Urgencia de una ley electrica

La Ley General Eléctricaes una verdaderaUrgencia Nacional

Ricardo Trujillo Molina

Máster en Ciencias de la Ingeniería Eléctrica

Universidad de California en Santa Bárbara

Ex Candidato a diputado por el ML

Agenda • El modelo eléctrico actual: éxito, limitaciones

agotamiento, distorsiones y aberraciones.• Incremento sostenido de las tarifas a partir

del año 2000 y su impacto inflacionario: explicaciones y justificaciones

• Aberración tarifaria vigente: • Tendencias en la demanda eléctrica y su

impacto en la creación de empleo servicios• Problemática de la matriz eléctrica actual con

recursos renovables

Agenda • Proyectos hidroeléctricos del ICE con sus

altos costos y limitaciones inherentes • Tendencias regionales hacia similar cobertura

y hacia una reducción de costos con recursos renovables.

• Nuevas tecnologías para la generación base a un bajo costo y con baja contaminación.

• Ley de Contingencia Eléctrica para el ICE• Ley General Eléctrica y sus beneficios al

abonado y a la industria en general

•

El modelo eléctrico actual

1) Le corresponde al ICE la responsabilidad de suplir la demanda eléctrica, o sea, el determinar la potencia de generación y reservas adecuadas para suplir la energía requerida en todo momento y a futuro

2) A la ARESEP, la fijación de tarifas bajo el principio de generación y distribución al costo, mas un rédito para la expansión de las redes, en cumplimiento al principio de solidaridad, para así brindarle el servicio al 100% de la población.

Periodo estabilidad en tarifas 79-02 Gráfico Nº 3

ICELEC: Tarifa promedio anual por KWh1979-2000

colones de 1995

0

5

10

15

20

25

1979

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1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

años

colo

nes

tarifa promedio tarifa residencial tarifa general tarifa industrial

Ingreso dePlantas Privadas Ley 7200

Limitaciones del modelo cerrado

• La producción de energía tiene que ser igual a la demanda en todo momento, y para ello está controlada por un centro de despacho de energía del ICE, lo cual implica que a falta de un mercado regional abierto para la exportación de excedentes, existe un desaprovechamiento de la capacidad de potencia máxima hidroeléctrica en la temporada lluviosa, y el uso intensivo de la generación térmica con combustible fósil en meses secos.

El modelo eléctrico actual (P = 230KV x I @ 60 Hz)

Líneas de TransmisiónAlto Voltaje

Monopolio del ICE

GeneraciónICE, Coop Elec ESP y PrivadosSin Competencia

DistribuciónSin CompetenciaAlguna. Se respetanZonas territoriales

Otros

CentroControl

ICE

VERANO

I.C.E.Plantas

Térmicas

D E M A N D A

ICE

CNFL

JASEC ESPH

Coope

Corriente Variable A frecuencia y Voltajes fijos (calidad)

No permite la expansión de laGeneración y Demanda a

tasas de crecimiento mayores al 2 o 3 % anual

Índices de Cobertura Eléctrica en C.A.

Para finales 2011Cifras de CEPAL

Belize Guatemala 85,3% El Salvador 92,0%Honduras 82,0%Nicaragua 75,0%Costa Rica 99,6%Panamá 91,0%

Éxito y dificultades del modelo actual • Se logró expandir la cobertura del sistema

eléctrico nacional a prácticamente el 100% de la población a lo largo y ancho del territorio• El rédito para solidaridad en la distribución no está

siendo ya mas utilizado en la expansión de las redes y del servicio, pues ya se alcanzo el100%, sino que esta siendo desviado hacia otros fines, lo cual mantiene la tendencia al alza tarifaria.

• La falta de competencia y apertura total en la generación eléctrica, así como la auto restricción al uso de solo recursos renovables, está empujando la tarifa a niveles similares a los de nuestros vecinos, perdiendo la competitividad del país.

• Se ha alcanzado el 99.7 % de cobertura en servicio eléctrico a la población actual

• Se ha alcanzado una capacidad total en generación de 2,400 MWatts de potencia y de 9,700 GWhora en energía anual generada, (demanda máxima diaria de 1,505 MW y producción energía diaria de 29,2 GWhora )

• El consumo energético eléctrico anual por habitante es de 1,90 MWh (vs Panama = 1,88 MWh y Chile 3,2 MWh)

Resumen Situación Actual

Sin embargo, ya ingresamos a un periodo de crisis a causa de:

• Las tarifas eléctricas en colones, se han desestabilizado, y vienen creciendo desde el 2002, al ritmo vertiginoso de un 25% anual, convirtiéndose en el servicio publico con tarifa regulada de mas impacto en el índice de inflación anual. (17% en el 2009, según el BCCR)

Alza en Tarifa Comercial del

200%en 9 años =

1,85 % mensual22,2 % anual

¢ 100 Colones el KWhora Año 2011

¢ 33 Colones el KWhora Año 2002

Tarifas de Generación Eléctrica Colones /KWh ( US$ 0,07 promedio)

0

10

20

30

40

50

Hora Pico 46,5 46 43,1

Hora Valle 38,1 37,7 35,4

Hora Noche 32,4 32,1 30,1

ICE y CNFL Distribuc Usuarios

Tarifas al abonado Colones/KWhora

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180 ICE Res Exceso 300KWh

ICE Comercial 3,000KWh

CNFL Comercial

Coopelesca Comercial

JASEC Commercial

ICE Resid. 200 KWh

CNFL Resd 200 KWh

CNFL Res. 200 KWh

Copelesca Res 200 KWh

ESPH Res 200 KWh

Tarifas Comerciales

Tarifas Residenciales

Tarifa Penalización Residencial

Generacion35%

Transmision8%

Distribucion57%

Desglose de Tarifa Comercial CNFL

C100/KWatthora

Crecimiento de la facturaciónnacional en energía eléctrica

a tarifa comercial Incremento Precio KWH Incremento

• 2002 1,613 GWh XXX ¢ 33,40 XXX• 2003 1,774 9,9% ¢ 34,37 3%• 2004 1,922 8,3% ¢ 38,99 13%• 2005 2,068 7,6% ¢ 43,85 12 %• 2006 2,235 8,0% ¢ 49,98 14 %• 2007 2,440 9,2% ¢ 54,85 10 %• 2008 2,601 6,6% ¢ 64,75 18 %• 2009 2,692 3,5% ¢ 84,12 30 %• 2010 2,880 7,0% ¢112,00 33 %

Tendencias en Demanda EléctricaSector Servicios ( Hoteles, Datacentros, Edificios, Malles, comercios Gobierno ) crece al 9% anual, por el requerimiento de iluminación diurna, y fuerza motriz para la climatización de ambientes y alimentación de sistemas electrónicos. Por cada 10m2 de espacio, se genera un empleo de mediana o alta remuneración (forum, global park, etc). Cada nuevo empleo en esa área requiere de 4 a 5 MWhora anuales. El CFIA ha aprobado 8.3 millones de m2 para construcciones nuevas para servicios durante últimos 5 años.

Sector Industrial crece al 3% anual, impulsado por la Agroindustria y sus requerimientos de refrigeración, a falta de maquinaria pesada.

Sector Residencial crece al 3.5% anual, pero el promedio por residencia permanece estable en 245 KWhora por mes, en gran medida por la mejor eficiencia en bombillos y electrodomésticos.Esto cambiaria drásticamente con la adopción de los carros híbridos y eléctricos, a razón de 15 KWhora diarios adicionales, 450 KWhora mensuales adicionales. ( Consumo promedio seria triplicado )

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Residen-cial

NaN 2720 2854 2951 3056 3183 3283 3344 3312 3355 3455 NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

Servicios NaN 1613 1774 1922 2068 2235 2440 2601 2692 2831 3100 NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

Industrial NaN 1861 1912 1950 2046 2240 2250 2206 2031 2088 2130 NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN NaN

250

750

1250

1750

2250

2750

3250

3750

Demanda de Energia Electrica en Costa Rica por sectores

GWatthora

Para finales del 2013 la demanda electrica del sec-tor servicios habra superado a la residencial

Para mediados del 2007 la de-manda electrica del sector servi-cios supero a la del sector indus-trial

Datos esti-mados parael ano 2011 de acuerdo a tasa promedio de crec-imiento

El sector que mas energía demanda ya no es el residencial, sino el de servicios, con una tasa de crecimiento anual del 9%, con tendencia a alcanzar los 6 TWhora para el 2020.

Disparadores de la demanda comercial eléctrica :

Aire AcondicionadoRefrigeración

IluminaciónComputación

y a corto plazo será también : recarga de baterías en flota

vehicular hibrida

Área Construcción por empleado

STARTEK3,300m2 /400 personas

8.25 m2 / empleo

FORUM SANTA ANA68,521m2 / 5,950 personas

11.5 m2 / empleo

Aprobación Planos CFIA 2008Comercial + Turístico + Institucional + Salud = 26.48%

5,61

2,890,97

0,554,88

2,922,89

48,32

7,85

21,18

0,08

1,86

Habitacional

Comercial

I ndustrial

Sanitario

Agroindustrial

Obras Complementarias

Urbanístico

Turístico

I nstitucional

Deportivas

Salud

Religioso

Aprobación Planos CFIA 2011Comercial + Turístico + Institucional + Salud = 31.7%

Demanda Comercial 2010 = 33.3% COSTA RICA, S.E.N.: ABONADOS PROMEDIO, VENTAS EN UNIDADES FÍSICAS Y MONETARIAS

CONSUMO POR ABONADO Y PRECIO PROMEDIO DEL KWh SEGÚN EMPRESA DISTRIBUIDORA

POR SECTOR DE CONSUMO. ACUMULADO A DICIEMBRE DE 2010

EMPRESA DISTRIBUIDORA RESIDENCIAL GENERAL INDUSTRIAL ALUMBRADO TOTAL

TOTAL

ABONADOS 1.264.418 181.084 9.129 -- 1.454.631

VENTAS EN MWh 3.355.094 2.831.728 2.088.242 220.216 8.495.280

VENTAS EN MILES DE COLONES 238.144.801 247.563.276 143.470.057 18.452.450 647.630.584

CONSUMO POR ABONADO (kWh) 221 1.303 19.062 -- 474

PRECIO PROMEDIO POR kWh (¢) 70,98 87,42 68,70 83,79 76,23

US$ 0,139US$ 0,171

US$ 0,135US$ 0,149

Perdida de competitividad productivaEl equivalente de la tarifa actual del ICE en US$ ya excedió a las tarifas eléctricas promedio vigentes en los USA , a pesar de que es energía mas cara producida en base a carbón y gas, transportados hasta la planta generadora

Recarga diaria de las baterías internas de los futuros Automóviles Eléctricos = 15 KWhora

Carga lenta a 120VACCarga Rápida a 240 VAC

Carga Veloz a 440VAC

Tendencias en Generación Eléctrica1) El ICE continua apostando a la hidroelectricidad en sus

proyectos estrella a futuro, como son el Reventazón y el Diquis, con el cuento de que sus embalses permitirán la regulación plurianual de su vaciado, sustituyendo parte de la generación térmica, pero sin comprometerse a un valor estimado de la producción a futuro en Centavos de dólar por Kilovatio hora.

2) La inversión privada esta prácticamente paralizada no solo por los topes en las leyes actuales, sino por la falta de un modelo tarifario que debió emitir la ARESEP hace mas de 10 años, y que ha congelado las tarifas de generación privada a valores muy por debajo del costo actual .

3) La mayoria de los proyectos de generación de las cooperativas y empresas publicas son pequeñas plantas para el auto- consumo, y siguen siendo de operación estacional como las eólicas de la CNFL y CoopeSantos y las hidro a filo de agua.

Problemática de la Generación Térmica de alto costo marginal

35%

25%

20%

12%7%

1% 1%

MWh Reales despachados del dia Viernes 1ro de Abril del 2011

Térmico ARDESA Filo-ICE GeotérmicoOtras Intercambio Eólico

9,907 MWattshora

Patrón de Generación Optimo

Generación Térmica en Verano

Pero también….. en Invierno

Crecimiento de la potencia térmica en respaldo de la renovable en meses de verano

Costo Marginal estacional al 2025

Ubicación geográfica del PH Diquis

Proyecto Hidroelectrico Diquis (ICE)

Potencia655MWCostoUS$

2072M******

US$3,163 por KWpotencia

productiva

Represa de enrrocado con cara de concreto. Altura : 172 metros

Estructura de costos del cemento

Transporte de materiales para la construcción de la represa durante por lo menos 5 anos

Túnel principal de 11 Km largo x 10 m diámetroperforado con brocas de diamante

Potencial altura hídrica ¿250 m? o ¿200m?

¿ Caudal de operación suficiente?

• Si el potencial de una hidroeléctrica es para efectos prácticos de 9 x Caudal x Altura y sabemos que el salto de aguas o la altura máxima aprovechable será de 200m, entonces se requiere un caudal de 333 metros cúbicos de agua por segundo para generar 600 MWatts. Pero el caudal anual promedio del rio General es de solo 182,3 m3/seg de acuerdo a la información que brinda el ICE.

Potencia instalada

Montos no contemplados

• Sub estimación de presupuesto y/o alzas durante la obra = 25% = US$ 525 millones

• Pago de intereses durante cinco años de la obra (asumiendo desembolsos de $518 /año y una tasa del 9% ) = US$ 700 millones

• Intereses a pagar durante 20 años al 9% anual sobre (préstamo + intereses = US$ 3,290)= US$ 3,833 millones

• Costo de la operación y mantenimiento = 1% anual sobre el total del capital invertido

Monto total del Proyecto

• El monto total del proyecto podría alcanzar los US$ 7,641 millones, el cual tendría que pagarse con la producción anual de 3,050 GWhora durante 20 años con un costo inicial estimado en US$ 0,125 /KWhora.

• Se asume que el factor de planta será del 60% de manera que la producción anual no podrá exceder a los 3,050 GWhora.

¿Es confiable hoy día el ICE para cumplirnos a tiempo y en costo ?• Desgraciadamente los graves casos de

corrupción relacionados con las grandes contrataciones del ICE siguen todavía en las instancias judiciales, y no hay ninguna garantía de que no vuelvan a ocurrir.

• El ICE ha sido prácticamente incapaz de cumplir con los cronogramas de construcción propuestos, incidiendo con ello en alza de costos y por ende en tarifas

Grandes contratos con el estado y sus instituciones gran

tentación y estimulo a la corrupción mayor costo de obras

Beneficio a testigo de Fiscalía retrasa juicio ICE - ALCATELLobo declarará contra ex mandatario Rodríguez a cambio de no ser acusado

Portada La Nación 20 de Abril del 2010

Testigo Contra Rodríguez devolvió US $ 1,5 millones Portada La Nación 21 de Abril del 2010

Demoras + percances = alzas en costos en últimos proyectos del ICE

• Construcción de planta Pirris tiene un 87,4% de avance • Pirrís generará la energía hídrica más cara del país (US$ 0.13/ KWh) y

costará un 30% más que el KWh promedio hidroeléctrico ($0.10/KWh)• Planta empezaría a operar en 2011, con 3 años de atraso y el doble del

costo inicial Pagina 4A La Nación , 19 de abril 2010

Generadoras Privadas se construyen a tiempo, son mas eficientes y producen a menor

precio • Eólica Guanacaste con 49,5MW entro en

operación 7 meses antes de lo previsto y producirá energía eléctrica a $ 0,097/KWh en verano y a US$ 0,038/KWh en la época lluviosa. Emplea a solo 26 personas y se construyo en apenas 20 meses

La Inversión privada es vital para complementar la capacidad en

generación para el 2020, para mas adelante y para exportar excedentes

durante la época lluviosa

• Pero para incentivar la inversión privada es necesario un marco legal que le garantice un mercado abierto, en contraste con el aval del estado y el monopsomio que han garantizado todas las inversiones del ICE

Tendencias en el mercado regional

• Esta cambiando rápidamente de sistemas basados en generación térmica, hacia sistemas con recursos renovables y con no renovables de mas bajo costo que los derivados del petróleo ( gas natural y carbón mineral ) (+ competitivos)

• Sus mercados internos están rápidamente siendo atendidos por pequeñas centrales de bajo costo, y la cobertura poblacional expandiéndose hacia el 90% (+ competitivos)

ISTMO CENTROAMERICANO: LAS FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA Y EL CUMPLIMIENTO DE LA ESTRATEGIA

Informe de la CEPAL LC/MEX/L.953 del 22 de diciembre de 2009

• Las cifras anteriores significan que, entre 2009 y 2011, los países centroamericanos incorporarán 1.527 MegaWatts de energía renovable,con inversiones de alrededor de US$ 3.400 millones de dólares.

• Guatemala con 8 Hidroeléctricas (384MW)• Honduras con 2 Hidroeléctricas (250MW) + eolicas • Nicaragua con Geotérmicas, Hidroeléctricas y Eolicas• Panamá 15 Hidroeléctricas en construcción (597MW) +

otras concesiones ( 821 MWatts)

Documento disponible en www.grupoice.com/wps/portal/gice/elect_hubBajo el titulo de Proyectos Energéticos

La “biblia” en Turbinas de Gas

Contaminación Atmosférica de CO2

• Una planta de 570 Mwatts libera 1,661 MTons por año = 4,552 Tons/dia x 500m3/Ton = 2,27 Mm3 por día

• Un ser humano exhala 0,018 M3/hora= 0,432 m3/día, de manera que todo C.R. contamina x 5 millones = 2,16 Mm3 por día

• CONCLUSION: Una Planta 570 MW de GNCC es tan contaminante de CO2 a la atmosfera, como lo es la población de CR por el simple hecho de respirar y exhalar.

Análisis de Rentabilidad de una TGCC

• Analisis de Rentabilidad de una Turbina de Gas en ciclo combinado con capacidad de 600 Megavatios de Potencia maxima y con un precio de generacion a razon de US$ 0,065 el Kilovatio hora.

• Conclusion: rentabilidad asegurada siempre que el precio del gas natural no exceda a los US$ 6,00 el MMBTU puesto en la planta.

Precio USA del Gas Natural

Durante los últimos tres años, el MMBTU se ha cotizado por debajo de los $ 7,00En el ultimo año, por debajo de los $ 4,50

Precio Actual = US$ 1,908

Costos estimados de las Plantas TGCC

Calculo de Rentabilidad de una TGCCInitial Data

Variable Value Name or Formula

Capacity, kW 600.000 cap

Capital cost, $/kW 600 costkw

Useful life, years 20 life

Capacity factor 85% capfac

Maintenance cost, $ 12.000.000 maint

Heat rate, BTU/kWh 9.000 heatrateInterest rate 8% intrate

Electricty price, $/kWh 0,065 price

Key Intermediate Calculations

Construction cost, $ 360.000.000 capcost = cap*costkw

Effective capacity, kW 510.000 effcap = cap*capfac

Hours per year 8.760 hours = 365*24

Generation, kWh per year 4.467.600.000 kwh = effcap*hours

Annual revenue, $ 290.394.000 rev = kwh*price

Fuel required, million BTU 40.208.400 fuel = kwh*heatrate/1000000

Fuel Cost Scenarios

Low Middle High

Price per mcf, $ 6,00 7,00 8,00 gasprice

Annual cost of fuel, $ 241.250.400 281.458.800 321.667.200 fuelcost = fuel*gasprice

0

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1000

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2500

3000

1 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351

Meses

Mil

lon

es $

$$$

Comparativo de Gastos e Ingresos : Diquis vs TGCCSupuestos 600 MW con 0,6 y 0,94 uso plantasUtilidades de 3 y 2 centavos dólar por KWh generadoAmortización a inversión de $8M mensuales

El modelo eléctrico Ley Contingencia o Ley Parche de la Admon. Chinchilla

Transmisión Generación Distribución

Eleva los actualesTopes de GeneraciónPrivada del 15% al 25%

Coloca al MINAET Como el enteRector del Sector

Deja al Centro de despachoDe Energía dentro del ICE

Introduce competencia entreGeneradores privados, peroExcluye al ICE y a susPlantas de esa competencia

Mantiene y fortalece losFeudos de DistribuciónAutorizando les proyectosDe genera- cion hasta 100MW

Mantiene el monopolio de la transmisión en el ICE, y además le concede la planificación eléctrica nacional y la operación y despacho ante el MER

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Ley de Contingencia Eléctrica

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

Objetivo general

Establecer mecanismos que permitan atender, en el corto y mediano plazo, la creciente demanda de electricidad a partir de fuentes renovables.

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CAPÍTULO II: FORTALECIMIENTO DE LAS ENTIDADES DEL SUBSECTOR

Creación del Sector Energía y Rectoría.

Se crea el Sector Energía. Se establece la Rectoría Se crea por ley la Secretaria Ejecutiva de Planificación para fortalecer su

capacidad de planificación. El Rector será el responsable de la planificación energética nacional.

Planificación eléctrica.

El ICE realiza la planificación eléctrica nacional con base en lineamientos, objetivos y metas del Plan Nacional de Energía y Plan Nacional de Desarrollo.

El plan de desarrollo eléctrico y sus ajustes son evaluados, aprobados por el Rector

El rector incorpora el plan aprobado en el PNE.

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CAPÍTULO II: FORTALECIMIENTO DE LAS ENTIDADES DEL SUBSECTOR

Otorgamiento de concesiones de agua para generar.

El ICE y sus empresas podrán hacer uso del agua y aprovechar las fuerzas hidráulicas

Deberán informar al Registro Nacional de Concesiones Todas las empresas de generación eléctrica que hagan uso del

recurso hídrico deberán cancelar el canon .

Declaratoria de interés público de los proyectos.

Se declaran de interés público y conveniencia nacional los proyectos de generación, transmisión y distribución que se encuentren en el PNE.

Se dará prioridad a los trámites y gestiones necesarias para el adecuado desarrollo de estos proyectos.

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CAPÍTULO III: REFORMAS

1. Ley Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, N° 8345.

Para igualar las condiciones de endeudamiento de JASEC y ESPH a las del ICE y sus empresas.

Permitir desarrollo conjunto de proyectos de hasta 100 MW y vender excedentes al ICE

2. Ratificación y adición del Contrato Eléctrico Ley N° 2 del 08 de abril de 1941, modificado por las Leyes N° 4197 del 20 de setiembre de 1968 y Ley N° 4977 del 19 de mayo de 1972.

Para garantiza el trabajo futuro de la CNFL y ampliar plazos del Contrato

Igualar condiciones de concesión de servicio público a las de ICE, JASEC y ESPH

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CAPÍTULO III: REFORMAS

3. Modificación de los artículos 2, 7 y 14 de la Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, N° 7200.

Se incrementa el porcentaje de participación de la Ley 7200 del 15% al 25%.

Se incrementa la participación privada total del 30% al 40%.

Se eleva el tamaño de las plantas de la ley 7200, capítulo I de 20MW a 30 MW.

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CAPÍTULO IV: GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

Generación distribuida de pequeña escala.

Todas las personas físicas o jurídicas pueden desarrollar proyectos Solo energía renovables Para autoconsumo y entrega de excedentes a la red No se requiere concesión de servicio Interconexión a bajo voltaje (110-220 voltios)

Generación distribuida de mediana escala.

Todas las personas físicas o jurídicas pueden desarrollar proyectos Solo energía renovables Máximo 2.000 kW por instalación Que en su conjunto no sobrepase el 10% de la demanda de la

empresa.

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CAPÍTULO IV: GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA

Obligación de acceso y desarrollo de proyectos de generación distribuida.

Las empresas distribuidoras tienen la obligación de proporcionar acceso a la red.

Los costos de estos programas deberán ser incorporados en las tarifas que establezca ARESEP.

La ARESEP establecerá los precios de compra-venta

Programas de eficiencia energética.

Distribuidoras deben desarrollar programas de eficiencia energética.

Los costos de estos programas deberán ser incorporados en las tarifas que establezca ARESEP.

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CAPÍTULO V: MERCADO REGIONAL

Acceso al MER.

Las empresas generadoras nacionales podrán entregar excedentes al MER

Cumpliendo previamente con compromisos locales Generación con energías renovables Bajo reglamentación de ARESEP Se autoriza al Centro Nacional de Control de Energía

(CENCE), que dependerá de la gerencia del ICE, para actuar como ente operador nacional para estos efectos.

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Urgencia para cambio de modelo

• En Generación. El modelo solidario original en el logro de la satisfacción de la demanda, no puede seguir financiando ad-eternum, la eterna expansión de la capacidad en generación, y en mayor beneficio del sector servicios.

• En Distribución. El modelo solidario para universalizar el servicio eléctrico es una meta cumplida con 99.8% de cobertura, y no debería ser perpetuado, pues solo podría servir para incrementar las utilidades y monopolio regional de las distribuidoras eléctricas.

El modelo eléctrico abierto y en competencia Proyecto Ley 17666 ( Admon. Arias )

TransmisiónICE, EPR y

Otros a futuro

GeneraciónEn total competenciaContratos a largo plazoCon distribuidoras y En mercado “spot” conDespacho transparente

DistribuciónEn total competenciaSe permite la trasgresiónTerritorial y se introducenComercializadores y distri-buidores virtuales

Distribuidoras Se disputan grandesClientes

La Inversión privada es vital para complementar la capacidad en

generación para el 2020, en especial para generar en meses secos y para

exportar excedentes durante la época lluviosa

• Pero para incentivar la inversión privada es necesario un marco legal que le garantice un mercado abierto, en contraste con el aval del estado y el monopsomio que han garantizado todas las inversiones del ICE

Garantías para la inversión privada

• La LGE establece un marco de garantías para incentivar los altos montos de inversión que se requieren para generación eléctrica, los cuales han sido estimados conservadoramente en 1,000 MW x $4,000,000/MW = CUATRO MIL MILLONES DE DOLARES en una década

La garantía mas importante es la de establecer un mercado abierto nacional y centroamericano para que el generador eléctrico tenga adonde colocar su producción de energía, y se decida a invertir sin temor alguno en Costa Rica.

Garantías para el abonado eléctrico

• El gran consumidor del Sector industrial y de servicios podar comprar su energía mediante concurso competitivo y cierre de un contrato bilateral con la generadora.

• El sector residencial seguirá siendo abonado minorista de las empresas distribuidoras, pero se beneficiara de la estabilidad de las tarifas, a consecuencia de las compras de energía mediante concurso competitivo que harán las distribuidoras.