alianza para centroamérica en colaboración con...

2

Publicado por Alianza para Centroamérica en colaboración con Fundación Friedrich Naumann para la Libertad Proyecto Centroamérica Cerrada de la Cerca No. 82, Col. San Ángel Inn Del. Álvaro Obregón, C.P. 01060 Ciudad de México

3

La Rutahacia la Integración

Mercados Eléctricos

CentroaméricayMéxico

de los

de

Carmen Urízar HernándezActualmente es Directora del Energy & Infrastructure Analysis Center (EIA) de la firma consultora en temas de energía e infraestructura Estrategias de Inversión, S.A. Carmen Urízar fue Ministra de Energía y Minas y Presidente de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) en Guatemala. Impulsora de la Política Energética de Guatemala en el 2007, con la cual se logró transformar la matriz eléctrica del país y llevar los precios de la electricidad a niveles competitivos para el país.

5

Introducción

El presente documento tiene por objetivo realizar un diagnóstico de los mercados eléctricos de México y los seis países que conforman el Istmo Centroamericano, a partir de 1993, año en que iniciaron las reformas en la mayoría de éstos. El estudio revisa los marcos jurídicos desarrollados para el funcionamiento de los mercados eléctricos y la institucionalidad adoptada. Asimismo analiza el Mercado Eléctrico Regional (MER).

Se estudiaron las medidas de política energética adoptadas en los distintos países para dar respuesta a importantes desafíos, como p. ej. el aumento de los precios del petróleo en los mercados internacionales que impactó fuertemente en las facturas y balanzas comerciales por ser altamente dependientes de dichos recursos. El cambio climático es un reto que ha puesto en riesgo la disponibilidad de los recursos hídricos. Hay también una fuerte presión en las agendas internacionales por disminuir las emisiones de carbono mediante la reducción de las fuentes contaminantes. En consecuencia, se han buscado soluciones mediante el uso de los recursos renovables con los que cuenta la región (recurso hídrico, biomasa, sol y viento, pero particularmente la geotermia). La disponibilidad de ésta última en la región es privilegiada, pero poco explotada, por lo que representa un gran potencial por las características de energía base que posee.

Otro elemento revisado fueron los aspectos técnicos relacionados con el nivel de cobertura, la composición de la matriz eléctrica, el uso de los recursos renovables y no renovables dentro de la misma, los precios obtenidos como consecuencia de los procesos productivos de los países, así como la cobertura y calidad del servicio con que cuentan sus habitantes.

En el caso de México fue analizada la reciente reforma del mercado energético, con énfasis en el sector eléctrico y la interconexión con Guatemala. Desde 2010 existe un intercambio de electricidad que, considerando la entrada en funcionamiento de la línea del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de Centroamérica (SIEPAC) y la operación del MER, alberga un gran potencial para la región.

México

La necesidad de una reforma del sector energético en México se había planteado desde 19921. Sin embargo, las presiones políticas y las restricciones de carácter presupuestario habían frenado la implementación de los cambios. Los intentos de reforma eléctrica en 1999 y energética en 2003 no prosperaron. La reforma del sector de la energía de 2008 fue claramente insuficiente y sus resultados limitados, ya que no generó cambios a los artículos 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos que definen la propiedad de los hidrocarburos y las posibilidades de participación privada en el sector energético. El Pacto por México, firmado el 2 de diciembre de 2012, permitió equilibrar las presiones políticas para fijar las bases de nuevas formas de participación de la inversión privada en todos los ámbitos del sector energético.

Esto permitió que en 2014 durante el Gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto se aprobara la reforma energética que rompería con un modelo monopólico de instituciones verticalmente integradas como PEMEX (hidrocarburos) y la Comisión Federal de Electricidad CFE (electricidad) como prestadores de los servicios y, a su vez, rectores en los sectores de su competencia.1 En ese año se hicieron reformas legales en el sector eléctrico mediante las cuales se permitió la participación privada en algunas modalidades de generación.

6

El nuevo marco regulatorio incorporó nuevos estándares internacionales, considerando profundas modificaciones en los temas de transparencia y rendición de cuentas. Además, la prestación del servicio se separó claramente de las funciones del establecimiento de política pública y regulación en instancias independientes.

Por otro lado, el marco jurídico tomó en cuenta los desafíos a enfrentarse: la nueva competencia y las tecnologías; el alto nivel de inversión en infraestructura de comunicación, servicios y educación especializada; el cumplimiento de la nueva normativa regulatoria; las nuevas cadenas de suministro según estándares internacionales; el desarrollo de un enfoque de sostenibilidad y medioambiente; así como el manejo adecuado de nuevos procesos de licitación, entre otros.

El mercado eléctrico Mexicano es 5 veces mayor que el mercado eléctrico Centroamericano en términos de generación de energía eléctrica y 4 veces mayor en términos de potencia instalada.

Previo a la reforma, la industria eléctrica en México se conformaba por las actividades de generación, control operativo, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. Además, salvo algunos esquemas de participación privada en generación de energía eléctrica, toda la industria era operada por la CFE que tenía el monopolio estatal en el sector2.

Con la reforma se establece un esquema de generación que abre el mercado a la competencia. A la vez, se crean tres mercados distintos para la compra de electricidad, siendo estos el mercado mayorista, el mercado “spot” y el mercado de subastas. También se hace una distinción de los usuarios, diferenciándolos como usuarios calificados o usuarios de suministro básico.

Este trascendental cambio representa nuevas inversiones, la diversificación de las fuentes energéticas, una mayor eficiencia, una disminución de costos, mejoras del medio ambiente, nuevos empleos, tarifas más bajas, la modernización de los centros de generación, trasmisión y distribución, beneficios para todos los sectores (agrícola, doméstico, comercial, industrial, servicios) y, en general, mayor dinamismo para la economía.

2 En 2009 fue disuelta por inviabilidad económica la empresa estatal Luz y Fuerza del Centro, LFC, que operaba fundamentalmente en actividades de distribución de electricidad en el centro del país.

7

Figura 1. El Sector Eléctrico en México antes y después de la reforma

Fuente: Elaboración propia con datos de Prospectiva del Sector Eléctrico 2015-2029. Secretaría de Energía. SENER. 2015

La reestructuración del sector eléctrico se materializó en algunos aspectos de relevancia: 1) la creación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) que es el ente encargado de la administración y operación del sistema; 2) la emisión de las reglas del mercado y 3) el establecimiento de los primeros modelos de contrato, con lo que la operatividad del mercado queda garantizada. Se emite la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que define que la transmisión y la distribución son servicios universales y regula las tarifas de estos servicios. A finales de 2014 se emiten los reglamentos de la nueva ley y para finales de 2015 el marco institucional había quedado reestructurado.

Con las acciones que adopta el Gobierno Mexicano queda delineado que el futuro energético de México tomará en consideración primordialmente los aspectos ambientales. En este sentido, el Gobierno de México se compromete a que en los próximos años la matriz deba ser diversificada de mejor forma, con la inclusión de energías más limpias y eficientes que causen el menor impacto posible y permitan el abastecimiento. Para ello, se emiten los nuevos lineamientos para la incorporación de energías limpias, estableciendo los requisitos necesarios para las compañías de energía limpia (CELs), así como los criterios para las solicitudes de interconexión. La Figura 2 muestra con detalle el proceso de transformación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Centrales CFE

Productor Independiente

Autoabastecimiento y Cogeneración

Pequeña Producción

Control operativo del SEN

Comercial

Residencial

Industrial

Servicios CFE

PEMEX

Privados

Mercado eléctrico mayorista

Spot

Subastas

Suministradoresde

usuarioscalificados

Suministradoresde

últimorecurso

Suministradoresde

servciosbsicos

Usuarios calificados

Usuariosde

suministrobásico

Sector Eléctrico Pre-Reforma Sector Eléctrico Post-Reforma

8

Figura 2. Proceso de Transformación del Sector Eléctrico en México


Marco Legal y Regulatorio

La parte toral de la nueva estructura del mercado eléctrico mexicano es la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) que regula los temas de planeación y control del SEN, así como los servicios e infraestructura de transmisión y distribución. El marco jurídico crea una dinámica de competencia para las actividades de generación, conservando la CFE el control de la transmisión y distribución y permitiendo al Estado la asociación con entidades privadas para temas de infraestructura.

Los principales objetivos de la LIE son los siguientes: (i) la promoción del desarrollo sustentable del mercado eléctrico, (ii) garantizar el acceso universal a la electricidad, (iii) el incremento de las inversiones en energía limpia, (iv) la reducción de emisiones contaminantes, (v) otorgar el acceso abierto a la red de transmisión nacional y redes de distribución, (vi) respeto a la nueva estructura legal y regulatoria y (vii) el apoyo al nuevo marco institucional. Con el nuevo marco jurídico se modificó la estructura legal y regulatoria del SEN.

Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Tarifas Reguladas

Servicio Universal

CENACEMercado Eléctrico

Programa de Desarrollodel SEN

Requisitos CFLs

Solicitudes de interconexión

Geotermia Licitaciones

2014 2015

SENER

CRE CENACE

Decreto Creación Modelos de Contrato Resolución

Primeras Reglas del Mercado Reglas

Operación de MercadoEléctrico Declaratorio

Programa

Transmisión yDistribución

Industria Eléctrica

Energías Limpias

Resolución

Creación Fondos

ReglamentoReglamento de la LIE

ResoluciónImportaciónTemporal

Resolución

ResoluciónTérminos deseparación CFE

Lineamientos Energías Limpias Resolución Subastas para

Suministro Básico Operación

Nuevos Criterios

Ronda 0 Adjudicación CFE

9

Reglas del Mercado Eléctrico

Lineamientos para la emisión deCertificados de Energías Limpias

Lineamientos para la interconexión

Tarifas y Normas

Artículo 25, párrafo cuarto Artículo 27, párrafo sexto Artículo 28, párrafo cuarto

Transitorios: Tercero Décimo, Inciso c) Décimo Primero Décimo Segundo Décimo Tercero Décimo Sexto, Inciso b) Décimo Séptimo Décimo Octavo Vigésimo

Reglamento de la Ley de laIndustria Eléctrica

Reglamento de la Ley de EnergíaGeotérmica

Reglamento de la Ley de laComisión Federal de Electricidad

Reglamento Interior de laSecretaria de Energía

Ley de la Industria EléctricaLey de Energía GeotérmicaLey de la Comisión Federal de Electricidad Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia EnergéticaModificaciones: Ley Orgánica de la Administración Pública Ley Federal de las Entidades ParaestatalesLey de Adquisición, Arrendamientos y Servicios Ley de Obras Públicas y Servicios RelacionadosLey de Aguas Nacionales

La NuevaIndustriaEléctrica

Administrativo

Reglamentos(31 de octubre

de 2014)

Legislativo(11 de agosto

de 2014)

Constitucional(20 de diciembre

de 2013)

Figura 3. Marco Legal del Mercado Eléctrico en México

Fuente: Elaborración propia con datos de Prospectiva del Sector Eléctrico 2015-2029. Secretaría de Energía. SENER. 2015

Marco Institucional

El marco institucional se encuentra conformado por las siguientes instituciones: (i) Secretaría de Energía (SENER), (ii) Comisión Reguladora de Energía (CRE), (iii) Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y (iv) Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La Secretaría de Energía (SENER) es el ente encargado de diseñar la política energética. Sus atribuciones incluyen dirigir el proceso de planificación, elaborar y publicar anualmente un informe detallado sobre el desempeño del sector, así como diseñar el Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN), entre otras.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENASE) es un organismo público descentralizado que nació con el nuevo marco legal (LIE), cuya misión consiste en actuar como operador independiente, garantizando que la electricidad tenga precios competitivos y que el servicio sea de calidad. El CENASE es el operador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Sus principales atribuciones consisten en la celebración de contratos con particulares, en administrar los derechos financieros de transmisión, así como en proponer programas de ampliación y modernización para las redes de transmisión y distribución.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) fue reestructurada, pasó de ser un organismo público descentralizado a una empresa productiva del Estado bajo un régimen competitivo. Puede participar en las distintas actividades del mercado, pero sigue siendo el suministrador

10

para usuarios residenciales, medianos y pequeños bajo el esquema de tarifas. A su vez, la reforma estableció un Consejo de Administración presidido por el Secretario de Energía, responsable de todas las actividades de la CFE. La Figura 4 presenta la estructura del marco institucional del subsector eléctrico mexicano.

Figura 4. Marco Institucional del Subsector Eléctrico en México


La Comisión Reguladora de Energía (CRE) actúa como órgano descentralizado de la SENER, cuenta con autonomía técnica y operativa y tiene por misión regular las actividades de las industrias de gas natural y electricidad. Una de sus importantes atribuciones consiste en garantizar que las licitaciones, los contratos y los permisos se consumen con la mayor transparencia. Asimismo, la CRE otorga y revoca permisos para las actividades de generación privadas, aprueba los instrumentos de regulación y las metodologías utilizadas por la CFE relacionadas a los permisionarios y elabora modelos para los convenios y contratos a celebrarse con la CFE.

Dinámica del Mercado

La reforma se justificó por la necesidad del país de atraer nuevas inversiones que pudieran ampliar el sector energético a la velocidad que el mercado exige y que permitieran ofrecer a la población acceso a electricidad más barata, eficiente y de calidad. A su vez, el nuevo modelo favoreció a los sectores industriales y comerciales, ya que la disminución en los precios de la electricidad les permite producir siendo competitivos. Con los cambios se han logrado nuevos proyectos de infraestructura, como p. ej. la ampliación de gasoductos, la reconversión del parque anterior o la construcción de nuevas centrales generadoras. Asimismo, la reforma permitió la apertura de un nuevo MEM que inició operaciones en Enero de 2016.

Demás Órganos Reguladores

CENACE

CENAGAS

CRE SENER

Coordinar lasacciones de:

Diseño de la política

energética y la planeación del

SEN

Coordinación de la

evaluación del desempeño del

CENACE y el Mercado Eléctrico

Mayorista

Coordinación y supervisión en

la transformación

de la CFE en empresa

productiva del Estado

Establecimientode criterios y requisitos en

materia de CEL

11

En Febrero de 2015 la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) publicó las “Bases del Mercado Eléctrico” que constituyen el cimiento del nuevo mercado eléctrico. Estas bases definen cómo el CENACE y los demás actores llevarán a cabo las actividades del MEM. La Figura 5 presenta la estructura de las Reglas del Mercado Eléctrico.

Figura 5. Estructura de las Reglas del Mercado Eléctrico


Las reglas del mercado, emitidas por la SENER, están estructuradas de forma jerárquica: (i) las “Bases del Mercado” establecen los principios del mercado mayorista, (ii) los “Manuales de Prácticas de Mercado” definen los procedimientos administrativos, operativos y de planeación del MEM, (iii) las “Guías Operativas” puntualizan las fórmulas y los procedimientos y (iv) los “Criterios y Procedimientos de Operación” especifican los aspectos técnicos y operativos detallados.

Una vez establecidas las reglas, las “Bases del Mercado” son emitidas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Las bases establecen los principios para el diseño y la operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de acuerdo a lo estipulado en la LIE. Los componentes del MEM operan de manera independiente y son los siguientes: (i) Mercado de Día en Adelanto y Mercado de Tiempo Real para Energía y Servicios Conexos, (ii) Mercado de Potencia, (iii) Mercado de Certificados de Energías Limpias,

Manuales de Prácticas de MercadoEstablecerán los principios de cálculo, instrucciones, reglas, directrices, ejemplos y los procedimientos a

seguir para la administración, operación y planeación del MEM. Cada capítulo de las bases del Mercado se desarrollará en detalle en un Manual de Prácticas de

Mercado (habrá tentativamente 10 manuales).

Guías OperativasLas Guías Operativas establecerán fórmulas y

procedimientos que, por su complejidad y especifici-dad, están contenidos en documentos diferentes a los

Manuales de Prácticas de Mercado, según sea necesario.

Criterios y Procedimientos de OperaciónEstablecerán especificaciones, notas técnicas y

criterios operativos requeridos para la implementación de las Bases del Mercado Eléctrico, los Manuales de Prácticas de Mercado o las Guías Operativas, en el

diseño de software o en la operación diaria.

Establecen los principios para el diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a que se

refiere la Ley.

Bases del Mercado

Regl

as d

el M

erca

do

12

(iv) Subastas de Mediano Plazo para Energía, (v) Subastas de Largo Plazo para Potencia, Energía Limpia y Certificados de Energías Limpias y (vi) Subastas de Derechos Financieros de Transmisión. La Figura 6 muestra los componentes de las “Bases del Mercado”.

Figura 6. Componentes del Mercado Eléctrico


Finalmente están los participantes del mercado eléctrico a lo largo de la cadena de valor del mismo: (i) Generadores, (ii) Generadores de Intermediación, (iii) Usuario Calificado Participante del Mercado, (iv) Suministradores y (v) Comercializadores no Suministradores.

Productos • Energía • Servicios conexos • Certificados de

Energías Limpias

Productos Productos • Energía • Servicios

conexos • Certificados

de Energías Limpias

• Energía • Potencia • Derechos

Financierosde Transmisión

• Derechos Financierosde Transmisión

• Potencia • Derechos

Financierosde Transmisión

1 h o ra – 1 d ía 1 m e s – 3 a ñ o s 3 a ñ o s – 1 0 a ñ o s

Modalidades de Mercado

MercadoCorto Plazo

MercadoMediano

Plazo

Mercado Largo Plazo

Mercadode

TiempoReal

Mercadode Hora

enAdelanto

Mercadodel Día

enAdelanto

Subastas Asignaciones Fondeo

13

Figura 7. Participantes del Mercado Eléctrico


Tamaño del Mercado

En 2014 la infraestructura de generación constaba de 188 centrales y 1,020 unidades de generación. En conjunto la capacidad instalada era de 54,852.2 MW compuesta por 41,899.4 MW de centrales operadas por la Subdirección de Generación (SDG) y 12,952.8 MW de 29 centrales de Productores Independientes de Energía (PIE).

La generación neta de electricidad alcanzó 253,247.1 GWh, estando la matriz eléctrica conformada de la siguiente manera: recursos hídricos 29,772.6 GWh o 11.76%, ciclo combinado 132,928.3 GWh o 52.49%, carboeléctrica 31,188.1 GWh o 12.32%, eólica 2,330 Gwh o 0.92%, solar fotovoltáica 12.5 GWh o 0.005%, geotermoeléctrica 5,862.1 GWh o 2.31%, combustión interna 1,646.6 GWh o 0.65%, turbogas 4,911.9 GWh o 1.94%, vapor (combustóleo y gas) 30,017.2 GWh o 11.85 y nucleoeléctrica 11,176.5 GWh o 4.41%. La Gráfica 1 muestra que la mayor parte (52.49%) de la generación de electricidad en México provino de centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles.

Representan Centrales Eléctricas (CE) en el mercado.

Representan en el mercado a las CE y Centros de

Carga (CdC) incluidos en los

Contratos de Interconexión

Legados.

Representa CdC en el mercado

para consumo

propio o para el consumo

dentro de sus instalaciones.

El mercado para consumo

de otros Usuarios

Finales en la modalidad de Suministrador

Básico, Suministrador

Calificado o Suministrador

de Último Recurso.

Realizan transacciones en el Mercado sin representar activos físicos.

Generadores Generadores deIntermediación Suministradores

Comercializadoresno

Suministradores

UsuarioCalificado

Participantedel Mercado

14

Gráfica 1: Composición de la Matriz Eléctrica por Recurso. 2015

Fuente: Elaboración propia con base en datos del Informe Anual 2015 de la CFE

El Sistema de Transmisión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) contó con una capacidad instalada de 166,279.6 MVA, en 486 subestaciones y 57,784.51 kilómetros de líneas en voltajes de 400, 230, 161 y 115 kV. Adicionalmente se tenían en comodato 26,826.6 MVA con una longitud de 1,736.82 km. En distribución la CFE contó con una capacidad instalada de 55,464 MVA en 1,922 subestaciones y se tenían 828,653 kilómetros de líneas de alta, media y baja tensión.

En 2015 el consumo de electricidad3 se ubicó en 213,356 GWh, representando un incremento del 2% en relación a 2014. Las ventas a la industria representaban el 58,2% de las ventas totales de electricidad de México, mientras que las ventas al sector residencial una cuarta parte.

Interconexión México - Guatemala

México tiene una interconexión4 con Guatemala, mediante el Proyecto de Interconexión México-Guatemala5 que nació del Mecanismo de Diálogo y Concertación de Tuxtla (2001) del Convenio de Cooperación Energética (1997). El 20 de mayo de 2003, se firmó el Memorándum de Entendimiento entre el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Guatemala y la Secretaría de Energía de México.

Se buscaban establecer las condiciones generales para la construcción y mantenimiento (Convenio INDE-CFE) y operación y explotación del proyecto (Convenio AMM-CFE) con el objetivo de fortalecer el sistema de transmisión entre México y Guatemala, iniciar la integración del sistema eléctrico de México con el mercado eléctrico de América Central -a través del SIEPAC- y atraer inversión privada.

3 Estadísticas de electricidad tomadas del Informe Anual 2015 de la CFE.4 Una interconexión eléctrica permite que las redes de transmisión superen las limitaciones físicas de los elementos básicos de las mismas. Al conectarse las redes de transmisión se reducen costos, porque se usan recursos de otras redes, se comparten recursos dispersos y se aumenta la cobertura geográfica. En el caso de México y Guatemala, dos países conectan sus sistemas energéticos; al ser una conexión internacional se habla de interconexión.5 www.proyectomesoamerica.org

Hidroeléctrica 11.76%

Ciclo Combinado 52.49%

Carboeléctrica 12.32%

Eólica 0.92%

Solar Fotovoltáica 0.01%

Geotermoeléctrica 2.31%

Combustión Interna 0.65%

Turbogas 3.24%

Vapor (combustóleo y gas) 11.85%

Nucleoeléctrica 4.45%

15

El proyecto consiste en una línea de transmisión 400 KV de 103 km (32 km en México y 71 km en Guatemala) con un circuito habilitado y las estructuras preparadas para doble circuito, así como en la ampliación de las subestaciones Los Brillantes y Tapachula, con una capacidad de transformación inicial de 225 MW.

Figura 8. Interconexión México-Guatemala

Fuente: www.proyectomesoamerica.org

El proyecto comenzó a operar con la autorización de la CNEE de Guatemala para la conexión al sistema de transporte en abril de 2009 y la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica CRIE aprobó la solicitud de conexión en agosto de 2009. Posteriormente se suscribió el Protocolo de Operación AMM-CFE en septiembre de 2009, implementando un programa de pruebas definido por los OS/OM, EOR y CENACE. Luego de que el Ente Operador Regional EOR autorizó la puesta en servicio de la interconexión Guatemala-México, el proyecto fue inaugurado en Retalhuleu, Guatemala, el 26 de octubre de 2009. A partir del 22 de abril de 2010 inicia la Operación Normal Transitoria. Actualmente el proyecto se encuentra en fase de operación plena.

El 15 de septiembre de 2010 México y Guatemala suscribieron un contrato de compraventa de potencia firme y de energía asociada por medio del cual el INDE de Guatemala adquiere de la CFE de México 120 MW de potencia firme, con posibilidad de ampliarla hasta 200 MW. A su vez, el acuerdo permite a la CFE adquirir energía del mercado eléctrico guatemalteco en caso de alguna contingencia.

Bogotá

GUATEMALA

EL SALVADOR

BELICEBelmopán

Tegucigalpa

Managua

San JoséPanamá

Tapachula Potencia

Los Brillantes

Guatemala

San Salvador

MÉXICO

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICAPANAMÁ

COLOMBIA

Interconexión EléctricaMéxico - Guatemala

16

Sistema de Interconexión de Centroamérica

México evalúa vender energía a Centroamérica6 a través de su interconexión con Guatemala en la subestación “Los Brillantes”. Sin embargo, se determinó que la capacidad de esta línea se encuentra al máximo, por lo que se planteó la necesidad de construir un segundo circuito de 400 kV que podría ser construido por la Empresa Propietaria de la Red (EPR) y financiado con el apoyo de los Acuerdos de Yucatán y del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). La rentabilidad del proyecto dependerá de la capacidad de la línea del SIEPAC y de los costos de la electricidad en el mercado de Centroamérica. En 2015 México exportó 361 GWh a través del sistema a Guatemala, representando el 0.14% de su generación.

Centroamérica

Marco Legal y Regulatorio

Antes de los años noventa los países de Centroamérica tenían mercados eléctricos operados por empresas estatales, en su mayoría verticalmente integradas que operaban en un contexto de monopolios legales. En la actualidad la mayoría de países ha realizado distintas reformas que han derivado en marcos legales para regular las actividades del subsector eléctrico. En algunos casos las empresas han sido desintegradas verticalmente, privatizando algunas actividades. También se han introducido mecanismos de mercado para la toma de decisiones. Pero cada país ha implementado los cambios de forma distinta y el desarrollo de los mercados se encuentra en diferentes etapas de avance.

La mayoría de reformas a los subsectores eléctricos se concretaron entre los años 1990 y 1998. El primer país fue Costa Rica, que autorizó la participación de empresas privadas por medio de dos leyes aprobadas en 1990 y 19957. Estas reformas fueron complementadas con la transformación del ente regulador en una institución reguladora multinacional autónoma, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)8. Le siguió Honduras con la Ley Marco de Electricidad, aprobada en 1994 y reglamentada tres años después9. Sin embargo, esta primera reforma fue fallida, pues en la práctica el sector no se reformó. En Nicaragua las reformas mayores se iniciaron también a finales de 1994 con la separación de funciones regulatorias y empresariales10. La nueva ley fue aprobada en el segundo semestre de 199811 y reformada en 2013. El Salvador aprobó la nueva ley a fines de 199612, Guatemala a fines de 199613 y Panamá en 1996 y 199714. Finalmente, Honduras realizó la segunda reforma en 201415.6 Informe Anual. Comisión Federal de Electricidad. México. 2015.7 La Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela (Ley No. 7200), aprobada en Septiembre de 1990 y el Decreto No. 7508 de Mayo de 1995.8 La Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Ley No. 7593 del 5 de Octubre de 1996) transformó el Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP).9 Decreto No. 158-94, Ley Marco del Subsector Eléctrico del 26 de Noviembre de 1994 y su Reglamento del 4 de Abril de 1998.10 Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL); Decreto No. 46-94 del 1 de Noviembre de 1994 y la Reforma a la Ley Orgánica del INE (Decreto 30-95 del 14 de Junio de 1995, Ley No. 271 y Reforma a la Ley Orgánica del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) del 22 de Octubre de 1997).11 Ley de Industria Eléctrica (Ley No. 272-98) del 20 de abril de 1998. 12 Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) del 6 de Septiembre de 1996 y Ley General de Electricidad (Decreto No. 843) del 21 de Octubre de 1996.13 Ley General de Electricidad, Decreto no. 93-96 del 13 de Noviembre de 1996.14 Creación del Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), Ley No. 267 del 29 de Enero de 1996, Marco Regulador e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad y Marco Regulador e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad, Ley No. 6 del 3 de Febrero de 1997.15 Ley General de la Industria Eléctrica (Ley No. 404-2014)

17

Las leyes de electricidad en todos estos países constituyen las principales “reglas del juego” para el desarrollo de las actividades eléctricas en este subsector. Sin embargo, las complementan una serie de leyes, reglamentos y normas que resultan indispensables para abordar la totalidad de actividades, relaciones, obligaciones y derechos que el subsector exige. En general, dicha normativa “complementaria” es común a todos los países, incluye principalmente leyes medioambientales y leyes de incentivos para la promoción de generación con energía renovable.

Sin embargo, resultan importantes algunas leyes “complementarias” que son únicas en cada país y fueron creadas con un propósito específico. En este sentido, Guatemala es el único país que cuenta con una “Ley de Tarifa Social” que considera que el interés social prevalece sobre el particular y que es función del Estado velar por la elevación del nivel de vida de todos los habitantes, y por ello otorga un subsidio a usuarios finales regulados con consumos menores a 100 kWh al mes. El Salvador es el único país que cuenta con una “Ley Reguladora para el Otorgamiento de Concesiones de Proyectos de Generación Eléctrica a Pequeña Escala”, es decir, con capacidades menores a 5MW, para los cuales no se requiere un proceso de licitación. Nicaragua, por su parte, cuenta con una “Ley de Exploración y Explotación de los Recursos Geotérmicos”, promulgada en 2002 y aplicada únicamente a las actividades que conllevan la generación de electricidad. Adicionalmente Nicaragua cuenta con una “Ley General de Aguas Nacionales” que regula el uso de agua, de aguas termales y del vapor creado por la actividad geotérmica. Con esta ley se crea la “Autoridad Nacional del Agua (ANA)” a cargo de estos temas.

Cabe resaltar que en todos los países -con excepción de Costa Rica y en alguna medida El Salvador por su actual gobierno de corte socialista- las economías están orientadas hacia el mercado (“market oriented”) y las leyes generales de electricidad contienen una serie de factores comunes que se explican a continuación.

Resulta de suma importancia que los marcos legales fueron diseñados con el objetivo de redefinir el rol del Estado, fomentando la competencia y desregulando un mercado que por mucho tiempo estuvo dirigido por entidades públicas verticalmente integradas. En Guatemala la generación, transmisión y distribución de energía era asumida por el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) como entidad del Estado; existía solamente un ente distribuidor adicional, la Empresa Eléctrica de Guatemala (EEGSA). En El Salvador la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) era el ente encargado de las funciones antes mencionadas. En Honduras la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) estaba a cargo de dichas tareas. En Nicaragua la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) era la institución responsable y en Panamá el Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE) era el encargado de generar, transmitir y distribuir la energía. En Costa Rica el Instituto Nacional de Electricidad (ICE), es decir el Estado, aún presta estos servicios.

A consecuencia de las reformas se desintegró la cadena de valor, obligando a que las entidades nacionales verticalmente integradas dividieran sus actividades de generación, transmisión y distribución en entes jurídicos distintos. A su vez, la ley estableció un marco de libre competencia, permitiendo la atracción de capitales y de inversiones privadas en todas las actividades de la cadena (generación, transmisión y distribución).

18

Es destacable la creación de entes reguladores, cuya misión fundamental es la de controlar las actividades del subsector -respetando la normativa legal vigente-, así como la de proteger los derechos de los usuarios finales y de todas la entidades que desarrollan sus actividades dentro de la cadena de valor. Además, fueron creados entes encargados de la administración del mercado mayorista y de las funciones técnicas de control y operativas de los mercados, así como de la vigilancia de las transacciones de corto y largo plazo y las relacionadas con el mercado regional. También fueron considerados novedosos mecanismos de Power Purchase Agreements (PPAs) y posteriormente la contratación de energía por medio de procesos de licitación abierta, en los cuales cualquier inversionista local y/o extranjero pudiera participar.

Un aspecto de suma relevancia es la legislación sobre incentivos para la generación de electricidad con recursos naturales. Como sabemos, Centroamérica es rica en estos recursos que albergan grandes potenciales. La región tiene ríos de importante caudal, excelente irradiación solar, así como corredores de viento y calor proveniente del subsuelo al estar ubicada en el cinturón de fuego. Por ello, todos los países cuentan con marcos jurídicos específicos para incentivar la producción de electricidad por medio de recursos renovables. Estas leyes otorgan incentivos a personas físicas y/o jurídicas -sobre todo de índole fiscal- en distintos momentos de la implementación de los proyectos de inversión en centrales alimentadas con recursos naturales. Por ejemplo, durante la etapa de pre-inversión, diseño y construcción, las leyes eximen del pago de derechos arancelarios de importación y del pago del impuesto al valor agregado para toda la maquinaria, equipo, materiales, insumos y otros bienes y mercancías indispensables para la construcción de los proyectos. A la vez, durante el período de operación, las leyes otorgan exoneraciones para el impuesto sobre la renta por un período de diez años sobre los ingresos por ventas de energía, así como por las ventas de las reducciones certificadas de emisiones.

19

La Tabla 1 presenta un compendio de las leyes, reglamentos y normas vigentes en cada país:

Tabla 1. Marco Legal, Regulatorio y Normativo del Subsector Eléctrico en Centroamérica

Fuente: Elaboración Propia

Marco Institucional

Como se menciona con anterioridad, los marcos jurídicos regionales lograron la modernización del subsector eléctrico en todos los países gracias a la reestructuración de los fundamentos sobre los cuales se basaban los mercados de electricidad. En este sentido, fue fundamental la creación de ciertas instituciones hasta entonces desconocidas. Esto tuvo especial trascendencia para Guatemala y El Salvador, donde los marcos jurídicos datan de 1996 y donde el subsector eléctrico ha madurado. Sin embargo, p. ej. en Honduras, a pesar de la creación de las instituciones bajo el nuevo marco jurídico de 2014, las mismas se encuentran en etapas tempranas de formación, no habiendo alcanzado aún un grado de crecimiento y madurez relevante.

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica PanamáLey General de Electricidad(Decreto 93-96)

Ley General de Electricidad (Decreto Legislativo No. 843 de1996)

Ley General de la Industria Eléctrica(2014)

Ley General de la Industria Eléctrica (Decreto 404-2013)

Ley No. 7200 deGeneración Autónoma óParalela de Electricidad(1990)

Marco Regulatorio eInstitucional para laPrestación del ServicioPúblico de Electricidad(Ley No. 6 1997 ymodificaciones 2012-13)

Ley de la Tarifa Social para el Suministro de Energía Eléctrica

Ley de Fondo de InversiónNacional en Electricidady Telefonía

Ley de Promociónpara la Generaciónde Electricidad conRecursosRenovables

Ley de Exploración y Explotación de los Recursos Geotérmicos y suReglamento

Ley de Creación delInstituto Costarricensede Electricidad (ICE)

Incentivos para el Fomentode Sistemas de GeneraciónHidroeléctrica y de otrasFuentes Renovables yLimpias (Ley No.45 2004)

Ley de Incentivos para elDesarrollo de Proyectos conEnergía Renovable y suReglamento

Ley sobre Concesiones para Plantas a Pequeña Escala

Ley de Medioambiente

Ley para laPromoción de Generación de Electricidad con Fuentes Renovables

Ley de Ambiente y de Parques Nacionales

Régimen de Incentivos parael Fomento de laConstrucción y Explotaciónde Centrales Eólicas(Ley No.44 2011)

Ley de Medioambiente Ley de Creación del CNE Ley de Promoción de Alianzas Público-Privadas - COALIANZA

Ley para laProtección del Medioambiente y Recursos Naturales

Ley de Creación de la Autoridad Reguladorade los Servicios Públicos (Decreto, Ejecutivo25903-MINAE-MOPT)

Régimen de Incentivos parael Fomento de laConstrucción y Explotaciónde Centrales de Generacióna base de Gas Natural(Ley No. 41 2012)

Ley de Áreas Protegidas Ley de creación de la SIGET Normativa sobre la EvaluaciónAmbiental

Ley Preliminar sobre Actividades Geotérmicas en Parques Nacionales

Régimen de Incentivos parael Fomento de laConstrucción, Operación yMantenimiento de Centralesy/o instalaciones Solares(Ley No. 37 2013)

Política Energética Ley de Medioambiente Ley de Aguas Nacionales

Ley Orgánica del Ministerio de Ambiente,Energía yTelecomunicaciones

Lineamientos para la PolíticaNacional sobreBiocombustibles y EnergíaEléctrica a partir de Biomasa(Ley No. 42 2011)

Reglamento del AMM Ley de Incentivos Fiscales para el Fomento de las Energías Renovables

Facultad del ICE para Recursos Geotérmicos

Normas Operativas (AMM) Marco Legal Especial para Sociedades Público-Privadas

Normativa General para EIAs

Normas Técnicas, Operativas y de calidad (CNEE)

Plan Indicativo 2012-2026 y Política Energética Nacional

Planes Indicativos de Expansiónde la Generación yTransmisión (CNEE)

Ley de Competencia

Normas Técnicas, Operativas y de Calidad

Reglamento de Operaciones Basado en Costos de Producción (ROBCP)

20

Si se considera el marco institucional como una estructura piramidal, se pueden identificar patrones comunes en todos los países. En la parte superior se encuentran las instituciones encargadas de diseñar la política energética, es decir de establecer los grandes lineamientos y estrategias de largo plazo del sector energético. En este sentido, todos los países del istmo cuentan con un Ministerio o una Secretaría de Energía. Aquí cabe observar que los sectores de energía por lo general se dividen en un subsector de hidrocarburos y un subsector eléctrico.

Dentro del subsector eléctrico los marcos jurídicos ya mencionados de cada uno de los países crearon la figura de un regulador y de un ente encargado de administrar y operar los sistemas (2do nivel de la estructura). En un tercer nivel se encuentran las instituciones eléctricas de orden público que en el pasado controlaban todas las funciones de la cadena de valor y que en la actualidad son consideradas un participante más en el mercado, luego de que con la aprobación de los nuevos marcos legales sus tareas fueran divididas. En el cuarto nivel se ubican aquellas instituciones indispensables que, si bien no se encuentran directamente vinculadas con la energía eléctrica, atienden temas importantes como el medio ambiente y otros.

Tabla 2. Las Instituciones del Subsector Eléctrico en Centroamérica


Ente Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica PanamáEncargado de Estrategias, Políticas y Planificación Sectorial

Ministerio deEnergía y Minas(MEM)

Consejo Nacional de Energía (CNE)

Secretaría del Sector Eléctrico

Ministerio deEnergía y Minas(MEM)

Ministerio deAmbiente, Energía y Telecomunicaciones

Secretaria Nacional de Energía (SNE)

Regulador Comisión Nacionalde Energía Eléctrica (CNEE)

SuperintendenciaGeneral deElectricidad yTelecomunica--ciones (SIGET)

Comisión Reguladora de EnergíaEléctrica(CREE)

Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

Autoridad Reguladorade los ServiciosPúblicos (ARECEP)

Autoridad Nacional delos Servicios Públicos(ASEP)

Administradory Operador

Administrador del Mercado Mayorista (AMM)

Unidad de Transacciones (UT)

EmpresaNacional deEnergíaEléctrica(ENEE) EmpresaNacional deEnergíaEléctrica(ENEE)

Centro Nacionalde Despachode Carga (CNDC)

InstitutoCostarricense de Electricidad (ICE)

InstitutoCostarricense de Electricidad (ICE)

Centro Nacional de Despacho (CND)

EntidadEléctricaEstatal

Instituto Nacionalde Electrificación(INDE)

Grupo CEL Empresa Nicaragüense de Electricidad(ENEL)

Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE)

Rector deTemasAmbientales

Ministerio de Ambiente yRecursos Naturales (MARN)

Ministerio de Ambiente y RecursosNaturales(MARN)

Secretaría deEnergía,RecursosNaturales,Ambiente yMinas(SERNA/MIAMBIENTE)

Ministerio del Ambiente y los RecursosNaturales(MARENA)

Ministerio deAmbiente y Energía(MINAE)

Programa de Electrificación Rural (PER)

Fondo Nacionalen Electricidad yTelefonía (FINET)

Transmisión Pública yPrivada

Instituto Nacionalde Electrificación(INDE - pública),TRECSA (operativaen sep 17 - privada)TRELEC (privada)y otros menores

EmpresaTransmisora deEl Salvador(ETESAL)

EmpresaNacional de Energía Eléctrica (ENEE)

Instituto Nacional de Electricidad (ICE) y Empresa Propietariade la Red (EPR)

Empresa deTransmisión Eléctrica(ETESA)

Administracióny Asignaciónde Subsidios

21

Dinámica del Mercado

Guatemala

Después de la promulgación de la LGE hace 20 años, el subsector eléctrico en Guatemala ha alcanzado un alto grado de madurez. Co-existen tres mercados principales. (1) El mercado “regulado” de las actividades de la cadena de valor, cuya dinámica tiene una tendencia oligopólica o monopólica en las actividades de trasmisión y distribución. En este mercado la CNEE regula los precios, i.e. para el transporte cada 2 años, para la distribución cada 5 años. A su vez, regula el procedimiento de compra de electricidad mediante licitación abierta, a través del cual las empresas distribuidoras deben comprar la electricidad. (2) El “mercado no-regulado” o mercado mayorista tiene una dinámica de libre competencia, donde las transacciones de electricidad y los contratos son libremente pactados entre las partes (usualmente entre generadores y grandes usuarios, aunque también existen contrataciones entre generadores y comercializadores). (3) El “mercado spot” o “de oportunidad” es un “mercado por hora”, en el cual los precios son consecuencia directa de la curva de carga del sistema y obedecen al sistema de despacho de “orden de mérito” de menor costo variable.

El mercado eléctrico fomenta la generación de electricidad con fuentes renovables mediante la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (Decreto No. 52-2003), estableciendo incentivos fiscales, económicos y administrativos. Estos incentivos se encuentran relacionados con la exención de derechos arancelarios, así como la exención del pago del Impuesto Sobre la Renta y del Impuesto a las Empresas Mercantiles y Agropecuarias.

Las empresas distribuidoras de electricidad tienen la obligación de contratar nueva energía y al menor precio dos años antes de que venzan sus contratos. Para ello, en conjunto con la CNEE, organizan procesos de licitación acordes a los objetivos de la Política Energética, donde cualquier inversionista nacional o extranjero puede participar y en los cuales los contratos o PPAs de largo plazo (15 años) son adjudicados, considerando los precios más bajos ofrecidos. Guatemala ha sido líder regional habiendo logrado establecer procesos sumamente transparentes con participación de todas las tecnologías y habiendo alcanzado una de las metas más ambiciosas de su política energética a través de la disminución sustancial de los precios para el usuario final. A la fecha se han realizado 4 procesos de licitación de largo plazo (2008, 2010, 2012 y 2014) y varios de corto plazo. Se espera que próximamente haya un proceso de licitación con el objetivo de dar prioridad a la generación con recursos geotérmicos.

Tabla 3. Procesos de Licitación de Largo Plazo


En el ámbito de precios, la LGE estipula claramente que las transferencias de potencia y energía entre generadores, distribuidores, comercializadores, importadores y exportadores

Proceso de Licitación Adjudicados Capacidad Licitada TecnologíaPrimera Licitación 2008 Jaguar Energy 250 MW Carbón

PEG-1 2010 Varios Proyectos 250 MW HidroeléctricaPEG-2 2012 Varios Proyectos 650 MW Varias Tecnologías PEG-3 2014 Varios Proyectos 250 MW Varias Tecnologías

22

están sujetas a regulación, siempre que no estén contempladas en contratos de suministro libremente pactados. Adicionalmente, se encuentran reguladas las tarifas por peaje en el sistema de trasmisión (fijadas cada 2 años), así como las tarifas por distribución a los usuarios finales (fijadas cada 5 años para diferentes niveles de tensión). La tarifa que el usuario final paga es la sumatoria de los costos de generación, transmisión, distribución, impuestos y un cargo por alumbrado público, mismo que es establecido por las municipalidades en su calidad de entes autónomos. Este cargo municipal ha sido ampliamente criticado y en cierto modo se ha considerado ilegal, pues no se ha determinado si es un impuesto, una tasa o arbitrio. Si fuera impuesto, el Congreso de la República tendría que autorizarlo y esto no ha sucedido. En el mercado mayorista o “no-regulado” los precios son libremente pactados entre las partes y el ente regulador no interviene.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 1,672.1 MW con un consumo de 9,467 GWh, representando un crecimiento del 5.73% anual. En el MER Guatemala se ubicó como el mayor exportador, inyectando 843 GWh netos.

En el campo de la oferta, la generación total de electricidad alcanzó los 10,302 GWh (no incluyendo importaciones por 585 GWh), donde la participación privada fue del 81.8% y la pública del 18.2%, contando con 108 agentes. Los principales generadores fueron la Empresa de Generación del INDE (18.24%), Energías de San José (9.60%), BiomassEnergy (7.37%), DukeEnergy (6.15%), Poliwatt Limitada (5.62%), Compañía Agrícola Santa Ana (4.42%) e HidroXacbal (3.40%). La matriz eléctrica es de las mejor diversificadas de la región, encontrándose la participación de todas las formas de energía renovable y no renovable. En 2015 la matriz eléctrica de Guatemala se conformó de la siguiente manera16: recursos hídricos 3,851.8 GWh o 37%; geotermia 251.5 o 2%; eólica 107.3 GWh o 1%; cogeneración 2,685.1 o 26%; solar 149.3 GWh o 1%; biogas 4 GWh o 0.04% y térmica 3,251.8 GWh o 32%. El sistema de transmisión se encuentra conformado por 13 agentes. En la distribución participan 3 empresas privadas (EEGSA, Deorsa y Deocsa) y 17 empresas municipales. El sistema contó con una capacidad instalada de 3,752.2 MW y el índice de electrificación es de 91%. La Gráfica 2 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.

16 Estadísticas de Producción CEPAL 2015 y Reportes del Ministerio de Energía.

23

Gráfica 2. Matriz Eléctrica por Recurso Utilizado. 2015.

Fuente: Informe Anual AMM. 2015

Es relevante mencionar que en el 2015 fueron agregadas nuevas centrales que totalizan 669 MW, la principal central de carbón Jaguar Energy aporta 300 MW y la central de gas natural de Energía del Caribe aporta 120 MW. Adicionalmente fueron incorporados tres cogeneradores que totalizan 156 MW, dos centrales solares con 80 MW, dos eólicas con 76 MW y varias pequeñas centrales.

El Salvador

Después de 20 años de la promulgación de la LGE, El Salvador cuenta hoy con un mercado competitivo que permite a todos los actores operar libremente dentro de la cadena de valor. En un principio el modelo estaba basado en precios; sin embargo, en 2007 se introdujo un sistema de costos similar al que Guatemala ya había implementado. Actualmente la remuneración de los participantes en el sistema de transmisión, así como de los del mercado mayorista, se basa en costos de producción marginales lo más eficiente posibles, favoreciendo los mejores precios para el consumidor final. Esto es posible gracias al Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROBCP). Las compras de energía se formalizan a través de distintos contratos, siendo los principales los de largo plazo o PPAs (la mayor parte se ubica en este rubro) que estabilizan el precio, y en un mercado “spot” conocido como “Mercado Regulador del Sistema (MRS)”.

Siguiendo la ruta establecida por Guatemala, con el propósito de que las empresas distribuidoras cubrieran al menos hasta el 80% de la demanda máxima (incluyendo convenios entre operadores en forma independiente), la LGE establece que estas entidades deben contar con contratos a largo plazo (PPA) otorgados en procesos de licitación abierta o “Procedimientos de Libre Concurrencia”. Esto es bastante reciente. En dichos procesos de licitación los proveedores de electricidad establecen sus propias condiciones de manera conjunta con los distribuidores de electricidad, los precios son

Importaciones 5.37%

Biomasa 14.72%

Solar 1.37%

Biogas 0.05% Eólico

0.99%

Bunker 18.11

Carbón 21.69% Diesel

0.01%

Geotérmico 2.31%

Recursos Hídricos 35.38%

Importaciones

Biomasa

Solar

Biogas

Eólico

Bunker

Carbón

Diesel

Geotérmico

Recursos Hídricos

24

pactados libremente entre las partes y los contratos tienen plazos de 10 a 15 años. En este marco el regulador establece “precios techo” con el objetivo de encontrar la mejor “mezcla de precios” dentro de las tecnologías participantes. En 2013 se llevaron a cabo modificaciones de mercado en relación a los contratos de largo plazo. Ahora los generadores, con cualquier tecnología, deben declarar sus costos variables y fijos para poder presentar sus respectivas ofertas. Se han llevado a cabo procesos de licitación en 2012 (355 MW), en 2013 (15 MW de energía no convencional y 100 MW de energía renovable) y en 2015 (150 MW de energía renovable no convencional).

Los precios de la energía se estructuran considerando tres componentes: el precio de la energía (PEN) -aproximadamente el 85% del precio de la energía trasladable a tarifa (PET)-, los cargos del sistema (CSIS) -aproximadamente el 7% del PET- y el cargo por capacidad (CPC) que representa alrededor del 8% del PET.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 1,089 MW, siendo el país en el MER importador neto al retirar 900 GWh (16% del consumo). Para el período 2016-2026 el CNE ha estimado que la demanda crecerá en un 3.3% anual en promedio.

En el campo de la oferta de energía, la generación total de electricidad alcanzó los 5,625.3 GWh. Las principales fuentes fueron el agua, la geotermia, la energía térmica y las importaciones. La participación privada fue del 76% y la pública del 24%, contando con 13 agentes, entre los cuales la principal es la CEL como institución estatal que administra 4 centrales hidroeléctricas. Otras de importancia son LaGeo, Duke Energy, Nejapa Power e Inversiones Energéticas. La matriz eléctrica se conformó de la siguiente manera17: recursos hídricos 1,419.4 GWh o 25%; geotermia 1,432 GWh o 25%; eólica 0 GWh; cogeneración 345 GWh o 6%; solar 0 GWh; biogas 32 GWh o 1% y térmica 2,396.5 GWh o 43%. La Empresa Transmisora de El Salvador (ETESAL) es la única empresa que presta el servicio de transmisión. En la distribución participan 8 empresas privadas. El sistema contó con una capacidad instalada de 1,633.1 MW y el índice de electrificación es de 97%. La Gráfica 3 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.

17 Estadísticas de Producción CEPAL 2015.

25

Gráfica 3. Matriz Eléctrica por Recurso. 2015.

Fuente: Elaboración propia con datos del Informe Sectorial El Salvador. PCR. Diciembre 2015

Vale la pena destacar que en 2015 fueron adicionados al sistema 46 MW, correspondientes a un nuevo proyecto de cogeneración. En ese mismo año el gobierno anunció la reducción del subsidio a la electricidad para los consumidores residenciales con consumos de 100 kWh a 200 kWh por mes; quienes consumen entre 1 kWh y 99 kWh continúan recibiendo el apoyo. Luego de un acuerdo alcanzado entre la CEL y la entidad Enel Green Power a finales de 2014, las acciones de LaGeo actualmente se encuentran en poder de la empresa Inversiones Energéticas (INE), subsidiaria de la CEL. Al cierre del 2015 LaGeo se ubicaba como la principal institución que inyectaba energía al mercado mayorista con una participación del 26%, seguido de la CEL con un 24%. Según el Plan de Expansión, para los próximos años se tiene contemplada la inversión en otro tipo de tecnologías como el gas natural y el carbón mineral. Además, se han identificado nuevos proyectos con una potencia instalada entre 100 MW y 250 MW.

Honduras

En Honduras el mercado eléctrico se encuentra en una etapa de transición, dado el nuevo marco regulatorio de 2014 (un híbrido entre la nueva legislación y el esquema de operación anterior). El marco jurídico es similar al de Guatemala en un 97%. En Honduras se crearon tres mercados: un mercado mayorista para empresas distribuidoras, un mercado mayorista para grandes usuarios y comercializadores y un mercado “spot”. En el primero, para poder cumplir con los requerimientos, las empresas distribuidoras en conjunto con el ente regulador (CREE) deben convocar a un proceso internacional de licitación abierta, con el objetivo de contratar sus necesidades de potencia y energía. Las entidades locales y extranjeras de generación que resultan ganadoras en estos procesos son adjudicadas con un contrato de energía o PPA, cuyo plazo no debe ser menor a 10 años. En el mercado mayorista para grandes usuarios y comercializadores, éstos negocian contratos bilaterales directamente con los generadores18, lo cual en 18 La LGE se tardó casi un año en entrar en vigencia, período en el que se adjudicaron varios proyectos sin ser licitados. Esta fue una de las críticas que ha tenido el proceso.

B io m a s a 1 3 ,6 2 %

H id rá u lic a 2 8 ,4 8 %

G e o té rm ic a 1 2 ,3 2 %

Té rm ic a 4 5 ,5 9 %

26

Honduras ya era factible antes de la emisión de la LGE en 2014. En el mercado “spot” los precios son determinados a cada hora, dependiendo de una orden de despacho por mérito que considera los costos variables de generación más bajos. En vista de que la LGE es relativamente nueva (2014), la entidad reguladora CREE recién ha concluido su proceso de organización. Sin embargo, continúa afinando los procedimientos, para lo cual actualmente obtiene asistencia técnica por parte del Departamento de Estado de los EE.UU. Su primera normativa y reglamentación fue publicada a finales de 2015. Los PPAs previamente negociados con la ENEE permanecerán vigentes hasta su fecha de vencimiento y no serán renovados.

En el ámbito de los precios, la ENEE compra la energía a través de contratos de largo plazo (20 años o más), lo cual dificulta el establecimiento de mejores precios para los consumidores finales. Los precios han variado entre USD 130/MWh hasta USD 230/MWh, principalmente a raíz de las distintas tecnologías, así como por la enorme incidencia de los bajos precios del petróleo.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 1,445 GWh, siendo Honduras un importador neto de energía al retirar 149 GWh del MER (aprox. el 10% de su demanda total).

En el campo de la oferta la generación total alcanzó los 8,459.7 GWh, la participación privada fue del 80.3% y la pública del 19.7%. En este sentido la matriz eléctrica de Honduras se conformó de la siguiente manera19: recursos hídricos 2,340.1 GWh o 28%; geotermia 0 GWh; eólica 664.6 GWh o 8%; cogeneración 324.8 GWh o 4%; solar 417.2 GWh o 5%; biogas 0 GWh; biomasa 0 GWh y térmica 4,713 GWh o 56%. El sistema de transmisión se encuentra conformado por participantes intermediarios facultados por la CREE. La ENEE es el ente encargado de centralizar la generación y distribuirla a los grandes y pequeños consumidores. El sistema contó con una capacidad instalada de 2,307.3 MW y el índice de electrificación es de 92%. La Gráfica 4 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.

19 Estadísticas de Producción CEPAL 2015.

27


Fuente: Elaboración propia con datos del Informe Especial de Energía en Centroamérica. Davivienda. 2015

En el año 2015 fueron adicionados 457 MW, de los cuales 420 MW fueron renovables20. El futuro trae importantes oportunidades de inversión en generación limpia, pero principalmente de inversión en transmisión y distribución, ya que en 2015 las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema representaron alrededor de 2,800 GWh (USD 279 millones) y las inversiones requeridas ascienden a un estimado de USD 800 millones.

El principal riesgo para las nuevas inversiones son las barreras de entrada, pues la “tramitología” requerida por las autoridades (ENEE, SERNA, Congreso y Municipalidades) puede atrasar en varios años los proyectos. Sin embargo, para aliviar esta situación el gobierno ha implementado algunas leyes “fast track”, con el propósito de acelerar los trámites burocráticos. Otros riesgos identificados son el nivel de inflación y el alza de las tasas de interés que afectan las inversiones, así como algunos aspectos de políticas públicas relacionadas con los incentivos para las inversiones privadas y, finalmente retrasos en el pago de incentivos a generadores, considerando que la generación renovable se ha vuelto más costosa para el Estado por los bajos precios del petróleo.

Nicaragua

En Nicaragua, al igual que en Honduras, la reforma al marco jurídico es bastante reciente (2014), por lo que su mercado se encuentra en una etapa de transición. Básicamente existen dos mercados: un mercado “spot” operado por el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) y un mercado mayorista regulado por el Instituto Nicaragüense de Energía (INE). En el mercado mayorista existen dos grupos de compradores de electricidad: 20 Resulta necesario mencionar que se incorporó una buena parte de energía eólica (casi 200 MW) sin medir las conse-cuencias de la intermitencia sobre la red de trasmisión. Esto está causando “externalidades negativas” no solamente sobre la red local, sino ahora con el MER sobre la red regional. Adicionalmente este rápido auge de aumento de energía eólica (renovable) se dio a través de un subsidio que el Gobierno ofreció, este será pagado por la ENEE con los consecuentes efectos sobre las finanzas de esta entidad pública la cual ha presentado problemas de esta índole.

Intercambio, 2%

Hidráulica, 26%

Térmica, 53%

Biomasa, 4%

Eólica, 7%

Fotovoltaica, 8%

28

grandes usuarios (principalmente la industria) y las empresas distribuidoras. Al igual que en otros países de la región, en Nicaragua la ley requiere que las empresas distribuidoras contraten con entidades generadoras sus necesidades de energía, en base a procesos competitivos de licitación regulados por el INE. En estos procesos de licitación las empresas distribuidoras deben priorizar y comprar electricidad producida con recursos renovables y los contratos deben tener una duración mínima de 10 años.

En el tema tarifario, el regulador (INE) establece una tarifa indicativa que debe cubrir el costo de la electricidad suministrada, pero el gobierno otorga algunos subsidios para aplicar una tarifa real menor a los consumidores, lo cual produce pérdidas económicas al no tener precios de mercado.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 665.4 MW, siendo importador neto de energía al retirar 12 GWh del MER.

En el campo de la oferta la generación total de electricidad alcanzó los 4,169 GWh, la participación privada fue del 93.3% y la pública del 6.7%. La matriz eléctrica de Nicaragua se conformó de la siguiente manera21: recursos hídricos 289.7 GWh o 7%; geotermia 605 GWh o 15%; eólica 852.8 GWh o 20%; cogeneración 260.8 GWh o 6%; solar 2.1 GWh o 0.1%; biogas 0 GWh; biomasa 0 GWh y térmica 2,158.6 GWh o 52%. El sistema de transmisión se encuentra a cargo de la Empresa Nicaragüense de Transmisión Eléctrica (ENATREL). La distribución está a cargo de diversas empresas: la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) y las entidades privadas DISNORTE y DISSUR, así como pequeños concesionarios. El sistema contó con una capacidad instalada de 1,330.6 MW y el índice de electrificación es de 78%. La Gráfica 5 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.


Fuente: Elaboración Propia21 Estadísticas de Producción CEPAL 2015.

HHiiddrrááuulliiccaa 77%%

GGeeootteerrmmiiaa 1155%%

EEóólliiccaa 2200%%

CCooggeenneerraacciióónn 66%%

SSoollaarr 00%%

TTéérrmmiiccaa 5522%%

29

Como hecho relevante del año 2015 debe mencionarse la invitación que el gobierno de Nicaragua recibiera por parte del Climate Investment Fund (CIF) para participar en su Programa para el Aprovechamiento de Fuentes Renovables de Energía (SREP por sus siglas en inglés). En este sentido las autoridades presentaron el Plan de Inversión para Nicaragua (PINIC) que tiene como objetivos fundamentales incrementar el acceso a los servicios energéticos en zonas rurales, así como desarrollar el potencial geotérmico.

Costa Rica

A diferencia de los otros países de la región, Costa Rica es el único donde prevalece un monopolio legal público que no permite la existencia de un mercado abierto de electricidad. El mercado eléctrico en ese país es operado por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), entidad pública, verticalmente integrada. El ICE es el encargado de la generación, producción (85%) y comercialización de electricidad, a la vez que elabora los planes estratégicos correspondientes. El mercado costarricense permite la participación de productores independientes de energía (IPPs por sus siglas en inglés) hasta en un 15% de la capacidad total del país (sumando en la actualidad alrededor de 32 empresas). Sin embargo, el ICE es la única entidad autorizada para comprar la energía producida a través de contratos de largo plazo a un precio promedio de USD 72/MWh. En Costa Rica no existen procesos de licitación para la compra de energía.

De acuerdo al marco legal vigente existen dos modalidades que el ICE puede utilizar para la contratación de la energía que proviene del sector privado. Una es bajo el régimen de generación autónoma o paralela a través de contratos BOO (build, own, operate) -más del 80% de los contratos vigentes son de este tipo- y la otra bajo el régimen de competencia a través de contratos tipo BOT (build, own, transfer).

Los precios están regulados por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y se determinan de acuerdo a la hora del consumo y considerando las características de los usuarios. Las tarifas analizan los aspectos sociales para el establecimiento de subsidios, procurando cubrir sus costos y generando una utilidad adecuada. Existen tarifas preferenciales, aplicables a los sectores de la educación, la religión y las instituciones de asistencia y de protección a la niñez.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 1,612 MW, siendo exportador neto de energía al inyectar 107. 6 GWh al MER.

En el campo de la oferta la generación total de electricidad alcanzó los 10,713.7 GWh, siendo las principales fuentes la energía eólica, geotérmica e hidroeléctrica; la participación privada fue del 21.4% y la pública del 78.6%. La matriz eléctrica de Costa Rica se conformó de la siguiente manera22: recursos hídricos 8,066.6 GWh o 75%; geotermia 1,375.6 GWh o 13%; eólica 1,079.5 GWh o 10%; cogeneración 82.3 GWh o 1%; solar 1.5 GWh o 0.01%; biogas 0 GWh; biomasa 0 GWh y térmica 108.1 GWh o 1%. Existen varias entidades encargadas de la distribución. La CNFL y el ICE representan alrededor del 80% del mercado (prácticamente con un 40% cada una), el restante 20% es cubierto por cooperativas y otras empresas públicas. El sistema contó con una capacidad instalada de 3,067.6 MW y el índice de electrificación es de 99.9%, estando más del 95% basado en 22 Estadísticas de Producción CEPAL 2015.

30

energías renovables. La electricidad representó para la economía un 2% del PIB. La Gráfica 6 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.


Fuente: Elaboración propia con datos de Informe Especial de Energía en Centroamérica. Davivienda. 2015

Es destacable que en 2015 fueron incorporados 194 MW al parque de generación con fuentes renovables y en 2016 entró en funcionamiento la central hidroeléctrica “Reventazón” con 305 MW de potencia instalada, siendo la mayor de Centroamérica. Adicionalmente se tienen contemplados nuevos proyectos como la ejecución del Programa Nacional de Energías Renovables No Convencionales (mediano plazo), la elaboración de un programa de investigación en nuevas tecnologías (2016), así como la implementación de una metodología tarifaria para la generación privada con residuos sólidos municipales (2016).

Existen las siguientes barreras a la implementación de estos planes: (i) impedimento de la explotación de ciertas fuentes energéticas por parte de actores que no sean el ICE; (ii) impedimento del sector privado al poder generar solamente 15% de la energía; (iii) dificultad de acceso a información para propósitos de planificación y seguimiento de las políticas energéticas; (iv) acceso restringido a información financiera de instituciones públicas que participan en la producción energética.

Panamá

Entre 1961 y 1995 todos los servicios relacionados con el subsector eléctrico eran prestados por un ente autónomo del Estado, denominado Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE). En 1996, con la promulgación de la Ley 6 que establece el marco regulatorio para la prestación del servicio de electricidad, el IRHE es dividido de acuerdo a su función y el subsector es reestructurado en 8 empresas (4 de generación, 3 de

SSoollaarr,, 00%%

TTéérrmmiiccaa,, 11%% BBiioommaassaa,, 11%%

GGeeoottéérrmmiiccaa,, 1133%%

EEóólliiccaa,, 1100%%

HHiiddrrooeellééccttrriiccaa,, 7755%%

31

distribución y una de trasmisión). En 1998 se realizan licitaciones para vender entre el 49% y 51% de la acciones de las empresas de generación y distribución, mientras que el Estado se quedaría con el remanente de estos derechos.

El mercado eléctrico en Panamá es un mercado de libre competencia o libre, en el cual los actores compiten principalmente en el segmento de generación. Existen dos mercados: un mercado de contratos y un mercado ocasional. En el mercado de contratos se llevan a cabo las compras y ventas de energía y potencia entre generadores, distribuidores y grandes usuarios. Los distribuidores tienen la obligación de contratar el 100% de la demanda de sus clientes regulados mediante licitaciones públicas. La coordinación y preparación de los pliegos de licitación son responsabilidad de ETESA (empresa de transmisión) y los eventos deben ser anunciados con una antelación de 3 a 4 años, lo cual permite la entrada de nuevos generadores y, con ello, el incremento de la competencia. Dependiendo de las tecnologías, la ASEP (regulador) ha autorizado la ampliación de los plazos de contratación hasta por 20 años. Por otra parte, el mercado ocasional es utilizado para saldar las diferencias entre lo pactado en los contratos y la generación real de cada planta. Aquí se utiliza la metodología de “despacho económico por costos variables ascendentes de generación”. El mercado ocasional fue diseñado para la compensación entre generadores únicamente.

El mercado fomenta la generación mediante una legislación de incentivos bastante amplia. Las principales tecnologías apoyadas son las hidroeléctricas, las centrales a base de gas natural, las instalaciones solares, eólicas y los biocombustibles. Los incentivos varían de una tecnología a otra, pero los más comunes se relacionan con la exención de aranceles de importación, créditos fiscales, exoneración de tasas municipales, largos períodos de contratación (15 a 20 años) y exoneración del pago de tarifas por transmisión, entre otras.

Las tarifas eléctricas para el usuario final se componen de los costos de generación, trasmisión y distribución, los precios de transmisión y distribución han oscilado alrededor de USD 0.01/kWh y USD 0.05/kWh respectivamente. Los costos de generación son determinados a través de contratos de largo plazo, según el mecanismo anteriormente explicado.

Tamaño del Mercado

En 2015 la demanda de energía se ubicó en 1,612 MW, siendo exportador neto de energía al inyectar 122.2 GWh al MER. Sin embargo, Panamá también ha retirado energía del MER durante una crisis energética causada por una prolongada sequía en el pasado.

En el campo de la oferta, la generación total de electricidad alcanzó los 9,503.8 GWh, la participación privada fue del 94.3% y la pública del 5.7%. La matriz eléctrica de Panamá se conformó de la siguiente manera23: recursos hídricos 6,268.2 GWh o 66%; geotermia 0 GWh; eólica 165.6 GWh o 1.70%; cogeneración 0 GWh; solar 16.3 GWh o 0.17%; biogas 0 GWh; biomasa 0 GWh y térmica 3,053.7 GWh o 32%. Eel sistema de transmisión está a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA). En la distribución participan 3 empresas públicas (ENSA, EDE Metro Oeste y EDE Chiriquí) y una privada con participación estatal (ESEPSA). El sistema contó con una capacidad instalada de 2,985 MW y el índice de electrificación es de 93%. La Gráfica 7 muestra la composición de la matriz eléctrica de acuerdo al recurso utilizado.23 Estadísticas de Producción CEPAL 2015.

32



En 2015 las nuevas centrales panameñas totalizaron 362 MW con fuentes renovables y 72 MW con unidades diesel.

Haciendo una comparación entre los mercados eléctricos centroamericanos a partir de la Figura 9 con datos proporcionados por el Sistema de la Integración Centroamericana (SICA), se observa lo siguiente:

1. La generación total de electricidad en los países que conforman el SICA fue de 64,076 Gwh, de los cuales el 76% (48,773 GWh) fue producido por los seis países que conforman el SIEPAC.

2. Guatemala cuenta con la mayor capacidad instalada con un 19.9%. Costa Rica tiene una capacidad de 16.4%, Panamá de 15.9%, Honduras de 12.3% y El Salvador de 8.7%.

3. En generación Costa Rica se ubica con un 16.7%, Guatemala con 16.1%, Panamá con 14.8%, Honduras con 13.2% y El Salvador con 8.8%.

4. El 54% de la generación provino de fuentes renovables y el 46% de combustibles fósiles.

La Figura 9 presenta el resumen de la operatividad de los mercados eléctricos en los países que conforman el SICA.

HHiiddrrááuulliiccaa 6666..00%%

EEóólliiccaa 11..77%%

SSoollaarr 00..1177%%

TTéérrmmiiccaa 3322..00%%

33

Figura 9. Capacidad, Demanda y Generación en los países del SICA

Fuente: Elaboración propia con datos de las Estadísticas de Producción de Electricidad de los Países del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA). 2015

SICA: RESUMEN DE INFORMACIÓN ESTADÍSTICA DE OPERACIÓN. 2010-2015

(MW) (GWh) Generación

Año Capacidad instalada

Demanda máxima Total Renovable No renovable

2010 14 319.3 8 833.6 53 263.0 28 146.2 25 116.8

2011 15 054.4 9 055.5 55 092.0 28 122.2 26 969.9

2012 15 915.9 9 527.4 57 930.0 30 769.6 27 160.5

2013 16 773.8 9 793.4 60 218.0 32 469.3 27 748.7

2014 17 390.5 9 889.5 61 494.4 31 637.1 29 857.3

2015 18 744.2 10 271.0 64 075.9 34 629.3 29 446.6

7559.0

3664.0

Térmica

Restorenovables

Geo

Hidro

GENERACIÓN EN 2015(GWh)

29446.6

23405.8

R. Dominicana, 19.00% 23.30%

Panamá, 15.90% 14.80% Nicaragua, 7.10% 6.50% Honduras, 12.30% 13.20%

Guatemala, 19.90% 16.10%

El Salvador, 8.70% 8.80%

Costa Rica, 16.40% 16.70%

Generación

SICA: Participación porcentual por país en 2015

Belice, 0.80% 0.50%

Capacidad Instalada

Belice, 1%

Costa Rica, 31%

El Salvador, 9%

Nicaragua, 6%

Panamá, 19%

Rep. Dominicana, 3%

Guatemala, 20%

Honduras, 11%

Energía renovable en 201534 629,3 GWh

Belice 0%

Costa Rica 0% El Salvador

8%

Guatemala 11%

Honduras 16%

Nicaragua 7%

Panamá 11%

Rep. Dominicana 47%

Energía no renovable en 201529 446,6 GWh

34

Geotermia en Centroamérica24

En la actualidad los recursos geotérmicos son de singular importancia para Centroamérica. Se estima que el potencial geotérmico puede rondar entre 3,000 MWe y 5000 MWe, pues la región se encuentra ubicada en una zona conocida como cinturón de fuego. Contar con esta fuente energética resulta vital, ya que no solamente representa energía de base con eficiencias arriba del 90%, sino que es una fuente totalmente limpia e ilimitada.

La geotermia aparece en las matrices eléctricas de algunos países, principalmente en Costa Rica (13%), El Salvador (25%), Nicaragua (15%) y Guatemala (2%). Honduras y Panamá no generan electricidad con este recurso. Pese a su potencial, extraña que la generación con recursos geotérmicos no ha sido debidamente desarrollada. Ello se debe a las grandes inversiones que requiere la etapa de exploración. Sin embargo, recientemente se ha trabajado en el desarrollo de mecanismos financieros que permitan un cambio en este ámbito (Ver Cuadro 1).

Cuadro 1. Geothermal Development Facility (GDF)

24 Estudio del Energy and Infrastructure Analysis Center (EIA Center). Guatemala. 2016.

Para hacer posible el desarrollo del recurso geotérmico en Centroamérica, en Noviembre de 2014 en la COP 20 de Lima, Perú, fue lanzado el GDF o “Geothermal Development Facility”, que consiste en un mecanismo financiero que integra distintas herramientas para la mitigación del riesgo en las diferentes etapas de proyectos geotérmicos, con el objetivo de facilitar y acelerar su desarrollo. El mecanismo fue diseñado por el banco de desarrollo Alemán (KfW por sus siglas en alemán), considerando su experiencia en el manejo de un fondo de mitigación para geotermia en África y contando con el apoyo de entidades de desarrollo tales como el BID, CAF, JICA y el BCIE, entre otros.

El apoyo financiero proveniente de este fondo cuenta con las siguientes características: (i) mitiga el riesgo de manera sustancial para las perforaciones exploratorias y de producción a través de un subsidio de hasta el 40% de los costos de dichas perforaciones, hasta un máximo de 3 perforaciones; (ii) facilita y acelera el acceso para la obtención de financiamiento a condiciones comerciales para perforaciones de producción y desarrollo a través de un seguro de explotación, así como mediante préstamos para la construcción de centrales generadoras; (iii) hace que las inversiones en proyectos geotérmicos sean más atractivas para los inversionistas y (iv) acelera la implementación de dichos proyectos. El ente encargado de administrar el GDF será el IDA Fund Management. Una vez implementado, el GDF promete ser la herramienta ideal para el desarrollo del enorme potencial geotérmico que la región posee.

Estructura del Mecanismo para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en LAC

Foro de asistencia técnicaDialogo político, coordinación

de programas existentes; ejecución de fondos de AT

Fondo de Mitigación de RiesgoSubsidios para estudios de

superficie / Contingency Grants para perforaciones

exploratorias

Líneas de finaciaciónpuente / de inversión

35

Mercado Eléctrico Regional (MER)

El MER25 fue creado mediante la firma del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central por Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá, bajo los principios de competencia, gradualidad y reciprocidad.

El MER es un séptimo mercado de electricidad, en el cual se realizan las transacciones regionales de compra y venta de electricidad entre los agentes del mercado de los países miembro. El MER tiene tres instituciones regionales: el Consejo Director del MER (CDMER) como órgano político, la Comisión Regional de Energía Eléctrica (CRIE) como regulador y el Ente Operador Regional (EOR) que administra y opera las transacciones de dicho mercado. El marco legal del MER está constituido por el Tratado Marco, el Primer y Segundo Protocolo, así como por las resoluciones y el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), emitidos por la CRIE. El Tratado Marco ordena la armoniosa coexistencia de la regulación regional con las regulaciones nacionales.

Actualmente la Empresa Propietaria de la Red (EPR) cuenta con 9 socios en partes iguales: Guatemala (INDE), El Salvador (CEL), Honduras (ENEE), Nicaragua (ENATREL), Costa Rica (ICE), Panamá (ETESA), España (ENDESA), Colombia (ISA) y México (CFE). El Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central, SIEPAC, fue creado con el fin de ser el primer sistema de transmisión eléctrica regional que interconecta los sistemas eléctricos de los países miembro. Para su realización se creó una empresa de capital mixto, posteriormente denominada Empresa Propietaria de la Red, con el fin de desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener dicho proyecto. Antes del Proyecto SIEPAC ya existían conexiones binacionales entre los países. El Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SIEPAC fue creado con el fin de ser el primer sistema de transmisión eléctrica regional para interconectar los sistemas eléctricos de los países miembro. Inició su construcción en 2002, poniéndose en operación comercial por tramos a partir del 2010. La obra se concluyó en 2014 con un costo de USD 494 millones, financiados con préstamos de los bancos multilaterales BID, BCIE, CAF y BANCOMEXT, y en un menor porcentaje con aportes patrimoniales de los socios26.

Existen dos maneras de operar en este mercado27: a través de contratos de largo plazo o un “Mercado de Contratos Regional (MCR)” y a través de un Mercado de Oportunidad Regional (MOR). En 2015 del total de las transacciones de inyección realizadas, un 58% (equivalente a 795.67 GWh) correspondieron al MCR y un 42% (equivalente a 572.77 GWh), se hicieron en el MOR. El principal país exportador en el MCR fue Guatemala con 661.7 GWh, mientras que el principal exportador en el MOR fue Costa Rica con 246.1 GWh. El Salvador es el principal país importador en ambos mercados, con retiros de 707.8 GWh en el MCR y 273.6 GWh en el MOR.

La Grafica 8 muestra la distribución mensual de transacciones en el MER durante 2015.

25 Decreto No. 25-98. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.26 A partir de la conclusión del proyecto en 2014, los países de la región han tenido que comenzar a armonizar la deuda y, por tanto, trasladan este costo a sus respectivos mercados eléctricos.27 Informe Anual CRIE 2015.

36

Gráfica 8. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional (MER). 2015.

Fuente: Elaboración propia con datos de Informe Anual CRIE 2016

En relación a los precios el informe de la CRIE indica que, con excepción de Panamá, estos disminuyeron durante el último trimestre de 2015, derivado de la baja en los precios del petróleo. La Gráfica 9 muestra la evolución de los precios durante 2015.

Gráfica 9. Precios en el Mercado Eléctrico Regional (MER). 2015.

Fuente: Elaboración propia con datos de Informe Anual CRIE 2016

180,000150,000120,000

90,00060,00030,000

0-30,000-60,000-90,000

-120,000-150,000-180,000

(+) I

nver

sion

es(-

) Ret

iros

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

DISTRIBUCIÓN MENSUAL DE TRANSACCIONES (MWH)AÑO 2015

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS

MES

USD

/MW

h

PRECIO PROMEDIO DIARIO POR SISTEMA ELÉCTRICO NACIONALAÑO 2015

NICARAGUA COSTA RICA PANAMA200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

-

ENER

O

FEBR

ERO

MAR

ZO

ABRI

L

MAY

O

JUN

IO

JULI

O

AGO

STO

SEPT

IEM

BRE

OCT

UBR

E

NO

VIEM

BRE

DIC

IEM

BRE

37

Durante el año 2015 el comercio intrarregional a través de SIEPAC experimentó una caída del 6% en comparación con el año anterior, debido a una reducción en las exportaciones de México hacia Guatemala. A finales de 2015 los países decidieron mantener en operación continua el enlace entre México y Guatemala. Con dicha decisión y con el inicio de las operaciones del mercado mayorista en México en Enero de 2016, se espera que las transacciones crezcan de manera importante.

Política Energética

Todos los países de la región cuentan con instrumentos de política energética. Resulta de suma importancia destacar que las naciones Centroamericanas presentan un alto grado de coincidencia respecto de la visión de su futuro energético. En este enfoque destacan aspectos como la diversificación de las matrices, la inclusión de energías renovables, la seguridad energética, así como la apertura e integración al mercado regional de electricidad. En 2008 Guatemala presentó su primera política denominada “Política Energética y Minera 2008-2015” que postulaba estrategias de largo plazo, tanto para el sector energético como para el sector minero. En el sector eléctrico estableció objetivos para 2015 que se cumplieron. Dicha política fue actualizada en 2013, ampliando el horizonte a 2027, denominándose “Política Energética 2013-2027”. Ésta solamente consideró temas energéticos, mas no los relacionados con la minería.

El Salvador por su parte en 2010 lanzó su política energética con lineamientos y objetivos enmarcados dentro de las acciones definidas a partir del Plan de Gobierno, dirigidas a configurar los escenarios energéticos de mediano y largo plazo (2010-2024)28. El Plan indicativo de la Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2026 también contempla la política energética en respuesta a la demanda de energía prevista, incluyendo la instalación de mayor capacidad a través de proyectos renovables, geotérmicos, térmicos o mediante intercambios con los sistemas eléctricos vecinos y el fomento de las fuentes renovables de energía.

Honduras no cuenta con una política energética específica, aunque la Secretaria de Asuntos Naturales y Ambiente (SERNA) hizo algunos intentos de formulación. En 2009 elaboró el informe titulado “Elaboración de la Política Energética y Plan Energético Nacional al 2030, Prospectiva Energética de Honduras”, en el cual se analizó profundamente el balance energético, indicando hacia dónde debieran dirigirse los esfuerzos a largo plazo. Además, en diciembre 2014 se llevó a cabo un taller para abordar la formulación de un Plan Energético Nacional, en el cual se analizaron las fortalezas y debilidades del subsector energético y cuyas conclusiones fueron presentadas al INE y a la ENEE.

En Nicaragua, en 2004 fue decretado el establecimiento de una política energética nacional. Los principales programas para la realización de la estrategia energética son los siguientes: (i) Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER), (ii) Plan Nacional de Electrificación Rural (PLANER); (iii) Estrategia Nacional de Leña y Carbón Vegetal (ENLCV) y (iv) Plan Maestro de Geotermia.

Costa Rica cuenta con una Política Energética que es la concreción del Plan Nacional de Energía 2015-2030, cuyo objetivo primordial consiste en la sostenibilidad energética con un bajo nivel de emisiones. El plan establece siete ejes estratégicos, de los cuales los ejes 28 El Salvador también reestructuró sus autoridades.

38

del subsector eléctrico son eficiencia energética, generación distribuida óptima, sostenibilidad de la matriz eléctrica y sostenibilidad del desarrollo eléctrico. Por otra parte, los ejes para el sector transporte son una flota vehicular más amigable con el ambiente, trasporte público sostenible y combustibles más limpios.

La estrategia de Panamá se refleja en el Plan Energético Nacional 2015-2050, cuya visión es establecer objetivos de largo plazo para asegurar un adecuado y seguro suministro de energía y permitir el crecimiento sostenido de la calidad de vida de los ciudadanos. Es importante destacar que el plan energético de Panamá fijó como horizonte el año 2050, considerando que a mitades del siglo se deberán cumplir muchas de las metas establecidas por los foros internacionales en materia de desarrollo económico y medio ambiente. El plan gira en torno a 4 ejes: acceso universal y la reducción de la pobreza energética, descarbonización de la matriz energética, eficiencia energética y sobriedad en el consumo.

La Tabla 4 presenta un resumen de los principales objetivos de largo plazo, incorporados en las políticas energéticas de los países de la región.


Países Objetivos de Política Año de Promulgación

Guatemala:Política Energética y Minera2008-2015

• aumentar la oferta energética a precios competitivos• diversificar la matriz energética priorizando las energías renovables• promover el desarrollo sostenible y sustentable a partir de recursos renovables y no renovables del país• incrementar la eficiencia energética e • impulsar la integración energética

2007

Guatemala:Política Energética 2013-2030

• seguridad del abastecimiento de electricidad a precios competitivos• seguridad del abastecimiento de combustibles a precios competitivos• exploración y explotación de las reservas petroleras con miras al

autoabastecimiento nacional• reducción del uso de la leña en el país

2012

El Salvador:Política Energética Nacional

• diversificación de la matriz energética• promoción de las energías renovables• fortalecimiento del marco institucional• promoción de la eficiencia energética• expansión de la cobertura de electricidad• establecimiento de tarifas preferenciales• innovación y desarrollo tecnológico• integración al mercado eléctrico regional

2010

Honduras Honduras actualmente no cuenta con una política energética específica.Nicaragua:Política Energética Nacional

• contribuir a la remoción de obstáculos legales e institucionales• garantizar los requerimientos de energía• utilizar prioritariamente fuentes de energía limpias renovables• promover la estabilidad en los costos de generación• establecer incentivos a las inversiones• impulsar el buen desempeño y eficiencia de los actores nacionales y privados• promover conductas competitivas y anti-monopólicos• promover una estructura final balanceada de consumo entre recursos

naturales autóctonos e importados• fortalecer y facilitar los procesos para la participación de la inversión

nacional y extranjera• fomentar opciones tecnológicas para promover el aumento de la cobertura eléctrica nacional• promover la participación del sector en los mercados energéticos regionales integrados

2004

Costa Rica:Plan Nacional de Energía 2015-2030

• promover la eficiencia energética• promover la generación distribuida• sostenibilidad de la matriz eléctrica• sostenibilidad del desarrollo eléctrico• contar con una flota vehicular más amigable con el ambiente• transporte público sostenible• combustibles más limpios

2014

Panamá:Plan Energético Nacional2015-2050

• acceso universal y la reducción de la pobreza energética• descarbonización de la matriz energética• eficiencia energética y sobriedad en el consumo• seguridad energética

2014

39

Algunas Lecciones Aprendidas

Luego de la revisión del desarrollo de los mercados eléctricos de Centroamérica y México en los últimos 20 años, se reflejan a continuación algunos de los resultados obtenidos que atañen a todos los países analizados.

Hasta inicios de la década de los noventa los requerimientos nacionales de energía eléctrica fueron cubiertos casi en su totalidad por empresas estatales verticalmente organizadas. A partir de 1993 se generó una transición con el retiro de las empresas estatales según la dinámica de cada país y se registró una participación significativa de productores privados, basada en licitaciones que permitieron precios competitivos favorables al consumidor. A partir de esta fecha el sector privado ha sido responsable de la mayor parte de las inversiones en el segmento de la generación.

Pueden distinguirse dos grupos de países: los que liberalizaron su industria eléctrica y llevaron a cabo procesos de privatización (Guatemala, El Salvador, Nicaragua, Panamá y recientemente Honduras y México) y los que únicamente han abierto (parcial o totalmente) el segmento de la generación y continúan operando bajo un régimen de comprador único, liderado por una empresa estatal verticalmente integrada (Costa Rica).

En los países del primer grupo, todos han experimentado un incremento sustancial de empresas generadoras. Sin embargo, como lo corroboran los índices de concentración, cuatro o cinco controlan entre el 76% y 90% de este segmento. No obstante, se han registrado interesantes progresos en la reducción de la participación del ente dominante que actualmente oscila entre un 24% y 40% en cinco países, permaneciendo en un nivel alto solamente en Costa Rica con un 82%.

El principal resultado de las reformas fue el incremento significativo de la capacidad de generación. El crecimiento de la oferta ha permitido obtener considerables márgenes de reserva. Adicionalmente, se ha mejorado la confiabilidad de las centrales generadoras, lo cual ha minimizado o evitado el riesgo de desabastecimiento. Las reservas también han favorecido el comercio intrarregional de electricidad.

Por otra parte, entre los años 90 y 2007 las fuentes de producción de electricidad experimentaron una marcada concentración en el uso de fuentes fósiles, con excepción de Costa Rica. Esto llevó a que la mayoría de los países del Istmo tuv ieran matr ices e léctr icas altamente dependientes de la importación de derivados del petróleo. Con la crisis petrolera y el aumento de los precios del crudo en 2007, los países se vieron obligados a adoptar políticas energéticas para buscar la generación a partir de fuentes renovables, existentes en sus territorios. Si bien la diversificación de las matrices eléctricas contribuye a la seguridad energética, debe considerarse la aplicación de nuevas tecnologías que permitan almacenar la electricidad generada a partir de fuentes intermitentes (solar y éolica) para realmente tener una seguridad energética.

En el segmento de generación las condiciones fueron favorables a las inversiones iniciales, sobre todo por los esquemas diseñados para disminuir los riesgos de mercado, como los contratos PPAs, los contratos a término y los avales del Estado, entre otros. Si bien esto ha sido positivo para los inversionistas, no lo ha sido tanto para las condiciones de país, por lo que los países han adoptado mecanismos de mercado como los procesos

40

de licitación para la compra de potencia y energía que han permitido comprar los requerimientos de generación a precios más competitivos.

Algo similar sucedió en el segmento de la distribución, debido a las concesiones de largo plazo a los grupos de inversionistas. En cambio, las inversiones a los generadores mercantes, las de transmisión y las de expansión de las redes de distribución rural han enfrentado dificultades, porque no cuentan con los esquemas de protección correspondientes.

En los países que privatizaron la distribución, el número de empresas distribuidoras efectivamente ha crecido, pero cuando mucho dos corporaciones poseen entre el 83% (Guatemala) y el 100% (en los otros países) de la prestación del servicio.

La actividad más débil en el segmento de distribución es la electrificación rural. A pesar de que ha avanzado -pues en todos los países se registraron aumentos importantes de la cobertura eléctrica-, aún hay muchos hogares al margen del servicio. Bajo el régimen estatal la región alcanzó un índice de electrificación (IE) de 64% en 1998. A partir de 1999, con la privatización de la distribución en tres países, el IE creció hasta alcanzar más del 90% en 2015 (con excepción de Nicaragua que aún está en 75%). En el campo de la distribución privatizada, Guatemala desde 1996 adoptó el compromiso de implementar, con recursos estatales, un agresivo programa quinquenal de electrificación a través del Programa de Electrificación Rural (PER).

En el segmento de la transmisión, después de las reformas la rectoría quedó a cargo de nuevas empresas estatales. Salvo en Panamá y Guatemala, donde el regulador aprueba los planes de expansión de la transmisión y los cargos (canon y peaje) por los servicios de transporte de energía -además de que es el garante de los préstamos contratados por la empresa transmisora-, en los otros países no existe plena confianza en los mecanismos de selección de ampliaciones y su repago por parte de los agentes privados. El tema, si bien aún no es crítico, requerirá mayor atención, sobre todo por la existencia de varios nodos y rutas críticas (ej. Nicaragua) con potencialidad de convertirse en “cuellos de botella” y poner en riesgo la integridad de las interconexiones de la región.

Dado que la etapa de control de calidad está iniciando, aún no se tienen indicadores confiables. Las estadísticas de las distribuidoras indican importantes mejoras en la calidad del servicio. Sin embargo, la percepción de los usuarios difiere de esto, especialmente en lo que respecta a algunas empresas que sirven a ciudades, poblaciones del interior y áreas rurales. Deberán aumentar y mejorar las inversiones en las redes de distribución para disminuir las pérdidas técnicas y no técnicas y con ello elevar la calidad. Los avances en la calidad del servicio eléctrico empezarán a tener crédito en la medida que los reguladores o terceras partes practiquen monitoreos periódicos y certifiquen los avances efectivos de cada distribuidora por zonas, regiones y poblaciones.

En materia regulatoria debe promoverse una mayor transparencia y certidumbre. Esto requiere de reguladores autónomos, con capacidad de tomar decisiones técnicas y desvinculados de cualquier objetivo político. Además, debe acelerarse la implementación de la normativa y de los instrumentos que garanticen la operación del mercado regional.

41

Retos Futuros del Sector Eléctrico en la Región Centroamericana

Las reformas de la industria eléctrica en la región han tenido significativos avances, pero aún quedan muchas tareas por resolver.

La revisión de las metas que los países centroamericanos adoptaron en 2007, con la firma de la “Estrategia Energética Sustentable Centroamérica 2020”29, ofrece una herramienta para identificar los retos que cada uno de los países enfrenta en este sentido. La siguiente tabla presenta una evaluación propia de los países que han logrado el cumplimiento de las metas y aquéllos que aún enfrentan retos para lograr su cumplimiento, esto en base al diagnóstico descrito en las secciones anteriores. Seguido de este cuadro, se sugieren medidas que cada país podría implementar para avanzar en el cumplimiento de los objetivos trazados para el año 2020.

29 La Estrategia Energética Sustentable Centroamericana 2020 fue aprobada inicialmente por los Directores de Energía y los Directores de Hidrocarburos, durante la reunión llevada a cabo en Ciudad de Guatemala, el 12 de noviembre de 2007, con base en la propuesta de Diciembre de 2005. Posteriormente, los Ministros de Energía aprobaron dicha Estrategia en su reunión del 13 de Noviembre de 2007.

Meta Países que han cumplido

Países que enfrentan retospara cumplir la meta

a) Acceso a la energía por parte de la población con menos recursos

1) Alcanzar al menos el 90% de cobertura eléctrica en cada uno los países de la región.

Guatemala (91%)El Salvador (97%)Honduras (92%)Costa Rica (99%)

Nicaragua (78%)

b) Uso racional y eficiencia energética *12) Reducir en 10% el consumo de leña para cocción, mediante la utilización de cocinas más eficientes, en un millón de hogares rurales centroamericanos.

Guatemala (aún es alto eluso de leña)

3) Reducir en 12% el uso de energía eléctrica en los sectores residencial, comercial, industrial y alumbrado público, mediante la sustitución de sistemas de iluminación eficientes.

El SalvadorCosta Rica

GuatemalaHondurasNicaragua

4) Reducir en 35% el uso de energía eléctrica para refrigeración en el sector residencial, mediante la sustitución de refrigeradores antiguos por unidades más eficientes, en 2,7 millones de hogares.

Costa Rica GuatemalaEl SalvadorHondurasNicaragua

5) Reducir en 10% el uso de energía eléctrica en el sector industrial, mediante el uso de motores eficientes.

Costa Rica GuatemalaEl SalvadorHondurasNicaragua

6) Llevar al menos al 12% el nivel de pérdidas en los sistemas eléctricos de los países de la región.

Guatemala (EEGSA 5%)

Guatemala (ENERGUATE +35%, EEMs + 50%)

7) Reducir en 10% el consumo de derivados del petróleo en el transporte público y privado, mediante medidas de manejo eficiente, aplicación de normas para la importación de vehículos, fomento al transporte público, entre otros.

Costa Rica GuatemalaEl SalvadorHonduras Nicaragua

c) Fuentes renovables de energía

8) Aumentar en 11% la participación en el mercado eléctrico regional de fuentes renovables en la producción de electricidad, principalmente mediante la construcción de centrales hidroeléctricas.

Guatemala (Varias tecnologías: Hidro, Eólica, Solar)

El Salvador (Geo)Honduras (Eólica)

Nicaragua (Eólica & Geo)Costa Rica (Hidro - Reventazón)

El Salvador *2HondurasNicaragua

d) Biocombustibles para el sector transporte

9) Sustituir el 15% del consumo de derivados del petróleo en el transporte público y privado mediante el uso de biocombustibles.

n.a. n.a.

e) Cambio climático 10) Reducir en un 20% la emisión de gases de efecto invernadero con respecto al escenario tendencial en el 2020, maximizando la aplicación de los certificados de reducción de carbono.

Costa Rica GuatemalaEl SalvadorHonduras Nicaragua

*1 Los países que se indican en esta casilla aún deben emitir políticas nacionales de eficiencia energética y adoptar objetivos puntuales por año, así como identificar la línea base para poder evaluar mejoras y lograr el uso racional de la electricidad mediante la eficiencia energética.*2 Pese a que estos tres países han incorporado recursos renovables en su matriz (El Salvador - geotérmico, Honduras - eólico, Nicaragua - geotérmico y eólico), deberán hacer esfuerzos para incorporar el recurso hídrico, con el fin de lograr matrices eléctricas un poco más diversificadas. Sin embargo, la cantidad y la gradualidad con la que lo incorporen dependerán de las decisiones de política pública nacional.

Tabla 5: Grado de Avance en el Cumplimiento de las Metas de la Estrategia Energética Sustentable Centroamérica 2020 e Identificación de los Retos para la Región

42

Algunas medidas sugeridas, por país, para atender los retos

Guatemala

• Mejorar el ambiente para la competitividad - país (agenda económica).• Solventar el tema de la interconexión con México (agenda internacional).• MER: Solventar las rivalidades existentes con los otros países para avanzar en los

instrumentos y normativa que se requieren para realizar más transacciones -i.e. derechos de transmisión- (agenda internacional).

• Diseñar una estrategia integral para el desarrollo de los recursos geotérmicos (reglamentación, claridad para la obtención de los derechos de uso del recurso geotérmico, diseño de licitaciones con plazos de acuerdo a los requerimientos de inversión de este tipo de recurso).

* Gestionar una Ley de Geotermia, de particular interés por el tema de la obtención de permisos/licencias/concesiones (agenda legal/distribución). * Aclarar el tema de las concesiones de geotermia -actualmente en poder del INDE- que vencen en octubre de 2017, sobre todo a la luz de los problemas financieros que enfrenta la institución. * No existen PPAs específicos para geotermia.• Concretar los compromisos del Proyecto de Expansión de la Transmisión -PET- (resolver

tema de obtención de servidumbres, obtención de avales municipales, cambios de trazos, sobrecostos, etc.).

* Obtener una Ley de Servidumbres (transmisión).• Concretar los compromisos del Programa de Electrificación Rural -PER- (transmisión

- distribución).• Lograr una “smart grid” en el corto plazo (distribución).• Empujar una Estrategia Nacional para el tema de Eficiencia Energética (lograr la

aprobación pendiente del Proyecto de Ley de EE, detenido en el Congreso de la República).• Solventar los temas de conflictividad que enfrentan los proyectos de generación,

principalmente hidroeléctricas y posiblemente proyectos geotérmicos en el futuro cercano.

• Definir el grado de participación del país en el proyecto del gasoducto ¿De qué manera afectará el mercado eléctrico? ¿Qué sucederá con los precios de la electricidad?

El Salvador

• Fortalecimiento del sector de transmisión (transmisión/agenda del regulador).• Gestionar una Ley de Geotermia (agenda legal/distribución).• Los fondos de LaGeo son restringidos y sujetos a las decisiones del Grupo CEL.• Facilitar el proceso para la concesión de nuevos prospectos geotérmicos.• No existe un PPA específico para proyectos geotérmicos y hasta el momento no ha

habido licitaciones específicas o negociaciones directas. El Grupo CEL puede integrar las GGP en su amplio portafolio de generación.

• Los mejores prospectos geotérmicos ya tienen concesiones y las plantas son propiedad de LaGeo.

• Facilitar el procedimiento para otorgar concesiones geotérmicas, dado que actualmente es complicado y prohibida para la competencia.

• Incentivar el interés de los desarrolladores privados en la geotermia.

43

• El crecimiento ha estado acompañado por el aumento en la dependencia de las importaciones y la reducción en las fuentes renovables. Se sugiere a las instituciones involucradas en la gestión energética a invertir en el desarrollo y la modernización de las fuentes generadoras nacionales.

• Para atender el crecimiento previsto en la demanda que para 2026 se estima en 8,850 GWh, se debe continuar con los Planes Indicativos de Expansión de la Generación, incluyendo la instalación de una mayor capacidad a través de proyectos renovables, geotérmicos, térmicos o mediante intercambios con los sistemas eléctricos vecinos.

Honduras

• Lograr a la brevedad la “formalización” total de su mercado eléctrico en cuanto a las instituciones, reglamentación, regulación, pues actualmente se encuentra en estado de transición (mercado eléctrico).

• Lograr un mejor desempeño en el MER (agenda internacional).• Fortalecer el sector de transmisión (transmisión/agenda del regulador).• Desarrollar seriamente los recursos geotérmicos (Política Energética, agenda de

sostenibilidad y seguridad energética).• Gestionar una Ley de Geotermia (agenda legal/distribución).• Revisar el proyecto del gasoducto ¿Cómo afectará el gasoducto en caso de que el proyecto se lleve a cabo, en vista de los compromisos adquiridos en el pasado reciente?

Nicaragua

• Mantener su actual política de atracción de inversiones (agenda económica).• Fortalecimiento del sector de transmisión (transmisión/agenda del regulador).• Desarrollar seriamente los recursos geotérmicos (Política Energética, agenda de

sostenibilidad y seguridad energética).• La participación obligatoria del 10% para la ENEL en cada empresa de propósito

especial del sector privado para exploración y explotación hace que el sector privado tema invertir en estas condiciones. Adicionalmente, el 100% de las inversiones deben ser financiadas por un socio privado.

• En vista que la ENEL no cuenta con fondos y no desarrolla sus propios proyectos, se debe propiciar que esta institución logre una mejora sustancial en sus ingresos. Además, se sugiere buscar un apoyo financiero internacional estable.

• Dependiendo de las expectativas del MEM, procurar que las negociaciones para un PPA sean lo menos complicadas posible.

Costa Rica

• Estudiar a fondo la posibilidad de modificar la estructura de su mercado eléctrico para hacerlo más eficiente hacia un modelo “market oriented” (agenda económica).

• Mejorar la diversificación de su matriz. Tiene 75% hidro y 13% geotermia. (política energética, sostenibilidad y seguridad energética).

• Fortalecer el sector de transmisión (transmisión/agenda del regulador).• Se sugiere buscar una solución a la prohibición del desarrollo de la energía geotérmica

en Parques Nacionales, pues es un serio obstáculo para el desarrollo del mercado eléctrico.

44

• Desde el punto de vista del consumidor, no existen precios establecidos de una manera competitiva, excepto por una pequeña proporción (15%) de la energía suministrada por IPPs. Esto debería cambiar para beneficio de los consumidores finales, promoviendo una mayor competencia.

• Se sugiere otorgar más oportunidades al sector privado para participar en la generación de electricidad con energía geotérmica.

Panamá

• Mejorar la diversificación de su matriz energética a través de una transición ordenada hacia una economía más baja en contenido de carbono. Tiene 66% hidro y 32% térmica (Política Energética, sostenibilidad y seguridad energética).

• Lograr el acceso universal y la reducción en la “pobreza” energética.• Lograr la implementación de medidas de eficiencia energética y la sobriedad en el

consumo.• Lograr seguridad energética, reduciendo la dependencia en la importación de

combustibles.• Llevar a cabo las acciones planteadas en el Plan Energético Nacional (PEN): elaboración

de este plan (PEN), manejo integral de las cuencas hídricas, ordenamiento territorial, asignación de un precio al contenido de carbono de la energía, implementación de la ley de eficiencia energética, reordenamiento de las leyes relacionadas con fuentes renovables, implementación de ciudades sostenibles y un programa de energía y educación.

Retos en Común para los Mercados Eléctricos de Centroamérica

• Estar vigilantes ante las nuevas políticas energéticas de los EE.UU.: • ¿Habrá un gasoducto? ¿Cómo incidirá?• Si se fortaleciera la industria petrolera, ¿Qué sucedería con los precios?, ¿Cómo

afectaría a los países de CA? ¿Se seguiría apoyando/financiando el tema de energías renovables? (agenda internacional).

• Fortalecimiento de los Planes de Expansión tanto de generación como de transmisión para evitar congestionamiento de las redes locales (agenda del mercado eléctrico).

• Mejoramiento del control de calidad de las redes de distribución y posibilitar el paso hacia redes inteligentes (distribución).

• Fortalecer los esfuerzos y medidas relacionadas con el uso racional de energía y el incremento de la Eficiencia Energética.

• Fomentar las Alianzas Público-Privadas.• Asegurar los mecanismos económicos y financieros para la ejecución de mayores

inversiones en generación con fuentes renovables. • Prestar atención a los temas sobre cambio climático y su impacto a corto, mediano

y largo plazo sobre los recursos energéticos renovables. Una posible meta sería la reducción en un 20% de las emisiones de efecto invernadero.

• Continuar fuertemente los esfuerzos de integración eléctrica a través del MER, mediante el fortalecimiento de la competencia y la armonización de los instrumentos regulatorios.

• Resulta imperativo seguir contando con el apoyo de la comunidad internacional en materia de financiamiento y asesoría técnica, particularmente en mercados en etapas tempranas de desarrollo como el de Honduras.

45

Reflexiones Finales

Los éxitos y rezagos en el desarrollo del sector eléctrico y los respectivos mercados nacional varían, dependiendo de las condiciones particulares de cada país.

Dentro de los aspectos positivos relevantes deben mencionarse el incremento en la oferta de electricidad y de los márgenes de reserva. Esto ha permitido contar con precios más competitivos y ha posibilitado la disminución y eliminación respectivamente de situaciones de desabastecimiento. Cabe resaltar también la introducción de algunas nuevas tecnologías en el parque de generación, así como el incremento en el monto de las inversiones privadas, que ha permitido importantes mejoras de eficiencia en el segmento de generación y muy recientemente en la transmisión, para con ello lograr un servicio de electricidad de calidad en beneficio del consumidor y del desarrollo de la región.

46

BIBLIOGRAFÍA

• Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). 2016. Informe Anual. 2016.• • Administrador del Mercado Mayorista (AMM). 2015. Informe Anual. Guatemala, s.n.,

2015.• • Comisión Económica para América Latina (CEPAL). [En línea] www.cepal.org.• • Comisión Económica para America Latina (CEPAL). 2015. Estudios Sobre el Subsector

Eléctrico de los Países del Sistema de la Intergración Centroamericana (SICA). México D.F., s.n., 2015.

• • Comisión Económica para América Latina y El Caribe. 2003. Evaluación de Diez Años

de Reforma en la Industria Eléctrica del Istmo Centroamericano. México, D.F., s.n., 2003.• • Comisión Federal de Electricidad (CFE). Informe Anual 2015. México D.F., s.n.• • Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE). [En línea] www.cnee.gob.gt.• • Consejo Nacional de Energía (CNE). [En línea] www.cne.gob.sv.• • Davivienda. Informe de Energía para Centroamérica. 2015.• • Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). [En línea] www.enee.hn.• • Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL). [En línea] www.enel.gob.ni.• • energuia. [En línea] www.energuia.com.• • Energy and Infrastructure Analysis Center (EIA Center). Estudios Regionales. 2015.• • Grupo ICE. [En línea] www.grupoice.com.• • MiAmbiente. [En línea] www.miambiente.gob.hn.• • Ministerio de Energía y Minas. [En línea] www.mem.gob.gt.• • Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). [En línea] www.olade.org.• • Secretaria de Energía (SENER). Prospectiva del Sector Eléctrico 2015-2029. México DF : s.n.• • Secretaria de Energía. 2015. El Mercado Eléctrico en Panamá. Panamá, s.n., 2015.• • Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).• • [En línea] www.siget.gob.sv.

alianza para centroamérica en colaboración con...

Documents