluyendo el potencial solar). Así mismo, el país cuenta con una estructura legal y regulatoria propicia para incentivar la producción de energía en base a recursos renovables y poseer una estructura de mercado de “Libre competencia” e igualdad de oportunidades para quienes desarrollan las actividades de la industria eléctrica. La Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables (DGERR) del Ministerio de Energía y Minas (MEM), es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Sub sector Electricidad y Recursos Renovables; proponer y/o expedir, según sea el caso, las normas técnicas necesaria del sector eléctrico; promover el desarrollo de las actividades de generación (incluyendo geotermia), transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica; incluyendo la administración de las licencias y concesiones en los segmentos antes referidos de la industria eléctrica. La DGERR tiene la tarea de coadyuvar a ejercer el rol, concedido a nombre del Estado, para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas.


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INFORMACIÓN GENERAL DEL PAÍS La República de Nicaragua es un país de 5.6 millones de habitantes situado en el propio centro del istmo Centroamericano. Es una República democrática, participativa y representativa. Sus órganos de gobierno son cuatro poderes: Legislativo, Ejecutivo, Judicial y Electoral. La población nicaragüense es de naturaleza multiétnica y parte integrante de la nación centroamericana. El país se ubica entre el Océano Pacífico al oeste y el Mar Caribe al este. Limita con Honduras al norte y con Costa Rica al sur.

El estar estratégicamente ubicado (Equidistante) en el centro de las Américas1, pertenecer a un mercado eléctrico regional, ser uno de los países más seguro del continente2, tener riqueza cultural, poseer un mercado laboral y empresarial en constante evolución competitiva, contar con un marco institucional y legal adecuado, gozar de una economía en vía de desarrollo, y el estar dotado de una diversidad de recursos naturales con un potencial altamente atractivo por aprovechar, hacen de Nicaragua un destino de inversión favorable. CIFRAS CLAVES (2008)3 Extensión Territorial: Aprox. 130,000 km2 Capital: Managua, 1.3 millones de habitantes Lengua Oficial: Español. Zona Horaria Estándar: UTC/GMT – 6 horas PIB: USD$ 6,3 millones PIB per cápita: USD$ 1,122 Crecimiento Real PIB: 3.2 % Exportaciones: USD$ 2.6 millones (Incl. Zonas Francas) Población Estimada: 5.6 millones Esperanza de Vida: 70 años Niveles de Alfabetización: 76.3% Fuerza Laboral: 2.3 millones. Desempleo: 5.2% Subempleo: 33.3% Tasa de Cambio Prom. : 20.3 Córdobas = US$1 promedio Tasa de Inflación: 13,8% Inversión Extranjera Directa: US$626.1 millones 1 Fuente de Mapa: www.geology.com 2 Global Peace Index 2008 3 Nicaragua en cifras. Banco Central de Nicaragua (BCN). Junio de 2008.


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LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIACIONES ANA Autoridad Nacional de Agua CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica DGERR Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables DGA Dirección General de Aduanas DGI Dirección General de Ingresos DISNORTE Distribuidora del Norte DISSUR Distribuidora del Sur ENATREL Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENEL Empresa Nicaragüense de Electricidad EOR Ente Operador Regional FOB Free On Board GWh Gigavatio-hora INE Instituto Nicaragüense de Energía kW Kilovatio kWh Kilovatio-hora MARENA Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales MEM Ministerio de Energía y Minas MHCP Ministerio de Hacienda y Crédito Público MIFIC Ministerio de Fomento, Industria y Comercio MW Megavatio MWh Megavatio-hora ONDL Oficina Nacional de Desarrollo Limpio SIEPAC Sistema interconectado de Electricidad Para América Central SIN Sistema Interconectado Nacional SNT Sistema Nacional de Transmisión SWERA Solar and Wind Energy Assessment UNEP United Nations Environmental Program


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CONTENIDO 6 1 EL SECTOR DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 7 2 OPORTUNIDADES DE INVERSION 20 3 MARCO INSTITUCIONAL 34 4 MARCO LEGAL 40 5 LICENCIAS Y CONCESIONES 45 6 DIRECTORIO 48

4

4 Símbolos internacionales de los recursos renovables por REN21 Logo y elaboración propia


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1 EL SECTOR 5DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

5 Fuente Fotos: Entidades del Sector Eléctrico: MEM, INE, ENEL,ENATREL y CNDC

PROYECTO EOLICO AMAYO II: 23.7 MW


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Las reformas llevadas a cabo en la industria eléctrica en los últimos años de la década de los 90 se consolidaron con la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica (Ley No. 272) y segmentaron la industria eléctrica nicaragüense en tres actividades: La generación, la transmisión y la distribución. El segmento de generación está abierto a la competencia, 80% de agentes generadores son privados; la red de transmisión se mantiene en manos del Estado, a través de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) que maneja el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en conjunto con el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC); y el sistema de distribución se privatizó en el año 2000 pasando a manos de la empresa española Unión Fenosa. Sin embargo, recientemente el actual Gobierno de Nicaragua ha concretado y formalizado la adquisición del 16 % de las acciones de dicha empresa distribuidora. Durante el período de junio a octubre del año 2007, la disponibilidad efectiva de generación descendió a menos de 500 MW, debido al escaso régimen de lluvias que limito el uso de las plantas hidroeléctricas y a las fallas en las plantas de generación más antiguas, ocasionando sustanciales racionamientos que afectaron la vida económica del país. Para enfrentar esta crisis, el Gobierno de Nicaragua decidió con carácter de urgencia la instalación de 60 MW en motores de combustión a base de diesel y en el año 2008 se instalaron 60 MW a base de bunker. Durante el año 2009 y 2010, entraron en operación 120 MW adicionales en motores de combustión a base de Bunker, así como la primera y segunda fase del proyecto Eólico Amayo con 40 y 23.1 MW respectivamente, lo que ha permitido que el SIN conste en la actualidad (15.08.10) con una capacidad instalada de 1015.6 MW6 (efectivo 836.6 MW) compuesta en un 66% por plantas que consumen derivados de petróleo como Bunker y Diesel, 9% a base de Biomasa, 11% hidroeléctricas, 9% geotérmicas y eólicas en un 5%7. Durante los últimos 15 años, la generación de energía eléctrica ha crecido a una tasa interanual de casi 5%, generando actualmente alrededor de 3,000 GWh anuales de electricidad. Al 15 de agosto de 2010, un 66% de la generación acumulada de electricidad es producida por fuentes térmicas y el restante por recursos renovables (Figura 1).

Figura 1: Cambio en la Matriz Energética de Generación en el Mediano Plazo

(Fuente: MEM)

6 No incluye planta Chinandega (Diesel), por resolución del INE DGE-EKS-839-11-2006 y INE DGE-EKS-275-06-2008. 7 Esta potencia no es considera firme, por lo que depende de la disponibilidad del viento


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El consumo de derivados del petróleo, de acuerdo al Balance Energético Nacional (2006) para generación eléctrica representa un 39 % de los aproximadamente 1.3 millones de toneladas anuales de petróleo que el país consume anualmente; situación que cambiará en el mediano plazo (2017) al concretarse cabalmente los planes de desarrollo que impulsa el MEM, (Figura 1 y Tabla 1). Planes que consideran la introducción de importantes proyectos de generación de electricidad con fuentes renovables, tales como hidroelectricidad, geotermia, eólica y biomasa.

Tabla 1: Plan Indicativo de Expansión de Generación 2010-2017 (Escenario 1, Potencia en MW)

(Fuente: MEM)

De la electricidad producida, casi un 28% se pierde en las redes, de los cuales a transmisión le corresponde un dos por ciento (2%) y a distribución un veinte seis por ciento (26%), incluyendo esta última las perdidas técnicas (8%) y no técnicas (18%). Por lo que el MEM en conjunto con las empresas concesionarias de distribución de energía eléctrica, impulsan un programa de reducción de pérdidas eléctricas que permite disminuir dichas cifras a valores acordes con la gestión de la industria eléctrica internacional.


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En los próximos 12 años, los pronósticos elaborados por el MEM para un escenario medio de crecimiento, estiman que la demanda máxima de potencia tendrá un crecimiento interanual de 3.41% y la generación total de electricidad crecerá a razón de 3.63%. De tal manera que la demanda máxima para el año 2023, será de 853 MW y la generación 5,243.2 GWh (Ver Tabla 2).

Tabla 2: Pronósticos sobre la Demanda de Energía y Potencia

(Fuente: MEM)


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1.1 EL MERCADO ELÉCTRICO DE NICARAGUA

El mercado eléctrico de Nicaragua está constituido por todos los agentes económicos (persona natural o jurídica), domiciliados en el país que realizan transacciones en el sector eléctrico bajo cualquier régimen de propiedad. Los agentes económicos se convierten en Agentes del Mercado (entregan y reciben energía del sistema nacional de transmisión) para participar y realizar operaciones en el Mercado Mayorista de Electricidad.

1.1.1 El Mercado Mayorista de Electricidad

En el mercado mayorista de electricidad se compran y venden los siguientes productos: potencia y energía. Estos se comercializan por medio de Mercado de Contratos y/o por el Mercado de Ocasión. Los servicios que se remuneran en el mercado mayorista son: servicio de transmisión, servicios auxiliares y servicios de operación, despacho y administración del mercado. Mercado de Contratos: pueden ser acordados para comprar potencia y energía, o solamente para la potencia o la energía. Las cantidades de potencia o de energía contratadas por día, por hora o por la estación pueden variar. En el mercado de contratos se diferencian dos tipos de contratos de acuerdo con las partes involucradas: Contratos de Suministro y Contratos de Generación. Por otra parte, de acuerdo con la localización de las partes se diferencian los siguientes tipos de contratos: Contratos Internos, Contratos de Importación y Contratos de Exportación. La modalidad PPA (Power Purchase Agreement) de los contratos preexistentes se caracterizan por ser contratos con obligaciones Take or Pay (TOP) por la potencia contratada y sin obligaciones de compra de energía, solamente se paga por la energía despachada. Agregaremos las transacciones por servicios auxiliares correspondientes a los cargos y remuneraciones asociadas a los servicios auxiliares tales como servicios por pérdidas, servicio de reserva, arranque en negro, energía reactiva, control de frecuencia entre otros.

Mercado de Ocasión o Mercado Spot: En este mercado resultan transacciones horarias de energía que corresponden a: • Para cada agente Consumidor, las diferencias entre su consumo registrado y la energía

total comprometida a tomar de contratos. • Para cada Agente Productor, las diferencias entre su generación despachada realizada y la

energía total comprometida a tomar de contratos. Las transacciones de energía en el mercado de ocasión se realizan al precio horario de la energía. Los excedentes o déficit de productos (potencia y energía) y servicios (transmisión y servicios auxiliares) de cada agente son liquidados de manera automática por el CNDC.


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Al superar el precio del barril de petróleo crudo los US$ 100.00 y por ser de interés estratégico el estimular el desarrollo de fuentes renovables de energía, particularmente la hidroeléctrica y geotérmica, el Instituto Nicaragüense de Energía (INE) mediante resolución No. INE-1171-05-201 (Gaceta 111 del 14/06/10), resuelve actualizar la Banda de Precio (vigente desde el año 2005) para la venta de energía en el Mercado de Ocasión para los generadores de energía eléctrica con fuentes renovables entre 8.6 y 9.5 centavos de dólar por kWh. Recientemente, se han hecho reformas en la legislación del sector eléctrico de manera que permita a los inversionistas que deseen desarrollar proyectos de nueva generación el suscribir contratos de forma directa (Sin tener que optar por un proceso de licitación pública internacional) con la distribuidora (DN o DS), siempre y cuando, estos sustituyan generación de mayor costo y posibiliten impactar de manera positiva en el precio promedio de compra de energía del distribuidor, para beneficio de las tarifas a los consumidores finales. Todos estos procesos de contratación son supervisados de manera coordinada por el MEM y el INE. En la figura 2, se muestra la inter-relación de las entidades en el sector eléctrico.

Figura 2: Entidades del Sector Eléctrico

(Fuente: CNDC)


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1.1.2 Agentes Económicos en el Mercado Eléctrico de Nicaragua

Generadoras En la actualidad hay un total de 13 Agentes Generadores integrantes del Sistema Interconectado Nacional:

Tabla 3: Agentes Generadores

EMPRESA DE GENERACIÓN FECHA DE LICENCIA

DURACIÓN DE LICENCIA

(AÑOS) FUENTE DE ENERGÍA

POTENCIA EFECTIVA

(MW) Nicarágua Sugar Estates, Ltd. (NSEL) 21/8/1998 15 Biomasa 25

Empresa Energética Corinto, Ltd (EEC) 11/12/98 20 Bunker 68.5

Tipitapa Power Company, Ltd 21/8/1998 20 Bunker 50.9 Corporaciòn Eléctrica Nicaragüense,

S.A. (CENSA) 08/02/2000 20 Bunker 12 Generadora Eléctrica Central,

S.A.(GECSA) 07/06/2000 30 Bunker 91.2 Generadora Eléctrica Occidental, S.A.

(GEOSA) 07/6/2000 30 Bunker 100 Generadora Hidroeléctrica S.A.

(HIDROGESA) 22/2/2001 30 Hídrica 98

Empresa Monte Rosa, S.A. 16/10/2001 15 Biomasa 30

ORMAT Momotombo Power Co. 29/3/01 30 Vapor Geotérmico 27.5

Polaris Energy, S.A. 9/10/03 20 Vapor Geotérmico 9.4

Consorcio Eólico Amayo 16/08/2007 30 Viento 39.9 ALBA DE NICARAGUA,

S.A.(ALBANISA). 01/12/2008 25 Bunker 60 Compañìa Generadora de Energía, Canal S.A. actualmente Generadora

San Rafael S.A. 08/10/2003 Bunker 4.2

(Fuente: MEM)

Distribuidoras Son los agentes económicos que bajo concesión distribuyen y comercializan energía eléctrica mediante un sistema eléctrico de distribución. A continuación, detallaremos (Tabla 4): (a) las empresas con grandes áreas de concesión del territorio nacional y (b) empresas que cuentan con concesión de distribución y disponen de generación propia o con suministro de energía contratada a un generador u otro distribuidor.


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Tabla 4: Concesiones de Distribución

NOMBRE FECHA DE CONCESIÓN

NO. ACUERDO OTORGAMIENTO

ÁREA

Distribuidora de Electricidad del Norte,

S.A. (DISNORTE). 7/6/2000 08-2000

Región del Pacífico Occidental, Norte del País y

Oeste de la Capital. Distribuidora de

Electricidad del Sur, S.A.

(DISSUR). 7/6/2000 10-2000

Región del Pacífico Oriental, Centro del País y

Este de la Capital.

Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL)

9/5/2002 09-2002 Bluefields, RAAS, Conexión al SIN

04/11/1998 12-98 Corn Island,RAAN. Planta

eléctrica con Grupo Electrógeno Diesel

Mulukuku, RAAN. Conexión al SIN

Siuna, RAAN. Conexión al SIN.

Kukra Hill, RAAS. Fuente de energía, DISSUR

Laguna de Perlas, RAAS.

Fuente de energía DISSUR.

Pueblo Nuevo, RAAS.

Fuente de Energía, DISSUR

Santa Rita, municipio de Mulukukú, RAAN

Zelaya Luz S.A. 04/12/06 INE-288-12-2006 Municipio de Nueva

Guinea, RAAS. Fuente de energía: ISSUR

(Fuente: MEM)

Transmisora ENATREL es la empresa estatal encargada de la operación y mantenimiento del sistema nacional de transmisión que transporta la energía eléctrica a nivel mayorista. ENATREL recibió su concesión el 27 de junio de 2000, por un periodo de 30 años. Operador y administrador del Mercado Eléctrico El CNDC es el encargado de administrar y operar el SIN y las interconexiones internacionales. El CNDC es una unidad organizativa adscrita a ENATREL. Grandes consumidores El Consumidor de Gran Demanda es aquel consumidor servido a un voltaje igual o mayor a 13.8 kV y con una carga concentrada no inferior a 1,000 kW. Los Consumidores de Gran Demanda que durante un período no inferior a seis meses consecutivos mantienen una demanda no inferior a 1 MW, pueden convertirse en Agentes del Mercado Mayorista y realizar compras en el Mercado de Contratos y/o Mercado de Ocasión. Para una tabla detallada de los Grandes Consumidores localizados en las áreas de concesión de las Distribuidoras DISNORTE y DISSUR, ver sección de anexos de la Guía general del Inversionista del MEM o su página web: www.mem.gob.ni, pestaña: Electricidad y Recursos


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Renovables/Mercado Eléctrico/Actores Principales. Algunos de ellos se convirtieron en Agentes Grandes Consumidores mediante la gestión de habilitación para realizar compras de energía en el mercado mayorista. 1.1.3 Agente Distribuidor de Electricidad

El mercado de los agentes distribuidores que opera bajo el régimen de precio regulado pueden realizar las siguientes transacciones:

1) Las ventas de energía y potencia a los consumidores finales.

2) El transporte de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución (o peaje de distribución ) el cual se aplica en los casos que un Gran Consumidor Habilitado utilize la red de distribución del concesionario para realizar transacciones en el Mercado Mayorista.

Las tarifas aplicadas por los agentes distribuidores son reguladas por INE y se calculan según una serie de fórmulas diseñadas para garantizar una utilidad razonable a las empresas distribuidoras después de cubrir sus gastos de capital, sus gastos en compras de energía y de potencia, el cargo por peaje de transmisión y otros gastos de operación y mantenimiento y de comercialización. Sistemas aislados Los sistemas aislados están constituidos por aquellos agentes económicos del mercado eléctrico denominados Distribuidores, los cuales de conformidad con la Ley 272 pueden ejercer las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, debiendo tener la capacidad de generación necesaria para abastecer su demanda mediante centrales eléctricas propias o contratos de suministro con terceros. Los pliegos de tarifas aplicados por estos distribuidores a sus clientes están sujetos a la aprobación del ente regulador (INE). Para un listado completo del total de sistemas aislados favor referirse a la página web del MEM: Pagina web: www.mem.gob.ni Ruta: Electricidad y Recursos Renovables/Mercado Eléctrico/Actores principales


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1.1.4 Régimen de Precios y Tarifas

Régimen de tarifas El Régimen de tarifas se clasifica en Régimen de Precio Libre y Régimen de Precio Regulado. En el Régimen de Precio Libre las transacciones se realizan sin la intervención del Estado y comprende las transacciones entre los siguientes agentes: a. Entre generadores, co-generadores, auto-productores, distribuidores, y grandes

consumidores. b. Las importaciones y exportaciones de energía eléctrica y potencia. En el Régimen de Precio Regulado las transacciones son remuneradas mediante precios aprobados por el Ente Regulador (INE), y comprende las transacciones siguientes: a. Las ventas de energía y potencia de los distribuidores a los consumidores finales. b. El transporte (peaje) de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución. Los grandes consumidores (agentes con carga concentrada mayor a 1000 kW) pueden realizar transacciones en cualquiera de los regímenes antes mencionados, siempre que cumplan con los requisitos de las normativas. Tarifas a usuarios del servicio de distribución final Las tarifas a clientes finales del servicio de distribución son establecidas por INE, mediante solicitud de las empresas distribuidoras. La metodología para el cálculo de la tarifa así como la estructura de tarifas es aprobada para un período de cinco años. Estructura de costos de las tarifas En las tarifas a los clientes finales se incluyen los siguientes costos:

1. Costo de compras mayoristas de energía y potencia 2. Costo de Peaje de transmisión 3. Factor de expansión de pérdidas reconocidas para un distribuidor eficiente 4. Valor Agregado de Distribución

Las compras de energía y potencia son el resultado de las transacciones realizadas en el mercado de contrato y el mercado de ocasión. Los peajes a pagarse por el uso de los sistemas de transmisión incluyen los costos de reposición, operación y mantenimiento de un sistema modelo incluyendo un beneficio calculado sobre la base de la tasa de descuento establecida por el ente regulador.


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En el Valor Agregado de Distribución se incluye el costo de reposición de las redes de distribución, los costos de operación y mantenimiento, los gastos administrativos, y una tasa razonable de rentabilidad. El acceso a las redes de distribución y de transmisión no es restringido, y está afectado al pago del peaje por el uso de redes, autorizado por el ente regulador. Cargos incluidos en las tarifas Para recuperar los diferentes costos incluidos en las tarifas, se establecen los siguientes cargos: a. Por unidad de consumo de energía. b. Por unidad de potencia máxima. c. Por comercialización d. Por servicio de alumbrado público e. Por regulación

1.1.5 El Sistema Interconectado Nacional (SIN)

La red sistema nacional de transmisión SNT incluye 61 sub-estaciones de transformadoras, 320 km de líneas de 230 kV (que conectan también con los países vecinos de Honduras y Costa Rica), alrededor de 900 km de líneas de 138kV y 650 km. más de líneas de 69kV. La transmisión abarca el segmento del mercado para el transporte de larga distancia de la electricidad sobre redes de alta tensión de 69kV o más. La empresa de transmisión también es propietaria de las sub-estaciones de transformadoras que conectan con las líneas de las generadoras y con las redes de distribución. El propietario de la red de transmisión no puede participar en el mercado como comprador o vendedor de energía. El Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es la unidad responsable de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de la administración del Mercado Eléctrico de Nicaragua.


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Figura 3: Sistema Interconectado Nacional (SIN)

(Fuente: CNDC) El Sistema de Distribución: Es el conjunto de líneas y subestaciones reductoras o de distribución a niveles de voltaje inferior a 69 Kilovoltios (Kv) con sus equipos asociados, al servicio de los consumidores finales de una empresa de distribución. Los Concesionarios DISNORTE y DISSUR realizan las actividades de distribución y comercialización en las regiones del Pacífico y Central del país. Otros Distribuidores como ENEL tienen área de concesión en las Regiones Autónomas de la Regíón Caribe de Nicaragua. Las generadoras no pueden ser distribuidoras ni propietarias de líneas de transmisión, excepto en el caso de las sub-líneas que llevan su electricidad a la sub-estación más cercana, o para abastecer sistemas aislados.


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1.1.6 El Mercado Regional de Electricidad

La integración regional energética se está realizando a través del sistema de interconexión eléctrica de los países de América Central. El mercado regional de electricidad en Centroamérica es un mercado relativamente pequeño y funciona como un séptimo mercado superpuesto con los seis mercados nacionales existentes, en el cual los agentes habilitados ( 60 en la actualidad) realizan transacciones internacionales de energía eléctrica en la región centroamericana de conformidad con las políticas y normativas regionales establecidas por el ente regulador regional “Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)” y operado y administrado por el Ente Operador Regional (EOR). A modo de referencia, durante el año 2009, el resultado neto de las transacciones de energía en el mercado regional, alcanzaron la cifra del orden de 234.6 GWh (Ver tabla 6).

Tabla 5: Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional (Enero-Diciembre/2009)

MES / AÑO TOTAL NETO (MWh) Inyecciones Retiros

Enero 2009 21,243.0 21,243.0 Febrero 2009 28,322.0 28,322.0 Marzo 2009 37,840.0 37,840.0 Abril 2009 42,866.2 42,866.2 Mayo 2009 30,278.6 30,278.6 Junio 2009 9,416.6 9,416.6 Julio 2009 14,031.4 14,031.4 Agosto 2009 17,417.5 17,417.5 Septiembre 2009 10,749.9 10,749.9 Octubre 2009 8,794.6 8,794.6 Noviembre 2009 5,592.9 5,592.9 Diciembre 2009 8,058.0 8,058.0

(Fuente: EOR)

Tradicionalmente, las transacciones internacionales se han realizado para tratar de resolver un déficit ocasional en cualquiera de los países que lo integran. Sin embargo, para incrementar la capacidad de las transferencias de energía y potencia en este mercado, está por concluirse a mediados del primer semestre de 2010, la construcción de una línea de transmisión regional de 1,800 km de longitud con una capacidad de 300 MW a una tensión de 230 kV y el montaje de 28 bahías en 15 subestaciones. Este proyecto es conocido como Sistema Interconectado de Electricidad para América Central (SIEPAC). En cada país existirán dos o tres nodos de sub-estaciones (Figura 3) para conectar con los sistemas de transmisión locales. En una segunda etapa se prevé la expansión del proyecto hasta una capacidad de 600 MW.

Figura 4: Nodos en la Línea de Transmisión Regional de 230 kV


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(Fuente: EOR)

Al presente, continúan como nodos operativos de la Red de transmisión Regional en Nicaragua las subestaciones León I y Amayo. En el futuro próximo los nodos serán las subestaciónes Sandino, Ticuantepe y Amayo. Así la ruta a través de Nicaragua tendrá una longitud de unos 310 Kms. Nicaragua tiene una ubicación muy favorable para abastecer este nuevo mercado regional debido a las siguientes razones:

• Tiene un potencial en recursos energéticos renovables que supera los 5,000 MW y que se pueden desarrollar durante las próximas dos décadas.

• Está ubicado geográficamente en el centro del istmo, lo que le permitirá abastecer a todos los países de la región centroamericana de una forma más competitiva.

2 VERSION


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Nicaragua es un país que se caracteriza por tener recursos energéticos diversos y en abundancia haciéndolo resaltar en la región de Centroamérica. Dicha particularidad no representa solo una conveniencia para el país de complementar estratégicamente las fuentes de energías en su matriz tecnológica- reduciendo la vulnerabilidad del sistema eléctrico a su dependencia a uno o dos recursos- sino que también constituye una atractiva oportunidad para los inversionistas de diversificar su portafolio de proyectos. Se estima que el potencial eléctrico de recursos renovables es de aproximadamente 5000 MW, excluyendo el potencial solar (Referirse al apartado 2.4 sobre Energía Solar). En la Tabla 7 se muestran estas estimaciones por recurso.

Tabla 6: Estimado del Potencial Eléctrico de los Recursos Renovables

(Fuente: MEM)

2.1 Hidroeléctrica

Nicaragua posee un alto potencial hidráulico, aunque los recursos se encuentran distribuidos de forma irregular en el país (Figura 5), la vertiente del Atlántico cuenta con el 94 %, en cambio, la vertiente del Pacífico en la que se encuentra la mayor parte de la población cuenta con el 6%. Los estudios realizados han identificado proyectos hidroeléctricos atractivos. El estudio más completo, fue el “Inventario de los Recursos Energéticos” como parte del Plan Maestro de Energía de Nicaragua en 1980. Según este plan las cuencas con mayores capacidades son: El río Grande de Matagalpa, el río Coco, el río San Juan y el río Escondido. El resto del potencial se encuentra diseminado en las otras cuencas de la vertiente atlántica.


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Figura 5: Proyectos Hidroeléctricos

(Fuente: MEM)

Posteriormente se llevaron a cabo estudios en mayor detalle para proyectos específicos ya identificados en el Plan Maestro, para nuevos proyectos así como otros de capacidades menores, con lo cual se ha elaborado un catálogo de proyectos en dos listados: proyectos mayores a 30 MW y proyectos iguales o menores a 30 MW. Esta división se debe a que la ley General de Aguas establece que proyectos mayores a 30 MW requieren de una ley especial y específica para cada proyecto expedida por la Asamblea Nacional, las menores se rigen por la ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento. Para mayores detalles de las leyes mencionadas, referirse a la sección: Marco Jurídico o al sitio web del MEM. Se muestran en la Tabla 8 los datos de los proyectos referidos.


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Tabla 7: Proyectos Hidroeléctricos8

(Fuente: MEM)

8 En el estudio del Plan Maestro de Energía Eléctrica (1980) se identificaron otros proyectos, pero por su status preliminar no se han enlistado.

No NOMBRE RÍO /CUENCA CAPACIDAD (MW)

COSTO EST. (US$M)

KM A LA SUB-ESTACIÓN

NIVEL DE ESTUDIO

1 Loro Tuma 2.5 8.1 6 Perfil 2 Colombina Tuma 2.7 No definido 12 Prefactibilidad3 El Ayote Siquia 5 8 No definido Prefactibilidad4 Zopilota Tuma 5.1 15.82 9.5 Perfil

5 Bosayá-El Tortuguero Kukarawala 5.8 7.4 No definido Factibilidad

6 Quililon Tuma 6 18.7 17 Perfil 7 Santa Elisa Tuma 6 29 6 Prefactibilidad8 Coco Torres Coco 6.3 27 36 Perfil 9 Auastigni Wawa 8 15.06 70 Prefactibilidad10 Pantasma Pantasma 10.4 27 15 Factibilidad

11 Esquirin Grande Matagalpa 10.5 20.9 1 Prefactibilidad

12 Piedra Puntuda Mico 11 18.5 2 Prefactibilidad13 Consuelo Mico 13.3 27 18 Prefactibilidad

14 Paso Real Grande Matagalpa 16 33.52 12 Prefactibilidad

15 La Estrella Mico 17.4 33.1 2 Prefactibilidad16 Valentín Rama 24.5 91.6 41 Prefactibilidad

Total 150.5

No PROYECTO RÍO / CUENCA CAPACIDAD (MW)

COSTO EST. (US$M)

KM A LA SUB-

ESTACIÓN NIVEL DE ESTUDIO

1 Pajaritos Mico 30.5 84.46 21 Prefactibilidad 2 La Sirena Río Viejo 32.5 74.43 6.2 Perfil 3 El Barro Viejo 36.5 81.6 0.8 Prefactibilidad 4 Corriente Lira Coco 40 89.5 35 Perfil 5 Piedra Fina Rama 44 123.4 55 Perfil 6 Kuikuinita Prinzapolka 63 135 No definido Perfil 7 Boboke Tuma 68 139 30 Prefactibilidad

8 El Carmen Grande de Matagalpa 100 165.1 110 Perfil

9 Mojolka Tuma 138 213.4 110 Perfil 10 Tumarín Grande 160 225.7 190 Prefactibilidad 11 Brito San Juan 250 540 No definido Perfil

Total 962.5

Mayores a 30 MW

Menores a 30 MW


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2.2 Geotérmica

El gran potencial geotérmico en Nicaragua, el mayor de Centroamérica, está ligado al contexto geológico regional relacionado a la zona de subducción formada por la Placa de Cocos y la Placa del Caribe. Esto ha dado origen a la cordillera volcánica de Los Maribios, la cual se extiende paralela a la Costa del Pacífico y está compuesta por siete volcanes activos, lagunas cratéricas, y calderas volcánicas, que presentan extensas áreas de actividad hidrotermal que denotan una fuerte presencia de cuerpos magmáticos a profundidad. Esta cordillera contiene un potencial calorífico iniciando con el Volcán Cosigüina en la parte noroeste hasta el Volcán Maderas en la Isla de Ometepe, al sudeste (Ver figura 6).

Figura 6: Áreas de Potencial Geotérmico

(Fuente: MEM)

Los estudios geocientificos sobre el potencial de los recursos geotérmicos se remontan desde el año 1950 y se extienden al 2001, cuyos resultados han sido consolidados en el Plan Maestro de Recursos Geotérmicos, arrojando un potencial ponderado de 1518 MW. Actualmente existen 2 áreas en explotación, 2 áreas geotérmicas en proceso de completar la etapa de Factibilidad 6 áreas geotérmicas con estudios avanzados de prefactibilidad, y 2 áreas geotérmicas con estudios a nivel de reconocimiento no concesionadas (Ver tabla 9). Actualmente el área geotérmica del Volcán Casita-San Cristóbal con un potencial de 225 MW


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ha sido concesionada a la Compañía Cerro Colorado Power, firmándose el Contrato de Concesión de Exploración en Marzo de 2009.

Tabla 8: Áreas Geotérmicas No Concesionadas y Nivel de Estudio

NOMBRE DEL AREA GEOTERMICA POTENCIAL (MW) NIVEL DE ESTUDIO Hoyo-Monte Galán 159 Factibilidad Managua-Chiltepe 111 Factibilidad Volcàn Telica- El Ñajo 78 Prefactibilidad Volcàn Casita- San Cristóbal 225 Prefactibilidad Caldera de Apoyo 153 Prefactibilidad Volcán Mombacho 111 Prefactibilidad Caldera de Masaya 99 Prefactibilidad Tipitapa 9 Prefactibilidad Volcán Cosigüina 106 Reconocimiento Isla de Ometepe 146 Reconocimiento TOTAL 1197

(Fuente: MEM)

La Empresa PENSA (Polaris Energy Nicaragua, S. A.), de origen canadiense, ha realizado la primera fase de perforación de pozos profundos previstos en su Concesión de Explotación. En este año 2010, PENSA ha iniciado las obras civiles para la construcción de la ampliación de la subestación eléctrica y la Central Geotérmica para la instalación de la primera turbina de vapor a condensación de 36 MW, Marca Fuji, la cual debe entrar en operación a inicios del año 2011. En Abril del 2010, PENSA tiene planificado iniciar la Fase II de Perforación, con la cual estiman tener la cantidad de vapor necesaria para la generación de los 72 MW comprometidos en la Licencia de Generación. Se estima una inversión total para el Proyecto del orden de US$ 300 millones. Como evidencia del potencial de los recursos geotérmicos en Nicaragua, en el proyecto geotérmico “San Jacinto-Tizate” de Agosto del 2007 a Julio del 2008 se perforaron 3 pozos geotérmicos productores, cuya potencia de generación reportada es de 12, 16 y 22.8 MW, resultados muy positivos a nivel de Centroamérica. También, la empresa GEONICA, sociedad formada por LaGeo de El Salvador y ENEL de Italia, desde 2006 tienen las concesiones de exploración de las áreas geotérmicas de “El Hoyo-Monte Galán” y “Managua-Chiltepe”. En ambas áreas se han finalizado los estudios de las exploraciones superficiales, con una inversión del orden de US$ 1 millón en cada área. En el año 2009 en el área de El Hoyo-Monte Galán se realizaron dos perforaciones geotérmicas profundas de diámetro comercial (2000 m y 1623 m) con el objetivo de evaluar el potencial geotérmico del área. Actualmente GEONICA se encuentra actualmente en fase de evaluación de dichos resultados para posteriormente reorientar las ubicaciones de los futuros pozos geotérmicos profundos. Con respecto al área geotérmica de Managua-Chiltepe para este mismo año se realizó la perforación de un pozo de diámetro pequeño (4”) alcanzando una


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profundidad de 1015 m. Actualmente GEONICA solicitará una solicitud de prórroga de la concesión y presentar su nuevo plan de trabajo para continuar con las perforaciones en ambas áreas geotérmicas. Si los resultados exploratorios son positivos, se podrían generar unos 40 MW en El Hoyo-Monte Galán en el año 2012 y otros 40 MW en Managua-Chiltepe en el año 2013. Estimados preliminares sugieren que la inversión total podría ser del orden de los US$ 120 millones en cada campo

2.3 Eólica

Nicaragua favorecida con su posición y características geográficas dispone en algunas zonas de una buena captación del recurso eólico. De acuerdo a los resultados del Proyecto “Solar and Wind Energy Assesment” (SWERA) – 2006 se desarrollaron mapas globales y preliminares del potencial eólico basados en modelos atmosféricos y no en mediciones de superficie, con una resolución de 1000 m por píxel, estimándose un potencial aproximado de 22,000 MW, sin embargo este se reduce debido a restricciones en cuanto a la infraestructura existente y disponibilidad de terreno que impide al aprovechamiento hasta 800 MW de los cuales se ha identificado más de 200 MW ubicados en el istmo de Rivas, en la Zona del Crucero, en la zona de Hato Grande-Chontales y Estelí con velocidad media entre 8 mts por segundo quedando los 600 MW restante distribuidos en el resto del País.

Figura 7: Mapa Eólico de Nicarágua

(Fuente: SWERA, UNEP)


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Posteriormente el consorcio Suizo METEOTEST – ENCO considero los resultados del SWERA delimitando las áreas más prometedoras para la evaluación del recurso con el propósito de enfocar los esfuerzos de medición, teniendo en cuenta la distancia a la red eléctrica, vías de acceso y área urbanas. Este mapa eólico a 50 mts. de altura se baso en: (i) datos de mediciones eólicas de diversas fuentes de información pública y privada, (ii) un modelo de elevación digital y (iii) las características del uso del suelo. Adicionalmente, el MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MEM) con la colaboración del Banco Mundial (BM) efectúo un estudio de Medición Eólica en San Juan del Norte resultando una velocidad promedio de 3.4 mts/seg a 30 mts de altura. Con la colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el MEM ha iniciado la valoración del potencial eólico en Puerto Cabezas y Lagunas de Perlas estando en la fase de ejecución del estudio (junio 2009), esperándose tener los resultados en septiembre 2010. Así mismo la Alcaldía de Corn Island con la colaboración del BID ha finalizado el ”Estudio de Factibilidad de Generación de Electricidad con Energía Eólica”, indicándose en informes preliminares velocidad promedio alrededor de 7 m/s a altura que varía entre 24 mts y 50 mts en diferentes sitios. En el presente año 2010, el MEM está impulsando el desarrollo de estudios en seis sitios más para evaluar el potencial eólico en la zona del pacífico y central del país, con el objetivo de considerar en base a los resultados que se obtengan, la implementación de esta tecnología para la generación de energía eléctrica que apoye la diversificación de la matriz energética. 2.4 Solar

Siendo un país tropical ubicado entre 11 y 14 grados al norte del Ecuador, Nicaragua dispone de una radiación global abundante según lo demuestra los resultados de los mapas solares de Nicaragua elaborados por el Padre Jesuita Julio Lopez de la Fuente de la Universidad Centroamericana (UCA), quien inicio el estudio en el año 1982 bajo la coordinación del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) a través del proyecto de investigación “Mapeo Solar en Nicaragua” con la fundación Sueca Swedish Agency for Research – Cooperation with Developing Countries (SAREC) y el Swedish Meteorologic and Hydrolic Institute (S.M.H.I). Dicho estudio formó parte de la base para la preparación del mapa solar presentado por el Proyecto SWERA a nivel de Centroamérica por la calidad y años de medición del recurso solar. Los resultados del estudio durante los primeros 11 años de evaluación y correlación del recurso solar de 33 estaciones (radiación global, brillo solar y cobertura de nubes) de las cuales 26 corresponden a Nicaragua, 3 a Honduras y 4 a Costa Rica, se indica que el país recibe en promedio aproximadamente una radiación global de 5kWh/día/m2, siendo los departamentos de León y Chinandega los que presentan un valor superior a los 6 kWh/día/m2. Adicionalmente

Figura 8: Mapa Solar


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(Fuente: SWERA, UNEP) Se cuenta con los datos y análisis mensuales de otras variables de importancia como son brillo solar, coberturas de nubes, temperatura del día y noche. Es importante indicar que a la fecha se continúa con los estudios del recurso, cumpliéndose con el ciclo solar completo de 22 años y evaluando otras variables como los diferentes tipos de radiación ultravioleta. Como parte de las actividades que está impulsando el MEM, en materia de energía solar se coordina con entidades cooperantes en:

El desarrollo de proyectos fotovoltaicos de uso domiciliar en áreas aisladas. El desarrollo de proyecto piloto conectado a la red eléctrica. Estudios que permitan evaluar aspectos técnicos, económicos, normativos sobre el uso

de sistemas FV de mayor escala. Aplicación de sistemas solares térmicos para la reducción del consumo de combustible

fósil en diferentes sectores productivos.


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2.5 Biomasa

Nicaragua se caracteriza por tener fuentes ricas y diversas de biomasa con alto potencial energético. Los desechos y los productos secundarios de la producción agrícola y forestal son fuentes importantes de combustibles potenciales, y actualmente se están aprovechando tales desechos en dos ingenios azucareros en Nicaragua. El Ingenio Monterrosa y el Ingenio San Antonio suministran aproximadamente 30 MW cada uno al sistema interconectado, con la combustión de bagazo (un producto secundario de la producción de azúcar), y del eucalipto cosechado específicamente para la producción de vapor y la generación de electricidad. El MEM y la Agencia de Cooperación Brasileña (ACB) han estimado que la cantidad de biomasa que está disponible tiene un potencial de aproximadamente 700 MW en el corto plazo (ver Tabla 10) y en el largo plazo existen expectativas de ser muy superior como resultado de la sostenibilidad del recurso.

Tabla 9: Potencial Dendroelectricidad a Mediano Plazo

Fuente: MEM y ACB


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Todas las localizaciones de industrias dendroeléctricas recomendadas en este estudio están próximas de subestaciones de 230, 138 y 69 kV ya existentes en Nicaragua. Con el crecimiento de las potencias en cada localización algunas de las líneas de transmisión y subestaciones necesitarían ser convertidas de 69 kV para 138 kV. No se anticipa grandes costos adicionales referentes a líneas de transmisión y subestaciones. Adicionalmente el MEM espera impulsar proyectos tanto en el uso de la Bioenergía para la generación de electricidad así como acciones encaminadas a mejorar la eficiencia energética en el consumo final de la leña con la colaboración de otras entidades tales como INAFOR, MARENA, entre otras. 2.6 Incentivos

Los incentivos creados para fomentar la inversión en energía renovable se han consolidado en la Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables (Ley 532). Para los proyectos que utilizan recursos hidroeléctricos, geotérmicos, eólicos, solares o biomasa, esta ley establece los incentivos fiscales siguientes:

• Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de pre inversión y las labores de la construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el SIN.

• Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de pre inversión y la construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el SIN.

• Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definido del IR establecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximo de 7 años partir de la entrada de operación comercial o mercantil del Proyecto. Igualmente, durante este mismo periodo estarán exentos del pago del IR los ingresos derivados por venta de bonos de dióxido de carbono.

• Exoneración de todos los Impuestos Municipales vigentes sobre bienes inmuebles, ventas, matrículas durante la construcción del Proyecto, por un período de 10 años a partir de la entrada en operación comercial del Proyecto, la que se aplicará de la forma siguiente: exoneración del 75% en los tres primeros años; del 50% en los siguientes cinco años y el 25% en los dos últimos años.

• Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación de riquezas naturales por un período máximo de 5 años después del inicio de operación.

• Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar la construcción u operación del proyecto o ampliación por un período de 10 años.


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Será obligación de las Distribuidoras incluir dentro de sus procesos de licitación la contratación de energía y/o potencia eléctrica proveniente de centrales eléctricas con energía renovable, prioritariamente hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, biomasa, tomando en cuenta los plazos de construcción necesarios para la entrada en operación de cada tipo de estos proyectos para establecer la fecha de inicio de la licitación. El INE tiene las facultades de imponer las cantidades mínimas. Los precios en el mercado de ocasión para la energía renovable se han fijado en una banda entre US$75 a U$85 por MWh sujeta a modificación por parte del MEM e INE. Además, de acuerdo con la Ley (No. 647) de Reformas y Adiciones a la Ley No. 217: "Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales”, se exonerará de impuestos de importación a los equipos y maquinarias conceptualizados como tecnología limpia en su uso, previa certificación del Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales (MARENA). 2.7 Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL)

El protocolo de Kyoto es un acuerdo internacional bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. La característica más relevante de este protocolo es que, por un lado, establece metas vinculantes de reducción de las emisiones de los gases de efectos invernaderos (GEI) para 37 países industrializados y la Unión Europea en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro del periodo de 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año 1990. Por otro, a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) permite a desarrolladores de proyectos públicos o privados generar y vender reducciones de emisiones certificadas de los proyectos incluyendo proyectos de energías renovables en los países en vía de desarrollo que reducen emisiones de GEI. A escala Centroamericana, Nicaragua cuenta con un potencial alto de mitigación del cambio climático, lo que representa una oportunidad para el país de beneficiarse de transferencias de tecnologías & conocimiento y de un apalancamiento financiero para los inversionistas. Nicaragua tiene una visión clara de la responsabilidad común pero diferenciada adquirida en la ratificación del protocolo de Kyoto, apoyando y diseñando así estrategias efectivas y eficientes en pro de la explotación adecuada y propicia de los recursos naturales del país. Para mayor información, dirigirse a la Guía Ambiental del Inversionista de MARENA y la Guía Fácil de Inversión en Energía Limpia con Créditos de Carbono de la ONDL. www.marena.gob.ni


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3 MARCO INSTITUCIONAL


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3.1 Ministerio de Energía y Minas (MEM)

El MEM rector del sector energético, es una Institución que tiene entre otras responsabilidades el formular, proponer, coordinar y ejecutar el Plan Estratégico y las Políticas Públicas del Sector Energía, Recursos Geológicos, Recursos Mineros, Recursos Geotérmicos, Recursos Hidroeléctricos e Hidrocarburos, así como dirigir el funcionamiento y administración de las empresas del estado que operan en el sector energético. Las funciones generales son:

• Revisar, actualizar y evaluar periódicamente el Plan estratégico y políticas públicas del sector energía, especialmente los aspectos del balance energético la demanda y la oferta, la conservación de energía, las políticas de precios y subsidios en el servicio eléctrico, las políticas de cobertura de servicio en el país, incluyendo la electrificación rural y las políticas y estrategias de financiamiento e inversiones del sector energía.

• Aprobar y poner en vigencia las normas técnicas de la regulación de las actividades de

generación, transmisión y distribución del sector eléctrico a propuesta del Ente Regulador. Así como elaborar, aprobar y poner en vigencia las normas, resoluciones y disposiciones administrativas para el uso de la energía eléctrica, el aprovechamiento de los recursos energéticos y geológicos en forma racional y eficiente, así como las relativas al buen funcionamiento de todas las actividades del sector hidrocarburos.

• Otorgar, modificar, prorrogar o cancelar los permisos de reconocimiento y concesiones

de uso de cualquier fuente de energía, recursos geológicos energéticos y licencias de operación para importación, exportación, refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos así como las autorizaciones de construcción de instalaciones petroleras, sin perjuicio del cumplimiento de lo dispuesto por las leyes urbanísticas y de construcción.

• Otorgar y prorrogar las licencias de generación y transmisión de energía, así como las

concesiones de distribución. Declarar la caducidad o cancelar las mismas por iniciativa propia o a propuesta del Ente Regulador por incumplimientos demostrados a sus contratos de Licencia Concesión.

• Realizar o participar en conjunto con el Ente Regulador de las inspecciones de obras e

instalaciones de los titulares de licencias y concesiones para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

• Negociar los contratos de exploración y explotación petrolera y de recursos geológicos.

La firma de estos, estará a cargo del Presidente de la República o su Delegado.

• Dirigir el funcionamiento y administración de las empresas del Estado que operan en el sector energético.

• Promover relaciones con las entidades financieras y el sector privado para evaluar las

fuentes de financiamiento accesibles y proponer estrategias de financiamiento en el


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sector energético, geológico energético e hidrocarburos, tanto en las inversiones públicas como en las privadas.

• Administrar y reglamentar el Fondo para el Desarrollo de la Industria Eléctrica Nacional

(FODIEN).

• Impulsar las políticas y estrategias que permitan el uso de fuentes alternas de energía para la generación de electricidad.

• Establecer y mantener actualizado el Sistema Nacional de Información de hidrocarburos

y el Registro Central de Licencias y concesiones para operar en cualquier actividad o eslabón de la cadena de suministros.

• Elaborar y proponer anteproyectos de ley, decretos, reglamentos, resoluciones

relacionados con el sector energía, hidrocarburos y recursos geológicos energéticos y aprobar su normativa interna.

• Cualquier otra función relacionada con su actividad que lo atribuyan otras leyes de la

materia y las específicamente asignadas a la Comisión Nacional de Energía (CNE).

• El MEM, creará y coordinará una Comisión Nacional de Energía y Minas, como entidad consultiva con amplia participación, incluyendo la del sector privado de energía y minas. Todo lo relativo a su conformación, organización y funcionamiento, se determinará por medio de un reglamento.

3.2 Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

El INE, ente regulador y fiscalizador del sector energía, tiene como objetivo principal para el sub-sector eléctrico, el promover la competencia, a fin de propiciar a mediano plazo, costos menores y mejor calidad del servicio al consumidor, asegurando la suficiencia financiera a los agentes del mercado; así también:

• Fiscalizar el cumplimiento de normas y regulaciones tendientes a aprovechar la energía en una forma racional y eficiente.

• Velar por los derechos de los consumidores de energía eléctrica. • Aprobar y controlar las tarifas de ventas al consumidor final y servicios conexos (peajes). • Proponer al MEM para su aprobación, las normas y regulaciones técnicas sobre la

generación, transmisión, distribución y uso de energía eléctrica. • Prevenir y adoptar las medidas necesarias para impedir prácticas restrictivas de la

competencia. • Aplicar sanciones en los casos previstos por las Leyes y Normativas. • Resolver controversias entre los agentes económicos que participan en la industria

eléctrica.


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3.3 Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) / Centro Nacional de

Despacho de Carga (CNDC)

ENATREL tendrá como finalidad principal la actividad de Transmisión Eléctrica y demás actividades conexas. También podrá desarrollar las actividades siguientes:

• Transmitir energía eléctrica a un voltaje no menor de 69 kV, a través del SIN propiedad de ENATREL;

• Transformar energía eléctrica desde niveles de tensión de 230 kV hasta 13.8 kV.

• Operar el SIN, y administrar el Mercado Eléctrico Nacional, y todas las demás actividades relacionadas al Mercado Eléctrico Regional por medio del CNDC.

• Explotar comercialmente los excedentes de la capacidad instalada de los sistemas de transmisión y de comunicación.

• Desarrollar obras de construcción, instalación, mantenimiento y operación de sistemas de transmisión de energía eléctrica y de comunicación.

• Elaborar el plan de expansión y ejecutar los proyectos del Sistema Nacional de Transmisión (SNT) y comunicación;

• Prestar servicios o ejecutar obras asociadas a las diversas actividades de transmisión, transformación, operación y comunicación del SNT;

• Comercializar el excedente de capacidad del Sistema de Comunicación;

• Participar en la constitución y creación de empresas nacionales e internacionales de derecho público, privado o mixto y asociarse con las existentes; y

• Ejecutar cualquier otra actividad necesaria para su desarrollo, todo de conformidad con la ley de la materia.

Las funciones principales del CNDC son: • Realizar la programación y el despacho de los recursos disponibles • Operar de manera centralizada el SNT, atendiendo la demanda de energía eléctrica en

condiciones de máxima confiabilidad y calidad. • Realizar la operación del SIN, incluyendo las interconexiones internacionales, a un costo

mínimo en forma segura y confiable. • Coordinar la programación del mantenimiento preventivo y correctivo de las

instalaciones del SIN y de las Interconexiones Internacionales.


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• Acatar las resoluciones emitidas por el INE del Mercado Eléctrico Mayorista de Nicaragua (MEMN).

• Administrar el Mercado y calcular las Transacciones Comerciales que surgen por operaciones fuera de contratos, tanto de energía como de potencia y servicios auxiliares.

3.4 Ministerio De Hacienda y Crédito Público (MHCP)

El MHCP es el Órgano responsable de administrar las Finanzas Públicas; definir, supervisar y controlar la Política Tributaria; definir y planificar la Deuda Interna y Externa; administrar y supervisar la aplicación del Sistema Arancelario y Aduanero; formular el Anteproyecto de la Ley del Presupuesto General y proponerlo al Presidente de la República. Atender y resolver los reclamos de la Propiedad de acuerdo con las Leyes pertinentes. La Dirección General de Ingresos (DGI) y la Dirección General de Aduanas (DGA) son dos departamentos bajo el control del Ministerio. La DGI es responsable de la recaudación del impuesto sobre la renta, el impuesto al valor agregado, impuesto selectivo al consumo, los aranceles especiales del tabaco, el combustible, las cervezas y los licores. Los incentivos y beneficios fiscales establecidos en la Ley 532 para los proyectos de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables que desarrolla un ente privado, público o mixto, serán administrados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, previo aval del MEM. 3.5 Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA)

Las funciones principales de MARENA son las siguientes:

• Formular, proponer y dirigir las políticas nacionales del ambiente y —en coordinación con los Ministerios sectoriales respectivos— el uso sostenible de los recursos naturales.

• Formular normas de calidad ambiental y supervisar su cumplimiento. Administrar el sistema de evaluación de impactos ambientales. Garantizar la incorporación del análisis de impacto ambiental en los planes y programas de desarrollo municipal y sectorial.

• Controlar las actividades contaminantes y supervisar el registro nacional de sustancias físicas químicas que afecten o dañen el medio ambiente.

• Administrar el sistema de áreas protegidas del país, con sus respectivas zonas de amortiguamiento.

• Formular y proponer estrategias, políticas y normas para su creación y manejo. • Formular, proponer y dirigir la normación y regulación del uso sostenible de los recursos

naturales, y el monitoreo, control de calidad y uso adecuado de los mismos. • Coordinar con el Ministerio Agropecuario y Forestal (MAGFOR) la planificación sectorial

y las políticas de uso sostenible de los suelos agrícolas, ganaderos y forestales en todo en el territorio nacional.

• Coordinar con el Ministerio de Fomento, Industria y Comercio (MIFIC) la planificación sectorial y las políticas de uso sostenible de los recursos naturales del Estado, los que


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incluyen: minas y canteras; hidrocarburos y geotermia; las tierras estatales y los bosques que hay en ellas; los recursos pesqueros y acuícolas y las aguas.

• Supervisar el cumplimiento de los convenios y compromisos internacionales del país en el área ambiental. Coordinar con el Ministerio de Relaciones Exteriores los proyectos y programas internacionales de carácter ambiental, en lo referente a los intereses territoriales y fronterizos del Estado.

• Coordinar apoyo en la prevención y control de desastres, emergencias y contingencias ambientales y en la prevención de faltas y delitos contra el medio ambiente.

3.6 La Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL)

ENEL es una entidad del Estado de Nicaragua, adscrita al MEM, propietaria de plantas generadoras geotérmicas, hidroeléctrica, y térmicas de diferentes tipos y capacidad. Su política y planes y proyecciones lo determina el Mercado Eléctrico Nacional de acuerdo con la estrategia energética del Gobierno de Reconciliación y Unidad Nacional y del Ministerio de Energías y Minas.

• Generar, transmitir, distribuir y comercializar energía eléctrica.

• Comprar y vender energía eléctrica.

• Investigar las necesidades presentes y futuras de energía eléctrica.

• Investigar y explotar los recursos convencionales y no convencionales para la producción de energía eléctrica.

• Elaborar el Plan de Expansión de la Empresa para el corto, mediano y largo plazo.

• Cualquier otra actividad necesaria para su desarrollo.


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4 MARCO LEGAL


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4.1 Piezas Claves de la Legislación General

Se puede ver un listado completo de la legislación del sector eléctrico en la sección de anexos de la Guía del Inversionista general del MEM o su página web: www.mem.gob.ni, pestaña: Marco Legal. Las piezas claves de la legislación para el propósito de las inversiones en el sector de energía eléctrica y energía renovable son las siguientes: • Ley 127: Ley de inversiones extranjeras (1991): Permite la repatriación de la inversión

(exceptuando las pérdidas, si las hubiere) tres años después de que se ha cumplido la inversión, la repatriación total de utilidades, y en caso de confiscación o compra forzosa, garantiza "compensación adecuada y rápida". La inversión se debe registrar en el Comité de Inversión Extranjera (CIE) del Ministerio de Energías y Minas.

• Ley 217: Ley general del medio ambiente y los recursos naturales (1996): Establece las

reglas básicas para el uso de los recursos naturales y crea el principio de que cualquier actividad que pudiera tener un impacto ambiental debe obtener previamente un permiso ambiental del MARENA.

• Ley 261: Ley de municipios (1997) (incorpora Ley 40): otorga la competencia a las

autoridades locales para reglamentar el uso de la tierra y la zonificación en proyectos que involucren el uso de los recursos naturales incluyendo la construcción, mantenimiento y administración redes de distribución de energía eléctrica en sus áreas de jurisdicción.

• Ley 272: Ley de la industria eléctrica (1998): Contiene el marco jurídico general para la

industria eléctrica y establece la base jurídica para la privatización del sector. La ley establece las actividades de la industria eléctrica: la generación, la transmisión, la distribución, comercialización, la importación y exportación de energía.

• Ley 443: Ley de exploración y explotación de recursos geotérmicos (2002): establece un

procedimiento de licitación para otorgar derechos exclusivos a desarrolladores de campos geotérmicos para explorar áreas específicas de hasta 100 kilómetros cuadrados, y explotar áreas de hasta 20 kilómetros cuadrados a través de concesiones de hasta 25 años. Para mayores detalles, ver legislación específica de Geotermia, sección 4.2.

• Ley 467: Ley de promoción al sub-sector hidroeléctrico (2003): establece que un

inversionista puede desarrollar proyectos hidroeléctricos de hasta 5 MW y debe obtener un permiso de aprovechamiento de agua antes de solicitar una licencia de generación. Este permiso se otorga por un periodo de hasta 30 años. Para mayores detalles, ver legislación específica de Hidroelectricidad, sección 4.3.

• Ley 531: Reformas a la Ley 467 (2005): incrementa a 30 MW el techo para los proyectos

hidroeléctricos. Permite la exportación de energía solamente cuando la demanda interna está satisfecha. Reserva tres cuencas - Asturias, Apanás y Río Viejo - para ser explotadas en exclusiva por el Estado. Para proyectos mayores de 30 MW se requiere una Ley Especial adecuada para el proyecto y que requiere de la aprobación de la Asamblea Nacional.


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• Ley 532: Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables (2005): consolida los incentivos disponibles para fomentar las inversiones en generación eléctrica con fuentes renovables. Estos incluyen la exoneración de aranceles y de IVA para la importación de maquinaria y equipos; la exoneración por siete años del impuesto sobre la renta desde que entra en operación el proyecto; la exoneración parcial por un periodo de diez años de los impuestos municipales sobre las ventas y los activos; la exoneración por cinco años de los impuestos sobre los recursos naturales. Los contratos de venta de energía tendrán una duración mínima de diez años.

• Ley 554: Ley de estabilidad energética (2005): Exonera a las generadoras de pagar

impuestos sobre los lubricantes y los repuestos para sus plantas, y congela las tarifas para los consumidores pequeños cuyo consumo mensual sea menor de 150 kWh. Además, crea una indexación de las tarifas con ajustes mensuales para todos los otros consumidores.

• Ley 583: Ley creadora de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica, ENATREL (2007):

Crease la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica, ENATREL, como un Ente Descentralizado del Poder Ejecutivo con autonomía técnica y administrativa, entidad de servicio público y del dominio del Estado Nicaragüense, con personalidad jurídica y patrimonio propio, de duración indefinida y con plena capacidad para adquirir derechos y contraer obligaciones.

• Ley 612: Ley de Reforma y Adición a la Ley No. 290, Ley de Organización, Competencia y

Procedimientos del Poder Ejecutivo"(2007): Reforman los artículos 2, 11 y 12,14,18, 20,23 y 29. numeral 7 del artículo 49, adiciona el artículo 29 bis. Se transfieren al Ministerio Agropecuario y Forestal, las facultades, competencias y recursos otorgados a la Administración Forestal Estatal (ADFOREST), Créase el Ministerio de Energías y Minas, el Instituto Nicaragüense de la Juventud y el Instituto Nicaragüense de Deportes, el Instituto Nacional de Información de Desarrollo, el Instituto Nicaragüense de la Pesca y Acuicultura, adscriben al Ministerio de Energía y Minas, la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL), Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) y la Empresa Nicaragüense del Petróleo (PETRONIC); así mismo, dirige el funcionamiento y administración de las empresas del Estado que operan en el sector energético.

• Ley 627: Reformas y Adiciones A La Ley No. 554, "Ley de Estabilidad Energética" (2007):

Adiciona un párrafo al literal f) del artículo 4, reforma los artículos transitorios 10 y 11, se agrega precepto- articulo 13, se autoriza a las distribuidoras a abastecerse del Sistema Nacional Interconectado.

• Ley 620: Ley General de Aguas Nacionales (2007): Establecer el marco jurídico institucional

para la administración, conservación, desarrollo, uso, aprovechamiento sostenible, equitativo y preservación en cantidad y calidad de todos los recursos hídricos existentes en el país.

• Ley 695: Ley Especial para el Desarrollo del Proyecto Hidroeléctrico TUMARIN (2009): Tiene por objeto definir y establecer las bases y fundamentos jurídicos para normar y promover la realización, desarrollo, mecanismos, requisitos y procedimientos…() para la construcción de los embalses correspondientes, asi como para la construcción, operación y explotación de los recursos naturales en el proceso de contratación y ejecución del proyecto hidroeléctrico Tumarín.


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Decretos relevantes, según su orden cronológico:

• Decreto 24-1998: Reglamento de la ley de la industria eléctrica • Decreto 128-1999: Reformas al decreto 24-98 • Decreto 72-2003: Reglamentos de la Ley 467 • Decreto 12-2004: Política específica de apoyo al desarrollo de los recursos eólicos e

hidroeléctricos de filo de agua (derogado por Ley 532) • Decreto 13-2004: De establecimiento de la Política Energética Nacional • Decreto 41-2005: Reformas al decreto 42-98 • Decreto D-AN-5557: Aprobación del "Protocolo de Entendimiento entre las empresas

Distribuidoras de Electricidad del Norte, S.A. (DISNORTE), Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (DISSUR)

• Decreto DP-08-2009: Decreto de Reformas al Decreto No.42-98, Reglamento de la Ley No.272, Ley de la Industria Eléctrica.

Acuerdos Interministeriales:

• Acuerdo Interministerial: MHCP-MEM 01-2008, 2008. • Acuerdo Interministerial: MHCP-MEM 02-2008, 2008. • Acuerdo Interministerial: MHCP-MEM 04-2007, 2008. • Acuerdo Interministerial: 64-DGERR-23-2009

4.2 Legislación Geotermia

• Ley 443: Ley de Exploración y Explotación de Recurso Geotérmicos. Publicada en La

Gaceta, Diario Oficial No. 222 del 21 de noviembre de 2002. • Ley 594: Ley de Reforma a la Ley N°443, 2006. Publicada en La Gaceta, Diario Oficial

No. 173 del 5 de septiembre de 2006. • Ley 656: Ley de reformas a la Ley N1 443, Ley de Exploración y Explotación de

Recursos Geotérmicos. Publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 217 del 13 de noviembre de 2008

• Ley 714: Ley de Reforma a la Ley 443 de Exploración y Explotación de Recurso Geotérmicos. Publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 14 del 21 de enero de 2010.

• Decreto No. 79-2003: Declaración de Áreas para los Recursos Geotérmicos, 2003. Publicado en La Gaceta, Diario Oficial No, 220 del 19 de noviembre de 2003.

• Decreto No. 12-2006: Declaración de Área de Recursos Geotérmicos. Publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 42 del 28 de febrero de 2006.


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• Decreto No. 45-2010: Reglamento de la Ley de Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos. Publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 152 del 11 de agosto de 2010.

4.3 Legislación Hidroeléctrica

Con la legislación existente sólo se pueden desarrollar proyectos de un máximo de 30 MW de potencia. Proyectos más grandes requieren aprobación parlamentaria específica. La Ley de promoción al sub-sector hidroeléctrico (Ley No. 467), enmendada por la Ley No. 531, establece que para los proyectos hidroeléctricos con una potencia máxima de 30MW es obligatorio obtener un permiso de aprovechamiento de agua emitido por la ANA para explotar un recurso acuático en una cuenca específica. La licencia de aprovechamiento de agua se otorga por un periodo máximo de 30 años, con la posibilidad de una extensión, y es adicional al permiso ambiental que se requiere de MARENA, y a la licencia de generación que se requiere del MEM. La licencia de aprovechamiento de agua se debe obtener previamente el permiso ambiental y la licencia de generación. Cuando un proyecto hidroeléctrico causa afectaciones tales como inundaciones o deforestación, es necesario llevar a cabo medidas de mitigación para reforestar un área equivalente al área afectada por el proyecto. La Ley 531 establece que las cuencas de los ríos Asturias, Apanás y Río Viejo —donde están ubicadas las dos plantas hidroeléctricas principales del país— son de uso exclusivo del Estado para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos. 4.4 Legislación: Eólica, Biomasa y Solar

Los inversionistas que tienen interés en desarrollar energía eólica en sitios específicos deben obtener una licencia provisional del MEM. Actualmente estas licencias no dan exclusividad sobre el sitio. Los proyectos eólicos mayores de 1 MW requieren una licencia de generación del MEM para conectarse a la red de transmisión o a una red de distribución. Proyectos de 1MW o menos no necesitan esta licencia. A nivel nacional, existe actualmente un límite de 20MW de potencia de energía eólica que se permite conectar al sistema interconectado de transmisión. Es posible conectar proyectos con una capacidad mayor, siempre y cuando se presenten estudios que demuestren que la potencia adicional no creará inestabilidad en la red de transmisión o problemas en el manejo de la carga.


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5 LICENCIAS Y CONCESIONES


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Una de las tareas principales del MEM radica en proponer y evaluar la política del sub-sector Electricidad y Recursos Renovables; proponer y/o expedir, según sea el caso, la normatividad necesaria del sub-sector Electricidad; promover el desarrollo de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica. Esta última tarea mencionada, precisa al MEM a mantener un sistema activo, moderno y eficiente que permita a los interesados el realizar todos los trámites y solicitudes concernientes al ámbito del otorgamiento de licencias y concesiones de forma clara y fehaciente; de igual manera permitirá al MEM darle seguimiento a estas solicitudes en los tiempos establecidos de acuerdo con las Leyes, Reglamentos y Normativas vigentes en el país. En esta sección se detallarán los requisitos y procedimientos para el trámite, gestión y otorgamiento de las Licencias y Concesiones eléctricas. En Nicaragua, las licencias en temas eléctricos disponibles a otorgar son las siguientes:

• Licencia Provisional. Otorga al titular de Licencia a realizar los estudios, mediciones y sondeos de un proyecto que utilicen recursos naturales, exceptuando los estudios en el ámbito geotermia ya que para esta existe todo un procedimiento en base a la Ley especial para estudios y exploración de recursos geotérmicos, por lo cual, este tema se definirá una sección aparte. Cabe señalar que el otorgamiento de una Licencia Provisional, no otorga al dueño de la licencia el derecho exclusivo sobre el proyecto en sí por lo que para un mismo estudio o proyecto se puede otorgar más de una Licencia Provisional.

• Licencia de Generación Eléctrica. Otorga al dueño de la licencia la autorización para instalar y producir energía eléctrica mediante el aprovechamiento y transformación de cualquier fuente energética, incluyendo la Geotérmica.

• Licencia de Transmisión Eléctrica. Esta licencia autoriza al Titular de Licencia a

desarrollar la actividad de transmisión con las obras e instalaciones de transmisión. En Nicaragua la actividad de transmisión está a cargo de la empresa estatal ENATREL.

• Concesión de Distribución Eléctrica y comercialización de energía, otorga al

Concesionario el derecho exclusivo a desarrollar la actividad de distribución en un área geográfica determinada, identificada en la correspondiente Concesión, y la obligación de suministrar energía a los clientes y a los grandes consumidores que lo requieran. Las concesiones de Distribución pueden ser otorgadas por un plazo de hasta de 30 años, prorrogables. Cabe señalar que en la actualidad, en Nicaragua, más del 60% de las zonas pobladas están bajo el régimen concesionario de los distribuidores DISNORTE-DISSUR, pertenecientes al grupo de la transnacional española Unión Fenosa.


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5.1 ¿Cómo aplicar a una solicitud de Licencia o Concesión?

La Ley de la Industria Eléctrica Nicaragüense establece que los agentes económicos calificados, ya sean nacionales o extranjeros, para realizar las actividades de la industria eléctrica, requerirán de Concesión o Licencia debidamente otorgada por el MEM y estar domiciliados en el país. Tendrán así mismo iguales derechos y obligaciones y estarán sujetos a las disposiciones de la presente Ley y demás disposiciones legales correspondientes. Para poder participar de cualquiera de los privilegios y obligaciones descritas anteriormente, el MEM cuenta con un formulario para cada tipo de tipo de solicitud el cual está a disposición de los interesados en la página web del MEM, en la dirección: www.mem.gob.ni en la sección destinada a la Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables/ Licencias y Concesiones.

Cabe señalar que toda la información debe ser presentada en el idioma español. Cualquier documento que no esté en el idioma español debe ser traducido a este idioma. La documentación de la solicitud debe ser sometida en un original y tres copias. De igual forma, el proceso de otorgamiento de una Licencia o Concesión se define de forma particular en la sección de anexos de esta guía o en la dirección web antes mencionada.


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6 DIRECTORIO


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MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MEM) Nombre: Ing. Emilio Rappaccioli B. Cargo: Ministro Dirección: Del Hospital Bautista 1c. Oeste 120 vrs. Norte Teléfono: PBX: (505) 22809500 Telefax (directo): (505) 22224629 Email: [email protected] Sitio Web: www.mem.gob.ni Nombre: Lic. Raúl Iván Cortés Sánchez Cargo: Director General de Electricidad y Recursos Renovables Dirección: Del Hospital Bautista 1c. Oeste 120 vrs. Norte Teléfono: PBX: (505) 22809500 Telefax (directo): (505) 22809540 Email: [email protected] Sitio Web: www.mem.gob.ni INSTITUTO NICARAGÜENSE DE ENERGÍA (INE) Nombre: Ing. David Castillo Cargo: Presidente Junta Directiva Dirección: Edificio Petronic, 6° Piso. A.P. 3326 Teléfono: (505) 22282058 Fax: (505) 22227052 Email: [email protected] Sitio Web: www.ine.gob.ni Nombre: Dra. Mariela Cerrato Cargo: Directora General de Electricidad Dirección: Edificio Petronic, 6° Piso. A.P. 3326 Teléfono: PBX: (505) 22282057 Telefax (directo): (505) 22224864 Email: [email protected] Sitio Web: www.ine.gob.ni

EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA (ENATREL) Nombre: Ing. Salvador Mansell Castrillo Cargo: Presidente Ejecutivo Dirección: ENATREL/ENEL Central, Pista Juan Pablo II y Avenida Bolívar Teléfono: (505) 22674347 Fax: (505) 22672683 Email: [email protected] Sitio Web: www.enatrel.com CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC) Nombre: Rodolfo López Cargo: Gerente Dirección: De la Embajada de Finlandia 500 mts. al Sur Teléfono: PBX: (505) 22760501 Telefax (directo): (505) 22760484 Email: [email protected] Sitio Web: www.cndc.org.ni MINISTERIO DEL AMBIENTE Y RECURSOS NATURALES (MARENA) Nombre: Lic. Juana Argeñal Cargo: Ministra Dirección: Km 14 Carretera Norte Teléfono: PBX: (505) 22632620 Telefax (directo): (505) 22631273 Email: [email protected] Sitio Web: www.marena.gob.ni Nombre: Lic. Hilda Espinoza Cargo: Directora General de Calidad Ambiental Dirección: Km 14 Carretera Norte Teléfono: (505) 22632599 Fax: (505) 22632599 Email: [email protected] Sitio Web: www.marena.gob.ni


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OFICINA NACIONAL DE DESARROLLO LIMPIO (ONDL) Nombre: Dr. Bernardo Torres Cargo: Director Dirección: Km 12 ½ C. Norte. A.P. 5123. Managua, Nicaragua Teléfono: (505) 22331868 Fax: (505) 22632596 Email: [email protected] Sitio Web: www.marena.gob.ni MINISTERIO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO (MHCP) Nombre: Lic. Xiomara Gutiérrez Cargo: Jefe Departamento de Exoneraciones Dirección: DGI Central, Costado Norte Nueva Catedral de Managua Teléfono: (505) 22787083 Fax: (505) 22787083 Email: [email protected] Sitio Web: www.dgi.gob.ni DIRECCIÓN GENERAL DE ADUANAS (DGA) Nombre: Lic. Eddy Medrano Soto Cargo: Director General Dirección: Km 4 ½ Carretera Norte, frente a la Coca Cola. Managua, Nicaragua Teléfono: (505) 2493120 ext.124 Fax: (505) 2496912 Email: [email protected] Sitio Web: www.dga.gob.ni

MINISTERIO DE FOMENTO, INDUSTRIA Y COMERCIO (MIFIC) Nombre: Lic. Lorena Alemán Cerda Cargo: Directora de Políticas y Fomento de Inversiones y Exportaciones Dirección: Km 6 ½ Carretera a Masaya Teléfono: 22670161 Fax: 22670041 Email: [email protected] Sitio Web: www.mific.gob.ni Nombre: Maria Amanda del Carme Cargo: Coordinadora General UGA. UTED-AGUA Dirección: Km.6 Carretera a Masaya, Frente al Camino de Oriente Teléfono: PBX: (505): (505) 22670161 TeleFax (directo): (505) 22670437 Email: [email protected] Sitio Web: www.mific.gob.ni DIRECCIÓN GENERAL DE INGRESOS (DGI) Nombre: Lic. Walter Porras Amador Cargo: Director General de Ingresos Dirección: Costado Norte Nueva Catedral de Managua Teléfono: (505) 2786931/ 2786917 Fax: (505) 2786917 Email: [email protected] Sitio Web: www.dgi.gob.ni AUTORIDAD NACIONAL DE AGUAS (ANA)* Nombre Cargo Dirección Teléfono Fax Email: Sitio Web: *En proceso de formalización


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ANEXO 1. REQUISITOS DE SOLICITUD DE LICENCIA Y CONCESIONES

I. DOCUMENTACIÓN COMÚN EN LOS TRÁMITES DE LICENCIAS Y CONCESIONES.

1. DOCUMENTACIÓN EN GENERAL La Documentación General para estas solicitudes, es el común denominador entre todas ellas. La información requerida es la que describe a continuación:

1.1 Nombre del Proyecto.

1.2 Documentación Legal. Documentación legal que acredite la constitución de la Empresa e inscrita en el Registro Mercantil. Que acredite la Personería Jurídica del Apoderado o Representante. En caso de presentar copia, la misma deberá estar autenticada.

1.3 Anexos. Para cada solicitud en particular, se especificarán los correspondientes anexos: a) Anexo de Equipamiento.

b) Anexo de Obras.

a) Anexo Ambiental.

b) Anexo Tarifario de Peaje aplicable solo para las Licencias de Transmisión.

c) Anexo Tarifario aplicable para Concesión de Distribución

d) Anexo de Manejo de Aguas aplicable solo para Licencias de Generación Hidroeléctricas.

1.4 Permisos. Permiso ambiental otorgado por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA). Para el caso específico de la Licencia Provisional, se requerirá la Constancia del MARENA autorizando la realización de los estudios. Si el proyecto se desarrollase en el sector del Atlántico Nicaragüense, se requerirá la documentación de Gestión del Proyecto ante la Municipalidad correspondiente.

1.5 Depósitos y Pagos.

a) Depósito de Costas de C$ 1,000.00 (Un mil córdobas), a la orden del Ministerio de Energía y Minas el que podrá ser enterado en la caja de este Ministerio. Será recibido una vez cumplidos todos los requisitos de conformidad con lo establecido por el Ministerio de Energía y Minas.

b) Derecho de Otorgamiento. Un décimo del uno por ciento (0.1 del 1%) del valor de la inversión

establecido en el Anexo de Obras, pagados en caja de Ministerio de Energía y Minas.

1.6 Llenar el formulario correspondiente. Los formularios respectivos están disponibles en formato PDF editable en página web del Ministerio de Energía y Minas, en la sección destinada a Licencias y Concesiones Eléctricas: http://www.mem.gob.ni.


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2. ANEXO DE OBRAS Cada anexo de obras solicitado tiene por objeto el describir de forma específica los aspectos relativos a las obras, trabajos o estudios a realizar, según sea el trámite. La información requerida en el anexo de obras es la siguiente:

2.1 Información Básica.

c) Descripción General del Proyecto.

d) Antecedentes. Documentación que acrediten la capacidad técnica y experiencia de la Empresa en el

tipo de obras.

2.2 Cronograma de Trabajos.

2.3 Cronograma de Inversión. Se deberán presentar los costos asociados a cada una de las actividades a ser realizadas; cuadro mostrando la descripción de las actividades, unidad, cantidad, costo unitario, sub-total de cada actividad y costo total de las obras civiles y de las obras electromecánicas. Para el caso de la Licencia Provisional, se requerirán los costos asociados a cada una de las actividades del estudio a ser realizadas y Costo Total.

2.4 Documentación Financiera. Esta documentación es de mucha importancia que permite acreditar la capacidad financiera de la Empresa para realizar las obras. Por lo tanto, se deberá presentar:

a) Estados Financieros de los últimos tres (3) años, como mínimo, debidamente auditados.

b) Modalidad de Financiamiento.

2.5 Informes. Esta información tiene por objetivo el conocer el avance de Obras y/o estudios. La Periodicidad de los Informes no debe ser mayor a tres meses. El MEM definirá el detalle y las características en cada Informe de Avance así como requerir de informes especiales según sea el caso.

II. DOCUMENTACIÓN PARTICULAR PARA CADA TRÁMITE DE LICENCIAS O CONCESIONES. A continuación se detallará para cada solicitud en particular la documentación correspondiente al Ambiental y Equipamiento así como otra información de carácter específico.

1. ANEXO AMBIENTAL La administración de todos los temas de índole ambiental está a cargo del Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales (MARENA). Conociendo las necesidades y problemas actuales no solo del país sino del mundo entero, el énfasis en los temas de aspectos ambientales son de mucha importancia para Nicaragua por lo que se le sugiere al lector de este documento, el visitar la Guía del Inversionista Ambiental de Nicaragua. Así mismo el MEM cuenta con una dirección destinada a dar asistencia a los temas de aspecto ambiental. Dicha organización es conocida como UGA (Unidad de Gestión Ambiental) la cual es la experta en temas de esta naturaleza. Para las licencias y concesiones se detalla a continuación los siguientes requisitos ambientales:


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1.1 Para la Licencia de Generación y Transmisión, estudio de Impacto Ambiental o Valoración Ambiental aprobado y Permiso Ambiental o Autorización Ambiental expedido por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA) o cuando corresponda, de acuerdo al Sistema de Evaluación Ambiental, por la Secretaria Regional de Recursos Naturales y Medio Ambiente (SERENA) del Consejo Regional correspondiente.

1.2 Para la Licencia Provisional, presentar Carta de autorización para realizar estudios en el sitio del proyecto, emitida por la Dirección General de Calidad del Ministerio de Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), así como los compromisos y obligaciones ambientales que estén contenidas en dicha carta y para estos casos las autoridades antes citadas sugieran y que deberán ser de estricto cumplimiento.

1.3 Para la Concesión de Distribución, Valoración ambiental aprobada y Autorización Ambiental emitida por el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA) o por la Secretaría de Recursos Naturales y Medio Ambiente (SERENA) del Consejo Regional correspondiente.

1.4 Para cualquiera de las licencias o solicitud de Concesión, se requieren los compromisos asumidos de

monitoreo ambiental, de existir, que surgen de la aprobación del estudio de parte de MARENA o por la SERENA del Consejo Regional correspondiente.

1.5 Para cualquiera de las licencias o solicitud de Concesión, cláusula indicando la obligación de presentar, cuando corresponda, planes de protección del medio ambiente, firmada por el Representante Legal de la Empresa.

1.6 Para cualquiera de las licencias o solicitud de Concesión, cláusula indicando el compromiso de demostrar el cumplimiento de las normas vigentes de protección del medio ambiente y ecosistema, firmada por el Representante Legal de la Empresa.

2 ANEXOS DE EQUIPAMIENTO Durante el proceso de otorgamiento de cada una de las diferentes solicitudes de licencias y concesiones, será necesario el cumplimiento de información de carácter técnico. Para niveles de detalle se requerirá leer el formulario vigente, le cual está publicado en la página web antes descrita.

2.1 ANEXO DE EQUIPAMIENTO LICENCIA PROVISIONAL. 2.1.1 Documentación de la Empresa que acrediten que cuenta con capacidad técnica y experiencia en el tipo

de actividad involucrada. 2.1.2 Carta compromiso firmada por el Representante de la Empresa, indicando la obligación de presentar los

estudios de impacto de la conexión al sistema de transmisión para su conexión a la red y habilitación como agente.

2.1.3 Para generación Hidroeléctrica.

a) Descripción de la localización geográfica de cada área en que se requiere hacer los estudios.

b) Ubicación y descripción del recurso solicitado.

c) Delimitación geográfica del recurso natural a utilizar.


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d) Identificación de la (s) cuenca (s). 2.2 ANEXO DE EQUIPAMIENTO LICENCIA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA. 2.2.1 Documentación de la Empresa que acrediten que cuenta con capacidad técnica y experiencia en el tipo

de actividad involucrada.

2.2.2 Carta compromiso firmada por el Representante de la Empresa, indicando la obligación de presentar los estudios de impacto de la conexión al sistema de transmisión para su conexión a la red y habilitación como agente.

2.2.3 Características de la Planta. 2.2.4 Otra Información.

a) Plano de la Planta en mapa y los servicios anexos complementarios.

b) Localización de la Planta en mapa escala 1:50,000, delimitación del área geográfica. Identificación de la localidad (Comarca, Municipio, Departamento).

c) Sistemas de Seguridad: Sistema de señalización luminosa de las torres, sistema contra incendios.

d) Datos adicionales específicos a las características del tipo de obra de la generación involucrada.

e) Solicitud de servidumbre. Indicar delimitación de las áreas y motivo.

2.2.5 Información adicional para proyectos Hidroeléctricos.

Los proyectos de generación basados en fuentes hidroeléctricas requerirán completar la siguiente información:

a) Planes de Explotación del Recurso.

b) Estudio de Factibilidad del Proyecto.

c) Descripción del embalse (presas de regulación), curvas de área y capacidad del embalse, estadísticas

de evaporación, plano del embalse.

d) Descripción del tipo de presa (plano y detalles).

e) Sistemas de Evacuación: vertedero, descarga de fondo, diques fusibles (si es el caso), incluir tipo,

características, curva de capacidad de evacuación y planos correspondientes.

f) Normas y Criterios de Construcción.

g) Normas de Seguimiento de Seguridad de la Obra durante la etapa de

construcción.

Manual de Seguridad de Presas: programa de auscultación y seguridad de presas a partir de la finalización de la

etapa de construcción.

2.2.6 Equipo de Transformación.

2.2.7 Disyuntores (interruptores de Potencia).

2.2.8 Generadores.

2.2.9 Número de unidades generadoras y agrupamiento en GGD.

2.2.10 Sistema de regulación automática del voltaje.

2.2.11 Sistema de regulación automática de Velocidad.


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2.2.12 Subestaciones.

2.2.13 Dispositivos de recierre de la línea de Transmisión.

2.2.14 Equipos de compensación de reactivos.

2.2.15 Sistemas de Protección (Relevadores).

2.2.16 Anexo de aguas, adicional para Licencias de Generación Hidroeléctricas. Cuando haya más de una planta de distinta propiedad en el mismo río, incluir Manual con las Normas para la Coordinación entre los distintos propietarios de los compromisos que surgen de las Normas por Requisitos Ambientales y Otros Usos del Agua.

2.3 ANEXO DE EQUIPAMIENTO LICENCIA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA. 2.3.1 Documentación de la Empresa que acrediten que cuenta con capacidad técnica y experiencia en el tipo

de actividad involucrada. 2.3.2 Carta compromiso firmada por el Representante de la Empresa, indicando la obligación de presentar los


2.3.3 Descripción del Sistema.

2.3.4 Otra Información. 2.3.5 Equipo de Transformación.

2.3.6 Disyuntores (interruptores de Potencia.)

2.3.7 Subestaciones.

2.3.8 Dispositivos de recierre de la línea de Transmisión.



2.3.11 Descripción de las Torres.

2.3.12 Características del equipamiento de control. 2.3.13 Descripción del sistema de protecciones.

2.3.14 Programas de mantenimiento característico por equipamiento e índices de disponibilidad forzada

prevista.

2.3.15 Garantías de Fabricantes y Contratistas.

2.3.16 Anexo Tarifario.

• Pliego Tarifario Inicial a Aplicar al entrar en vigencia el Contrato. Dichos pliegos y los procedimientos para el recálculo tarifario y actualizaciones resultarán de lo establecido en las Normativas de Tarifas y Transporte respectivamente. Dicho pliego incluirá en particular las tarifas de peaje por el uso de terceros de la red.

• Metodología para el Recálculo y Ajuste Tarifario. Podrá referenciar la metodología establecida en la Normativa respectiva.

• Información de características tarifarias especiales de la Licencia, adicionalmente a lo ya establecido en la

Normativa específica.


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2.4 ANEXO DE EQUIPAMIENTO CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.

2.4.1 Documentación de la Empresa que acrediten que cuenta con capacidad técnica y experiencia en el tipo de actividad involucrada.

2.4.2 Carta compromiso firmada por el Representante de la Empresa, indicando la obligación de presentar los


2.4.3 Descripción de las características técnicas de las instalaciones existentes (encaso de nueva Concesión de Distribución).

2.4.4 Descripción del sistema.

2.4.5 Otra Información. Información de carácter general para Concesiones de Distribución.

a) Delimitación de la red. Identificación de los puntos en que se conecta con redes de terceros (de

distribución o transmisión), equipamiento de generación conectada a la red de distribución.

b) Plano de la red de distribución.

c) Plano de las subestaciones.

d) Datos adicionales específicos a las características del tipo de las instalaciones de distribución involucrada, si es el caso.

e) Solicitud de servidumbre. Indicar delimitación de las áreas y motivo. 2.4.6 Proyecciones de consumo, demanda de potencia, características de curva de carga y número de

clientes por categoría tarifaria para los primeros cinco (5) años.

2.4.7 Disyuntores (interruptores de Potencia.)

2.4.8 Pararrayos

2.4.9 Dispositivo de Maniobra.



2.4.12 Características de las estructuras.

2.4.13 Características del equipamiento de control de tensión.

2.4.14 Descripción del sistema de protecciones.

2.4.15 Programas de mantenimiento característico por equipamiento e índices de disponibilidad forzada

previsto.

2.4.16 Garantías de fabricantes y contratistas.

2.4.17 Anexo Tarifario.

• Pliego Tarifario inicial a aplicar a la entrada en vigencia del contrato. Dichos pliegos así como los

procedimientos para el recálculo tarifario y actualizaciones, resultarán de lo establecido en la Normativa

Tarifaria y Normativa de Transporte, respectivamente. Dicho pliego incluirá en particular las tarifas de

peaje por el uso por terceros de la red.


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• Metodología para el recálculo y ajuste tarifario. Podrá referenciar la metodología establecida en la

Normativa respectiva.

• Información de características tarifarias especiales de la Licencia, adicionalmente a lo ya establecido en la Normativa específica.

III. OTORGAMIENTO DE LICENCIAS Y/O CONCESIONES. Durante el proceso de otorgamiento de una licencia o concesión, el MEM deberá verificar que el formulario de Solicitud, así como toda la información requerida, esté completa, conforme a lo establecido en las Normativas vigentes. Flujo gramas de Otorgamiento. A continuación se puntualiza de forma detallada el proceso de otorgamiento para las licencias y concesiones, a través de los respectivos flujo gramas.


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Flujo grama de otorgamiento para Licencias Provisionales.


[59] -

Flujo grama de Otorgamiento para Licencias de Generación


[60] -

Flujo grama de otorgamiento para Licencias de Transmisión.


[61] -

Flujo grama de otorgamiento para Concesiones de Distribución.


[62] -

guia del inversionista -...

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