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UNIVERSIDAD CENTROAMERICANA (UCA)
PROGRAMA DE MAESTRÍA EN ADMINISTRACIÓN Y DIRECCIÓN DE EMPRESAS (MADE)
ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD DEL PROYECTO HIDROELÉCTRICO “PASO REAL” EN EL DEPARTAMENTO DE
MATAGALPA, PERÍODO 2012-2016.
ELABORADO POR: FATIMA MIRANDA BRENES
Managua, Nicaragua Agosto, 2011
i
INDICE
CAPITULO PÁGINA I RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................. 1
II INTRODUCCION ....................................................................................... 2
III ANÁLISIS MACRO AMBIENTAL ............................................................. 5
III.1 DEMOGRAFICO .......................................................................... 5
III.2 ECONOMICO .............................................................................. 6
III.3 NATURAL .................................................................................... 10
III.4 TECNOLOGICO .......................................................................... 15
III.5 POLÍTICOS/LEGALES ................................................................. 16
III.6 ENTORNO CENTROAMERICANO ............................................. 17
IV ANÁLISIS INDUSTRIAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................ 20
IV.1 CARACTERIZACIÓN GENERAL O PANORAMA GENERAL DE
LA INDUSTRIA ELÉCTRICA. ........................................................... 20
IV.1.1 CONDICIONES BÁSICAS ............................................... 20
IV.1.2 ESTRUCTURA DEL MERCADO ..................................... 23
IV.1.3 CONDUCTA ..................................................................... 27
IV.2 ANÁLISIS DE LAS FUERZAS COMPETITIVAS Y DE LA
ACCIÓN DEL GOBIERNO ................................................................ 29
IV.2.1 AMENAZA DE NUEVOS INGRESOS .......................... 29
IV.2.2 GRADO DE RIVALIDAD ENTRE LOS MIEMBROS DE
LA INDUSTRIA ………………………………………………….29
IV.2.3 PODER DE NEGOCIACION DE LOS
COMPRADORES ..................................................................... 30
IV.2.4 PODER DE NEGOCIACION DE LOS
PROVEEDORES ...................................................................... 30
V CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS EXTERNO ......................................... 32
VI ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD ......................................................... 33
ii
VI.1 METODOLOGIA .......................................................................... 33
VI.2 NOMBRE DEL PROYECTO ........................................................ 37
VI.3 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......... 37
VI.4 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ....................................................... 38
VI.5 ESTUDIO DE MERCADO ........................................................... 38
VI.5.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ............................................. 38
VI.5.2 EL PRODUCTO DEL PROYECTO .................................. 39
VI.5.3 ANÁLISIS DEL CONSUMIDOR ....................................... 39
VI.5.4 ANÁLISIS DE LA COMPETENCIA .................................. 40
VI.5.6 ANÁLISIS DE PRECIOS DEL MERCADO ...................... 42
VI.5.7 ANÁLISIS DE LA COMERCIALIZACIÓN ........................ 44
VI.6 ESTUDIO TECNICO ................................................................... 46
VI.6.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ........................................... 46
VI.6.2 LOCALIZACIÓN ............................................................... 46
VI.6.3 TAMAÑO DEL PROYECTO ............................................. 50
VI.6.4 INGENIERÍA DEL PROYECTO ....................................... 51
VI.7 EL ESTUDIO ADMINISTRATIVO-LEGAL ................................... 57
VI.7.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO ............................................ 57
VI.7.2 DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN ........................ 58
VI.7.3 ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL Y
PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS ................................. 60
VI.7.4 ASPECTOS LEGALES Y COSTOS ASOCIADOS .......... 65
VI.8 EL ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL .................................. 73
VI.9 EL ESTUDIO ECONÓMICO-SOCIAL ......................................... 74
VI.8.1 OBJETIVO GENERAL DEL ESTUDIO ............................ 74
VI.8.2 IMPACTO DEL PROYECTO EN EL DESARROLLO
ECONÓMICO NACIONAL .......................................................... 74
VI.8.3 IMPACTO DEL PROYECTO EN EL DESARROLLO
SOCIAL ....................................................................................... 74
VI.10 EL ESTUDIO FINANCIERO ...................................................... 75
VI.10.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO .......................................... 75
VI.10.2 INVERSIONES ............................................................... 75
VI.10.3 DEPRECIACIÓN DE ACTIVOS ..................................... 76
VI.10.4 PROYECCIÓN DE INGRESOS ..................................... 77
iii
VI.10.5 FLUJO DE CAJA DEL PROYECTO .............................. 78
VI.10.6 EVALUACIÓN FINANCIERA ......................................... 80
VI.10.7 PROYECCIONES FINANCIERAS ................................. 81
VII CONCLUSIONES .................................................................................. 82
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................ 83
ANEXOS ...................................................................................................... 84
1
I. RESUMEN EJECUTIVO
La industria eléctrica es vital para el desarrollo económico y social del país,
dada su importancia el estado a través del Ministerio de Energía y Minas y el
Instituto Nicaragüense de Energía es el encargado de regular a este sector.
La rentabilidad de la Industria Eléctrica es alta, el generador se queda con la
rentabilidad de la industria debido a que tiene el respaldo de recuperar la
inversión con la firma de un contrato de generación, la estrategia del gobierno
está impulsando al cambio de la matriz energética, por lo que representa una
buena oportunidad para los inversionistas.
Se plantea la construcción de la Central Hidroeléctrica Paso Real en el
departamento de Matagalpa aprovechando la cuenca del Río Grande de
Matagalpa. El estudio técnico del proyecto determina que las características
generales del proyecto son: 16 MW de Potencia instalada, con una generación
anual de 77, 088 MWh considerando un factor de planta del 55 %. La inversión
inicial del proyecto es: K US$ 39.149.59 y capital de trabajo de K U$ 391.5.
El estudio financiero del proyecto determinan que las condiciones globales del
proyecto considerando la inversión inicial de la planta y los costos de operación
y mantenimiento lo hacen acreedor de ser una inversión atractiva, ya que
suponiendo financiamiento del 80 % de las inversiones, K US$ 31, 711.18 al
8.25 % de interés a 15 años y 14.8 % de tasa de descuento arroja un VAN de K
US$ $7,469.09, TIR de 17.76 % mayor a la tasa de descuento y Razón
beneficio-costo de 1.19. Esto es fijando un precio monómico de US$ 135.0
US$/MWh en el primer año con incrementos anuales del 3 % anual.
Este proyecto contribuye a las expectativas del gobierno de cambiar la matriz
energética del país y disminuir la dependencia del petróleo. Nos proporciona un
ahorro de US$ 11,690,627 en las importaciones de petróleo anuales a un
precio de Fuel Oil de US$ 100/bbl y un ahorro en compras de energía de U$
8,973,043.20, además de reducir las emisiones de CO2.
2
II.INTRODUCCION
El objetivo del presente trabajo es elaborar un estudio de pre-factibilidad para
determinar la viabilidad técnica y económica para la construcción de la Planta
Hidroeléctrica Paso Real.
La matriz energética de Nicaragua según datos históricos del Centro Nacional
de Despacho de Carga está constituida principalmente de unidades de
generación térmica en un 65 % a base de combustibles derivados del petróleo,
el continuo incremento de los derivados del petróleo ha impactado
significativamente en las tarifas eléctricas y como consecuencia en la
productividad del país. Por lo tanto como alternativa de generación se evalúo la
opción de instalar una central hidroeléctrica aprovechando los recursos hídricos
del país ya que su precio es inferior al de los productos derivados de petróleo y
su precio de generación no está influenciado por el incremento en los precio de
los combustibles.
El alcance de este documento incluye la determinación de la factibilidad técnica
y económica de instalar una nueva Central Hidroeléctrica en el país,
incluyendo un Estudio de Mercado del Sector Eléctrico, El estudio técnico y
costos de Inversión asociados al Proyecto y un Análisis Financiero que me va a
determinar el precio de potencia y energía a ser negociado en un contrato de
compra-venta de potencia y energía.
El estudio de este trabajo está limitado al sector energético nicaragüense, si
bien es cierto que existe una interconexión Centroamericana y próximamente la
entrada de la línea SIEPAC que conectará Centroamérica y que va a contar
con más capacidad de transmisión de hasta 300 MW, la viabilidad del proyecto
se basa en la firma de un contrato de compra-venta de Energía y Potencia, el
cual comprenderá del 50 % de la potencia instalada y la energía generada a la
Empresa Distribuidora de Electricidad DISNORTE y el otro 50 % a la Empresa
Distribuidora de Electricidad DISSUR.
3
La metodología utilizada fue una investigación a través de fuentes secundarias
de información, las cuales consistieron en publicaciones del Centro Nacional de
Despacho de Carga (CNDC), Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica
(ENATREL), Ministerio de Energía y Minas (MEM), Ministerio del Ambiente y
Recursos Naturales (MARENA) y el Instituto Nicaragüense de Energía (INE).
Además de investigaciones realizadas en el Centro de Documentación del
Ministerio de Energía y Minas y Entrevistas sostenidas con funcionarios del
sector eléctrico.
El documento está estructurado en seis capítulos, a continuación se presenta
un resumen de su contenido:
En el capítulo I, Resumen Ejecutivo, se presenta una síntesis en la cual se
detalla el contenido general del estudio de pre-factibilidad, incluyendo las
conclusiones más importantes del estudio.
El capítulo II, Introducción, comprende una breve Introducción en la que se
incluyen los objetivos del trabajo, el alcance, la justificación y la metodología
utilizada y un resumen de cada capítulo.
El capítulo III, Análisis Macro ambiental, describe los factores demográficos,
económicos, naturales, tecnológicos, políticos y el entorno Centroamericano de
la industria Eléctrica.
En el capítulo IV, Análisis Industrial del Sector Eléctrico, se presenta una
caracterización general o panorama general de la industria eléctrica,
describiendo las condiciones básicas que comprenden la oferta y la demanda
de energía de Nicaragua, la estructura del mercado donde se describen todos
los agentes involucrados en el sector eléctrico de Nicaragua y la conducta del
sector. Además un análisis de las fuerzas competitivas y de la acción del
gobierno.
4
El capítulo V, Conclusiones del Análisis Externo, describe las principales
conclusiones del Análisis Macro ambiental y del Análisis de la industria en base
a las oportunidades y amenazas identificadas.
En el capítulo VI, Estudio de Prefactibilidad, se presentan los antecedentes y
justificación del proyecto, El Estudio de mercado que comprende un análisis del
consumidor, análisis de la competencia y proveedores, análisis de precios del
mercado y proyecciones del mercado; Estudio Técnico donde se describe la
localización del proyecto, el tamaño del proyecto, la ingeniería y los costos
asociados al proyecto; El Estudio Administrativo-Legal donde se describe a la
organización administradora del proyecto, la estructura organizacional y
procedimientos administrativos y los aspectos legales asociados al proyecto; El
estudio Ambiental donde se describe los beneficios al Medio Ambiente; El
Estudio Económico-Social donde se describe los beneficios económicos y
sociales del proyecto a los lugareños y al país; El estudio Financiero que
comprende las inversiones totales del proyecto, la proyección de los ingresos,
el flujo de caja del proyecto y las proyecciones financieras.
En el capítulo VII, Conclusiones, se describen las conclusiones finales del
estudio.
5
III. ANÁLISIS MACRO AMBIENTAL III.1 DEMOGRAFICO1 La Republica de Nicaragua tiene una extensión territorial de 130,000 Km2, está
situado en el propio centro del istmo Centroamericano entre el Océano Pacífico
al oeste y el Mar Caribe al este, limita con Honduras al norte y con Costa Rica
al sur. Su población es de 5.8 millones de habitantes tiene una esperanza de
vida de 74.5 años, nivel de alfabetización de 76.3 % y PIB nominal per cápita
de US$ 1,126.5.
El estar estratégicamente ubicado, en el centro de las Américas, ser uno de los
países más seguro del continente, poseer un mercado laboral y empresarial en
constante evolución competitiva, contar con un marco institucional y legal
adecuado, gozar de una economía en vía de desarrollo y el estar dotado de
una diversidad de recursos naturales con un potencial altamente atractivo por
aprovechar hacen de Nicaragua un destino de inversión favorable.
Los consumidores finales de la energía eléctrica están divididos en dos
grandes regiones: Atlántica y Pacifica. Las distribuidoras de Electricidad
Disnorte-Dissur tienen su área de concesión y por tanto distribuyen la energía
en el Pacifico y en la región Atlántico distribuyen Bluefields, Enel Mulukuku,
Enel Siuna, Laguna de Perlas, Santa Rita, Wiwili y Kukra Hill el total de clientes
a nivel nacional a mayo del año 2010 eran de 778, 436.
El Gobierno trabaja en el combate a la pobreza desarrollando proyectos de
electrificación en toda Nicaragua. Según datos proporcionados por el MEM el
índice de cobertura eléctrica en el año 2006 estaba en el 56.7% y mediante el
trabajo constante y sistemático se logró en el 2009 llegar al 65.1% y se espera
que para el año 2014 el índice llegue hasta el 82.3% logrando estar en los
mismos niveles de Centroamérica. La cobertura en las áreas rurales es inferior
al 40%, mientras que en áreas urbanas alcanza el 92%.
1 Nicaragua. Banco Central de Nicaragua: “Nicaragua en cifras 2010”, 2011
6
II.2 ECONÓMICOS2 La economía Nicaragüense había venido presentando decrecimientos a lo
largo de los años 2008 y 2009 y a pesar que los pronósticos para el año 2010
eran bastante negativos, resulto ser año de recuperación económica,
especialmente en el último trimestre del año y se estima que el crecimiento
económico se dio en un 4.5%.
Según el último informe del Banco Central del 2010, el mayor dinamismo,
impulsado por la recuperación económica de Estados Unidos y países
emergentes, como China e India, en conjunto con situaciones fiscales y
monetarias sólidas, ha favorecido a toda la región latinoamericana,
especialmente a los países exportadores de materia prima evidenciándose en
el repunte de las exportaciones y la recepción de un mayor flujo de capitales
financieros y remesas internacionales.
Nuestras exportaciones crecieron hasta un 14% en el año 2010, debido a la
recuperación económica de Estados Unidos y la apertura de un nuevo
mercado: Venezuela; además de ello favoreció enormemente el aumento de
los precios internacionales de nuestros principales rubros de exportación.
El repunte económico se soporta en una mejor dinámica del sector industrial,
en especial zonas francas, al tiempo en que el sector agrícola se beneficia de
mejores precios internacionales, los rubros con mayor índice de crecimiento
son el oro, la carne, el azúcar y el café. Los sectores que impulsaron el
crecimiento de las exportaciones fueron principalmente la industria (8.8%), el
comercio (8.4%), el sector pecuario (9.8%) y la minería (39%); en contraste la
pesca y el sector financiero decrecieron reflejando este ultimo un exceso de
liquidez.
2 Nicaragua. Banco Central de Nicaragua: “Informe Anual 2010”, marzo 2011.
7
La inversión extranjera directa aumentó un 17 % con respecto al año 2009 de
434.2 millones de dólares a 508 millones de dólares principalmente en
inversiones en energía, minas y telecomunicaciones.
Lamentablemente a pesar de que la economía creció gracias al aumento
considerable de las exportaciones, hubo un incremento en la inflación a partir
de Diciembre del 2009 hasta llegar al 9 por ciento a noviembre del 2010,
debido al incremento en los precios de los alimentos y el combustible.
El consumo se favoreció de mayores recepciones de remesas e incrementos
en el salario real, no obstante el crédito al consumo sigue presentando tasas
interanuales negativas que sería el quinto trimestre consecutivo de tasas en
decrecimiento. Efectivamente, durante el primer trimestre, las remesas
crecieron 3.1 % lo que está estrechamente relacionado con el crecimiento de
las importaciones.
En concordancia con la recuperación de la actividad económica global, el
empleo ha mostrado una recuperación en su tasa de crecimiento, este patrón
de comportamiento se muestra principalmente en los sectores de manufactura
y construcción, los cuales son los que marcan la pauta de la recuperación
económica. En el primer trimestre el número de afiliados promedio aumentó 5.7
por ciento (la máxima desde el III trimestre de 2008). Las actividades de
construcción y manufactura ya acumulan dos trimestres consecutivos de
presentar tasas positivas, mientras los asegurados del sector agrícola,
silvicultura, caza y pesca continúan presentando altas tasas de afiliación.
El salario promedio nominal continúa presentando tasas positivas de
crecimiento a nivel generalizado, hasta un 1.8 por ciento a Septiembre del
2010. Lo anterior conjugado con una inflación menor al incremento nominal ha
permitido que el salario real promedio muestre también una senda creciente, de
acuerdo a las cifras suministradas por el Gobierno Central y el MITRAB. Los
sectores con mayores incrementos en el salario además de la minería son el
sector transporte y el de industria.
8
Por el lado del gobierno, es un año electoral donde se espera que la economía
sufra una baja lo que podría traducirse en menor inversión privada de lo que se
esperaba para el año. Adicionalmente si se tiene un proceso electoral con
irregularidades jurídicas e institucionales, podría tener efectos aun más
negativos en la inversión privada. El plan de gobierno ha sido lograr un
crecimiento sostenido de Nicaragua, generar más empleo y reducir la pobreza.
La política general del gobierno ha sido contractiva, reduciendo en un 2.4% con
relación al PIB, el balance del gobierno experimento una reducción en el gasto
en relación al mismo periodo en el año pasado, el gasto del gobierno se redujo
hasta en un 3.9% en términos reales, debido a la contracción del gasto
corriente y el gasto de capital. Sin embargo los ingresos por parte de la
recaudación fiscal crecieron en un 10.4% siendo el de mayor crecimiento el
Impuesto Selectivo de Consumo.
Por el lado del sector financiero, en todo el año se ha experimentado un
crecimiento dispar entre los depósitos recibidos y el crédito otorgado en el
sector privado aumentando así fuertemente la liquidez de los bancos lo que ha
ocasionado un problema en el otorgamiento de los créditos en el sector privado
porque no se han aumentado el número de créditos otorgados aunque si se ha
reducido la tasa de interés activa y pasiva levemente, es decir los bancos
tienen más liquidez y por lo tanto se ha aumentado el encaje legal en el Banco
Central.
Los pronósticos de crecimiento para el 2011-20133 proyectan un crecimiento
del 3.5- 4%. La recuperación económica nacional, ha sido influenciada por la
recuperación económica mundial, sin embargo los problemas económicos de
países europeos podrían ser el indicio de una recuperación menor a la
proyectada. Las debilidades fiscales en la Zona Euro, especialmente en
Portugal, Italia, Irlanda, Grecia y España, incrementan el riesgo soberano y
hace latente una recaída económica mundial. De esta manera, Europa luce
3 Nicaragua. Fundación Nicaragüense para el Desarrollo Económico y Social, FUNIDES, II Informe de Coyuntura Económica, Julio 2011.
9
frágil y Estados Unidos, junto con China y resto de países emergentes, lidera la
recuperación.
Una importante barrera al crecimiento económico son los altos costos de la
energía debido al tipo de generación eléctrica del país en el año 2010 el 65 %
provenía de fuentes térmicas y el nivel de pérdidas de transmisión y
distribución en el año 2009 mientras en el istmo el porcentaje de pérdidas era
del 15 % en Nicaragua fue de 26.1 %.
El precio del barril de búnker en los último años han presentado incrementos y
decrementos significativos en el año 2007 fue de 72.32 US$/bbl, 2008 de 99.57
US$/bbl, 2009 de 61.65 US$/bbl, 2010 de 79.40 US$/bbl y en el año 2011 anda
por el orden de los 100 US$/bbl.
Según el Instituto nicaragüense de Energía el aumento en los precios del
petróleo en al año 2011 requiere un aumento en las tarifas en un 41.9 %, este
ajuste no se aplicará a los hogares que consumen menos de 150 KWh para el
resto de consumidores el aumento no sería efectivo de inmediato debido a que
este año será financiado por los fondos ALBA aunque el mecanismo que se
escogió para financiar el déficit si bien ayuda a posponer los aumentos en el
corto plazo, es impreciso y genera incertidumbre para los inversionistas.
Aunque el INE posteriormente anunció que el aumento que se haría efectivo en
enero de 2012 no sería mayor del 24 %, declaraciones de un aumento de 41.9
% aunque no se haga efectivo, tienen efectos negativos para la inversión, el
crecimiento y las expectativas inflacionarias. Por tanto es importante evitar
rezagos tarifarios para evitar ajustes bruscos en las tarifas.
Nicaragua ya de por sí tiene los más altos costos de Centroamérica. Para
reducirlos el gobierno debe de continuar con la política de ampliar la oferta de
generación renovable (hidroeléctrica, geotérmica y eólica). Para esto se
requiere mejorar el clima de inversión en general y el de la industria eléctrica en
particular respetando las reglas de juego y aplicando de forma consistente el
marco regulatorio.
10
III.3 NATURAL Nicaragua es un país que se caracteriza por tener recursos energéticos
diversos y en abundancia, haciéndolo resaltar en la región de Centroamérica.
Dicha particularidad no representa solo una conveniencia para el país de
complementar estratégicamente las fuentes de energías en su matriz
tecnológica- reduciendo la vulnerabilidad del sistema eléctrico a su
dependencia a uno o dos recursos.
Se estima que el potencial eléctrico de recursos renovables es de
aproximadamente 4,500 MW, excluyendo el potencial solar.
CUADRO 3.1 ESTIMADO DEL POTENCIAL ELÉCTRICO DE LOS RECURSOS
RENOVABLES
Tipo de generación
Potencia (MW)
Capacidad Efectiva (MW)
Aprovechamiento (%)
Hidroelectricidad 2,000 98 4.9
Geotermia 1,500 37 2.5
Eólica 800 60 7.5
Biomasa 200 60 30
Total 4,500 225 10.6
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
Hidroeléctrica Nicaragua posee un alto potencial hidráulico, aunque los recursos se
encuentran distribuidos de forma irregular en el país, la vertiente del Atlántico
cuenta con el 94 %, en cambio, la vertiente del Pacífico en la que se encuentra
la mayor parte de la población cuenta con el 6%.
Los estudios realizados han identificado proyectos hidroeléctricos atractivos. El
estudio más completo, fue el “Inventario de los Recursos Energéticos” como
parte del Plan Maestro de Energía de Nicaragua en 1980. Según este plan las
cuencas con mayores capacidades son: El río Grande de Matagalpa, el río
11
Coco, el río San Juan y el río Escondido. El resto del potencial se encuentra
diseminado en las otras cuencas de la vertiente atlántica.
Posteriormente se llevaron a cabo estudios en mayor detalle para proyectos
específicos ya identificados en el Plan Maestro, para nuevos proyectos así
como otros de capacidades menores, con lo cual se ha elaborado un catálogo
de proyectos en dos listados: proyectos mayores a 30 MW y proyectos iguales
o menores a 30 MW. Esta división se debe a que la ley General de Aguas
establece que proyectos mayores a 30 MW requieren de una ley especial y
específica para cada proyecto expedida por la Asamblea Nacional, las menores
se rigen por la ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento.
CUADRO 3.2
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS MENORES A 30 MW
Nombre Río/Cuenca Capacidad (MW)
Loro Tuma 2.5
Colombina Tuma 2.7
El ayote Siquia 5
Zopilota Tuma 5.1
El tortuguero Kukarawala 5.8
Quililon Tuma 6
Santa Elisa Tuma 6
Coco Torres Coco 6.3
Auastigni Wawa 8
Pantasma Pantasma 10.4
Esquirin Grande Matagalpa 10.5
Piedra Puntuda Mico 11
Consuelo Mico 13.3
Paso Real Grande Matagalpa 16
La Estrella Mico 17.4
Valentín Rama 24.5
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
12
CUADRO 3.3 PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS MAYORES A 30 MW
Nombre Río/Cuenca Capacidad (MW)
La Sirena Río Viejo 32.5
Corriente Lira Coco 40
Piedra Fina Rama 44
Kuikuinita Prinzapolka 63
Boboke Tuma 68
El Carmen Grande de Matagalpa 100
Mojolka Tuma 138
Tumarín Grande de Matagalpa 160
Brito San Juan 250
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
Geotérmica El gran potencial geotérmico en Nicaragua, el mayor de Centroamérica, está
ligado al contexto geológico regional relacionado a la zona de subducción
formada por la Placa de Cocos y la Placa del Caribe. Esto ha dado origen a la
cordillera volcánica de Los Maribios, la cual se extiende paralela a la Costa del
Pacífico y está compuesta por siete volcanes activos, lagunas cratéricas, y
calderas volcánicas, que presentan extensas áreas de actividad hidrotermal
que denotan una fuerte presencia de cuerpos magmáticos a profundidad. Esta
cordillera contiene un potencial calorífico iniciando con el Volcán Cosigüina en
la parte noroeste hasta el Volcán Maderas en la Isla de Ometepe, al sudeste.
Los estudios geocientificos sobre el potencial de los recursos geotérmicos se
remontan desde el año 1950 y se extienden al 2001, cuyos resultados han sido
consolidados en el Plan Maestro de Recursos Geotérmicos, arrojando un
potencial ponderado de 1518 MW.
Actualmente el área geotérmica del Volcán Casita-San Cristóbal con un
potencial de 225 MW ha sido concesionada a la Compañía Cerro Colorado
Power, firmándose el Contrato de Concesión de Exploración en Marzo de 2009.
13
CUADRO 3.4 ÁREAS GEOTÉRMICAS NO CONCESIONADAS Nombre Capacidad (MW)
Hoyo-Monte Galán 159
Managua-Chiltepe 111
Volcán Telica-El Ñajo 78
Volcán Casita-San Cristóbal 225
Caldera de Apoyo 153
Volcán Mombacho 111
Caldera de Masaya 99
Tipitapa 9
Volcán Cosiguina 106
Isla de Ometepe 146
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
Eólica Nicaragua favorecida con su posición y características geográficas dispone en
algunas zonas de una buena captación del recurso eólico. De acuerdo a los
resultados del Proyecto “Solar and Wind Energy Assesment” (SWERA) – 2006
se desarrollaron mapas globales y preliminares del potencial eólico basados en
modelos atmosféricos y no en mediciones de superficie, con una resolución de
1000 m por píxel, estimándose un potencial aproximado de 22,000 MW, sin
embargo este se reduce debido a restricciones en cuanto a la infraestructura
existente y disponibilidad de terreno que impide al aprovechamiento hasta 800
MW de los cuales se ha identificado más de 200 MW ubicados en el istmo de
Rivas, en la Zona del Crucero, en la zona de Hato Grande-Chontales y Estelí
con velocidad media entre 8 mts por segundo quedando los 600 MW restante
distribuidos en el resto del País.
Posteriormente el consorcio Suizo METEOTEST – ENCO considero los
resultados del SWERA delimitando las áreas más prometedoras para la
evaluación del recurso con el propósito de enfocar los esfuerzos de medición,
teniendo en cuenta la distancia a la red eléctrica, vías de acceso y área
urbanas. Este mapa eólico a 50 mts. de altura se baso en: (i) datos de
14
mediciones eólicas de diversas fuentes de información pública y privada, (ii) un
modelo de elevación digital y (iii) las características del uso del suelo.
Adicionalmente, el Ministerio de Energía y Minas, MEM, con la colaboración del
Banco Mundial, BM, efectúo un estudio de Medición Eólica en San Juan del
Norte resultando una velocidad promedio de 3.4 mts/seg a 30 mts de altura.
Con la colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo ,BID,, el MEM ha
iniciado la valoración del potencial eólico en Puerto Cabezas y Lagunas de
Perlas estando en la fase de ejecución del estudio (junio 2009), esperándose
tener los resultados en septiembre 2010. Así mismo la Alcaldía de Corn Island
con la colaboración del BID han finalizado el ”Estudio de Factibilidad de
Generación de Electricidad con Energía Eólica”, indicándose en informes
preliminares velocidad promedio alrededor de 7 m/s a altura que varía entre 24
mts y 50 mts en diferentes sitios.
Biomasa
Nicaragua se caracteriza por tener fuentes ricas y diversas de biomasa con alto
potencial energético. Los desechos y los productos secundarios de la
producción agrícola y forestal son fuentes importantes de combustibles
potenciales, y actualmente se están aprovechando tales desechos en dos
ingenios azucareros en Nicaragua. El Ingenio Monterrosa y el Ingenio San
Antonio suministran aproximadamente 30 MW cada uno al sistema
interconectado, con la combustión de bagazo (un producto secundario de la
producción de azúcar), y del eucalipto cosechado específicamente para la
producción de vapor y la generación de electricidad.
El MEM y la Agencia de Cooperación Brasileña, ACB, han estimado que la
cantidad de biomasa que está disponible tiene un potencial de
aproximadamente 700 MW en el corto plazo y en el largo plazo existen
expectativas de ser muy superior como resultado de la sostenibilidad del
recurso.
En conclusión Nicaragua debido a sus diversos y abundantes recursos
energéticos constituye una atractiva oportunidad para los inversionistas de
diversificar su portafolio de proyectos.
15
III.4 TECNOLOGICO Nicaragua a pesar de tener abundantes recursos energéticos la matriz de
generación de Nicaragua ha sido históricamente de origen térmica, seguido de
la generación hidroeléctrica, geotérmica y biomasa. Es a partir del año 2009
que se ha incursionada en la generación eólica. A continuación en la tabla 3.5
se detalla la matriz de generación del año 2007 al 20010.
GRÁFICO 3.1 CLASIFICACIÓN DE LA ENERGÍA INYECTADA AL SISTEMA SEGÚN
FUENTE DE GENERACIÓN.
Fuente: Centro Nacional de Despacho de carga (CNDC), 2007-2010.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2007 2008 2009 2010
Térmica Hidrogesa Geotérmica Biomasa Eólico
16
III.5 POLÍTICOS/LEGALES:
El estado Nicaragüense ha establecido leyes de cómo debe regirse la industria
eléctrica en nuestro país sobre bases legales comprometiendo a todos los
actores de esta industria.
La industria eléctrica se rige bajo la ley 272, Ley de la industria eléctrica, tiene
por objeto establecer el régimen legal sobre las actividades de la industria
eléctrica, las que comprenden: generación, transmisión, distribución,
comercialización, importación y exportación de la energía eléctrica..
Según el arto 5 de la ley de la industria eléctrica el Estado tiene la obligación de
asegurar el suministro de energía eléctrica al país, creando las condiciones
propicias para que los Agentes Económicos puedan expandir la oferta de
energía. En consecuencia, podrá intervenir directamente, o a través de
empresas estatales, cuando no existan agentes económicos interesados en
desarrollar los proyectos requeridos.
En el artículo 7 de ley de la industria eléctrica se establece que los agentes
económicos que se dediquen a las actividades de transmisión y distribución de
energía eléctrica están regulados por el Estado; los que se dediquen a la
generación de electricidad realizarán sus operaciones en un contexto de libre
competencia; no obstante, no podrán realizar actos que impliquen competencia
desleal ni abuso de una eventual posición dominante en el mercado. Esta
actividad de regulación está a cargo del Instituto Nicaragüense de Energía.
El mercado eléctrico mayorista se rige bajo la normativa de operación en la que
se establecen las reglas de carácter operativo del Sistema Interconectado
Nacional y el Sistema Nacional de Transmisión, y las reglas de carácter
comercial, de acuerdo a los criterios y disposiciones establecidas en la Ley No.
272.
En la normativa de tarifas se establecen los procedimientos y criterios a aplicar
por el INE para definir la estructura y las bases de los regímenes tarifarios para
17
los precios regulados del servicio de distribución, deacuerdo a los criterios y
disposiciones establecidas en la ley No.272 y su Reglamento General, así
como los criterios y procedimientos para su actualización y revisión.
Otras disposiciones que afectan el marco regulatorio del sector: 1. Las plantas hidroeléctricas de más de 30 MW requerirán de una ley
especial.
2. Se permite a las distribuidoras a contratar energía sin licitación.
3. En el artículo 41 de la ley de la industria eléctrica se establecía que los
distribuidores no podrán generar y/o transmitir energía eléctrica. Esto se
modificó en el artículo 13 de la ley 627, Ley de reformas y adiciones a la
ley 554 vigente a partir de julio del año 2007 y ahora se autoriza al
distribuidor a instalar generación renovable por el 20 % de su demanda.
Podemos concluir que el sector eléctrico está regulado en todas sus
actividades: generación, transmisión, distribución y comercialización
incluyendo el control de la tarifa que puedan afectar al consumidor final
III.6 ENTORNO CENTROAMERICANO
El mercado eléctrico regional es un mercado de transacciones de energía
eléctrica de Centroamérica compuesto por los países de Panamá, Honduras,
Guatemala, Costa Rica, Nicaragua y El Salvador. El MER es un mercado
adicional superpuesto a los seis mercados nacionales existentes. A través de
este mercado se pueden realizar compras-ventas de energía de oportunidad y
de contratos.
Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano y el
Segundo Protocolo del Proyecto SIEPAC, suscritos por países de América
Central a finales de la década pasada y a comienzos de esta década
respectivamente, la integración eléctrica se refuerza. El proyecto del Sistema
de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC)
construirá una nueva línea de transmisión de 230 Kilovoltios la que consiste en
18
1,800 kilómetros de líneas de transmisión que permitirá en un futuro
intercambios de hasta 300 MW.
Con el Mercado Eléctrico Regional y la construcción de la línea SIEPAC, se
propicia el desarrollo de plantas de envergadura regional. Esta condición
facilitará la factibilidad de las centrales hidroeléctricas grandes que los países
tienen identificadas. En el caso de Nicaragua uno de los proyectos de gran
envergadura es Tumarin, 180 MW, actualmente se está en proceso de
negociación de un contrato para iniciar la construcción de la planta, otro posible
gran proyecto es Cerro Colorado, 100 MW, Nicaragua estará en condiciones de
vender grandes cantidades de energía en el Mercado Eléctrico Regional.
Situación actual de la región La producción de electricidad en los seis países centroamericanos ascendió a
39.535,1 GWh, cifra 0,4% superior a la registrada en 2008. En 2009 se generó
energía eléctrica a partir de las siguientes fuentes: hidráulica (47,2%),
derivados del petróleo (37,3%), geotermia (8%), bagazo de caña en ingenios
azucareros (4,7%), carbón (1,8%) y viento (1,1%). Lo anterior significa que 61%
de la energía eléctrica inyectada a las redes de alta y media tensión del servicio
público corresponde a los aportes de las fuentes renovables de energía (FRE).
Por países, las FRE registraron la siguiente participación: Costa Rica (95,1%);
El Salvador (56,8%); Panamá (56,6%); Guatemala (53,2%); Honduras (45,5%),
y Nicaragua (29,9%).
19
GRÁFICO 3.2 CAPACIDAD EFECTIVA POR RECURSO EN CENTROAMÉRICA, AÑO 2009
(MW)
Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), 2010.
A nivel Centroamericano el país que tiene más demanda de potencia es Costa
Rica con 1,497.4 MW, seguido de Guatemala con 1,472.5 MW, Honduras con
1,203 MW, Panamá con 1, 154 MW, El Salvador con 906 MW y por ultimo
Nicargua con 518.3 MW.
El consumo de energía eléctrica en el año 2009 se redujo en tres países: El
Salvador (4,3%), Honduras (3,2%) y Costa Rica (1,9%), mientras que Panamá,
Nicaragua y Guatemala reportaron incrementos (9,8%, 3,1% y 1%,
respectivamente).
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá
Hidro Geo Eólica Térmica Otras fuentes
20
IV. ANÁLISIS INDUSTRIAL DEL SECTOR ELÉCTRICO IV.1 CARACTERIZACIÓN GENERAL O PANORAMA GENERAL DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA.
IV.1.1 CONDICIONES BÁSICAS DEMANDA
El servicio eléctrico tiene una demanda inelástica debido a que es un servicio
indispensable para el desarrollo de cualquier actividad económica y de la
nación y no tiene sustituto. Aunque la tarifa por energía aumente producto de
los altos costos del combustible, los consumidores finales siempre van a
adquirir este servicio.
Los clientes de las distribuidoras DISNORTE-DISSUR en su área de concesión
se dividen según su bloque de consumo con su respectiva tarifa, en clientes
residenciales, comerciales, industriales, irrigación, bombeo, industria turística.
A nivel nacional los clientes del servicio eléctrico hasta a mayo del año 2010
llegaron a 756,310 clientes.
El consumidor final para poder contar con el servicio eléctrico hace un acuerdo
contractual con las distribuidoras, para evitar los altos costos en que incurriría
si quisiera obtener energía con fuentes alternas como los sistemas
fotovoltaicos.
Crecimiento de la demanda de energía. La demanda energética en el año 2007 fue de 2,867.07 GWh la cual se ha
venido incrementando en el año 2008 en un 3.83 %, en el año 2009 en 2.09 %
y en el año 2010 ha incrementado con respecto al año 2009 en un 6.85 %. A
como se observa en el cuadro 4.1
21
CUADRO 4.1 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA DEL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL
Año Demanda de energía del Sistema (GWh)
% de Crecimiento
2007 2,867.07
2008 2,976.90 3.83 %
2009 3,039.07 2.09 %
2010 3,247.11 6.85 %
Fuente: Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), 2007-2010. Crecimiento de la demanda máxima de potencia. La demanda máxima de potencia en el año 2007 fue de 500 MW, la cual ha
decrecido en un -1.5 % en el año 2008, en el año 2009 el incremento fue de
5.24 %, y en el año 2010 el incremento con respecto al año 2009 fue de 0.23
%. (Ver cuadro 4.2)
CUADRO 4.2 CRECIMIENTO DE LA DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA.
Año Demanda de potencia del
sistema (MW)
% de Crecimiento
2007 500.0
2008 492.5 -1.5 %
2009 518.3 5.24 %
2010 519.4 0.23 %
Fuente: Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), 2007-2010.
OFERTA
El distribuidor bajo su licencia de concesión distribuye y comercializa energía
eléctrica. DISNORTE Y DISSUR son las mayores distribuidoras debido a que
compran el 96 % de la energía generada en el país para vendérselas a sus
clientes el otro 4 % lo compran ATDER-BL, BLUEFIELDS, MULUKUKU,
SIUNA, SANTA RITA, KUKRA HILL, WIWILI y LAGUNA DE PERLAS.
22
Las distribuidoras DISNORTE-DISSUR hacen las compras de energía en el
mercado eléctrico mayoristas a las empresas generadoras a través del
mercado de contratos y el mercado de ocasión.
En el mercado de contratos participan todos los acuerdos contractuales de
compra-venta de energía y potencia entre los generadores y las distribuidoras.
Este contrato es de estricto cumplimiento por ambas partes, las principales
clausulas contractuales son:
1) Precio: Se hace una discriminación binómica entre el precio de la
energía y la potencia.
Los factores que determinan el precio de la energía dependen de la tecnología
empleada por los generadores. Para las plantas térmicas el precio de la
energía lo determinan el costo del combustible, eficiencia de las máquinas, el
índice de precios del productor y el premio que es el costo por el transporte del
combustible a las plantas generadoras. Para las plantas no térmicas dependen
de la tecnología, el factor de planta y de la inversión realizada.
Los factores que determinan el precio de la potencia dependen de la inversión
por Kw hecho por los generadores y el costo de financiación influido por el
riesgo país.
2) Aspectos financieros: garantías reciprocas, concepto Take or Pay para
potencia y energía.
3) Tratamiento de la fuerza mayor para cada una de las partes.
4) Causales de la terminación anticipada del contrato.
5) Resolución de disputas y arbitraje generalmente se aplica la ley de
mediación y arbitraje, Ley 540.
6) Penalizaciones por incumplimiento.
• Para el comprador: pagos.
• Para el vendedor: disponibilidad de generación, ejecución del
cronograma de construcción.
En el mercado de ocasión se dan todas las transacciones de compra-venta de
energía fuera de los contratos para poder satisfacer toda la demanda, el precio
23
de la energía de ocasión para fuentes renovables mediante resolución No. INE-
1171-05-201 para estimular el desarrollo de fuentes renovables de energía,
particularmente la hidroeléctrica y geotérmica actualiza la banda de precio
entre 8.6 y 9.5 centavos de dólar por KW, en cambio el precio de la energía de
ocasión de las unidades térmicas va hacer igual al precio marginal conformado
por las unidades más caras que han sido despachadas.
El precio de la potencia de ocasión es fijado en función del precio marginal
ofertado por los generadores. Además se compran otros servicios auxiliares y
peaje (costo por el transporte de la energía) para mantener la seguridad y
confiabilidad del sistema.
IV.1.2 ESTRUCTURA DEL MERCADO
El mercado eléctrico mayorista está compuesto de generadores que bajo
licencia de generación venden energía a los consumidores, el transmisor es el
que transporta la energía de los generadores a las subestaciones y el
distribuidor es el encargado de comercializar y distribuir la energía a
consumidores finales. Los entes reguladores nacionales son el Instituto
Nicaragüense de Energía, INE, y el Ministerio de Energía y Minas. Tanto
generadores, transmisores y distribuidores para participar en el mercado
eléctrico mayorista se deben hacer agentes del mercado.
A continuación se detallan cada uno de los agentes del mercado eléctrico
mayorista.
Generadores Los agentes generadores proveedores de energía a las distribuidoras son:
Gecsa, Geosa, Hidrogesa, Albanisa, Amayo, Pensa, Tipitapa Power Company,
Empresa Energética Corinto, Generadora San Rafael y Censa. (Ver cuadro 4.3)
24
CUADRO 4.3 PARQUE GENERADOR ACTUAL DE NICARAGUA.
Fuente: Distribuidoras de electricidad DISNORTE-DISSUR, 2010.
Notas:* La generación de NSEL y Monterosa es estacional, generan cuando
están en período de zafra (20 de noviembre al 30 de abril).
Distribuidores El distribuidor es el agente del mercado que bajo concesión distribuye y
comercializa energía eléctrica mediante un sistema de distribución. Las más
grandes distribuidoras son DISNORTE Y DISSUR debido a que compran el 96
% de la energía inyectada en el Sistema Interconectado Nacional para
vendérselas a sus clientes. Deben contar con contratos que cubran el 80 % de
su demanda prevista para el año siguiente y el 60% de su demanda prevista
para el año subsiguiente. A continuación se detallan empresas con grandes
áreas de concesión del territorio nacional.
Propiedad Empresa Planta Año de Instalación
Tipo de tecnología CombustiblePotencia Nominal (MW)
Potencia Real Disponible
Septiembre/09(MW)
Centroamerica 1965 Hidroelectrica 50.0 36.0Santa Barbara 1971 Hidroelectrica 50.0 35.0Managua 3 1971 Caldera de Vapor Bunker 45.0 40.0Managua 4 y 5 1995 Combustión interna Bunker 12.9 11.0Las Brisas 1 1992 Turbina de Gas Diesel 25.0 20.0Las Brisas 2 1998 Turbina de Gas Diesel 40.0 27.0Planta Hugo Chavez 1 2007 Combustión interna Diesel 15 10Planta Hugo Chavez 2 2007 Combustión interna Diesel 45 32
SAN RAFAEL San Rafael 2005 Combustión interna Bunker 6.0 4.0TOTAL ESTADO 288.9 215.0
GEOSA Nicaragua 1976 Caldera de Vapor Bunker 100.0 95.0EEC Corinto 1999 Combustión interna Bunker 68.5 68.5TPC Tipitapa 1998 Combustión interna Bunker 50.9 50.9
CENSA Censa 1996 Combustión interna Bunker 57.0 29.0EGOMSA Egomsa 2003 Combustión interna Diesel 1.8 1.8ORMAT Momotombo 1983 Geotérmica 70.0 30.0PENSA San Jacinto Tizate 2005 Geotérmica 10.0 9.5NSEL* San Antonio 1998 Caldera de Vapor Biomasa 32.0 0.0
MONTE ROSA* Monte Rosa 2001 Caldera de Vapor Biomasa 34.0 0.0Che Guevara 1 2008 Combustión interna Bunker 20.0 19.2Che Guevara 2 2008 Combustión interna Bunker 20.0 19.2Che Guevara 3 2008 Combustión interna Bunker 20.0 19.2Che Guevara 4 2009 Combustión interna Bunker 20.0 19.2Che Guevara 5 2009 Combustión interna Bunker 20.0 18.6Che Guevara 6 2009 Combustión interna Bunker 13.0 12.9Che Guevara 7 2010 Combustión interna Bunker 40.0 38.0Che Guevara 8 2010 Combustión interna Bunker 27.0 25.3Amayo I 2009 Eolico 40.0Amayo II 2010 Eolico 20.0
TOTAL PRIVADO 664.2 456.2TOTAL 953.1 671.2
EstadoGECSA
HIDROGESA
Privada
ALBANISA
AMAYO
25
CUADRO 4.4 CONCESIÓN DE DISTRIBUCIÓN
NOMBRE FECHA DE CONCESIÓN
ÁREA
Distribuidora de Electricidad
del Norte S.A (DISNORTE)
07/06/2000 Región del Pacifico Occidental,
Norte del país y Oeste de la capital
Distribuidora de Electricidad
del Sur S.A (DISSUR)
07/06/2000 Región del Pacifico Oriental,
Centro del país y Este de la capital
Zelaya Luz S.A 04/12/06 Municipio de Nueva Guinea, RAAS
ENEL 09/05/20002 Bluefields, Corn Island, Mulukuku,
Siuna, Kukra Hill, Laguna de
Perlas, Pueblo Nuevo y Santa Rita
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
Los grandes consumidores son aquellos consumidores que consumen más de
1 MW y tienen un nivel de tensión de 13.8 KV, son grandes consumidores:
Compañía Cervecera Nicaragüense, Plastinic, Enacal, Holcim, Cemex.
ENATREL es la empresa estatal encargada de la operación y mantenimiento
del sistema nacional de transmisión que transporta la energía eléctrica a nivel
mayorista. ENATREL recibió su concesión el 27 de junio de 2000, por un
periodo de 30 años.
Administradores del mercado eléctrico.
El administrador del mercado eléctrico mayorista de Nicaragua es el Centro
Nacional de Despacho de Carga, CNDC. Además es el responsable de la
operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN.
El administrador del mercado eléctrico de Centroamérica, MER, es el Ente
Operador Regional, EOR.
26
Entes reguladores del sector eléctrico.
A nivel nacional uno de los reguladores es el Instituto Nicaragüense de
Energía, INE y recientemente a adquirido algunas competencias adicionales de
este el Ministerio de Energía y Minas.
A nivel regional la entidad reguladora del Mercado Eléctrico Regional es la
Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, CRIE.
Existes fuertes barreras de entrada al mercado eléctrico mayorista como
distribuidor y transmisor. Según el arto. 70 de la ley de la industria eléctrica las
licencias para transmitir electricidad serán otorgadas por un plazo de hasta
treinta años estos no podrán comprar y vender energía. En el arto 71 de la ley
272 se establece que las concesiones para distribuir energía eléctrica serán
otorgadas mediante licitación o negociación directa y los distribuidores no
podrán generar y transmitir energía eléctrica esta disposición fue modificado
mediante la ley 627 arto 13 debido a la crisis energética del 2007 en donde se
autoriza a las distribuidoras de electricidad que pueden instalar y operar nueva
capacidad de generación de energía renovable propia que no provengan de
hidrocarburos hasta de un veinte por ciento (20%) de la demanda total que
sirven.
Un inversionista solo puede entrar al mercado eléctrico mayorista como gran
consumidor o generador. Los agentes dedicados a la actividad de generación
no podrán ser propietarios ni accionistas de instalaciones de transmisión y
distribución. Para la realización de estudios que utilicen Recursos Naturales y
los estudios para instalaciones de transmisión requieren de una Licencia
Provisional emitida por el INE por un plazo máximo de dos años.
Todo generador debe contar con licencia para generar electricidad, esta
licencia será otorgada de acuerdo al tipo de inversión y a la fuente primaria de
energía utilizada. En el caso de generación basada en Recursos Naturales, el
INE exigirá al interesado el haber cumplido con los requisitos que exigen las
Leyes competentes.
27
Posteriormente el generador puede firmar un contrato de compra-venta de
energía y potencia con las distribuidoras para respaldar su inversión y obtener
financiamiento, este contrato debe ser aprobado por el INE y autorizado que
sus costos sean trasladados a tarifas y posteriormente ser registrado en el
mercado de contratos por el CNDC.
Para acreditarse como gran consumidor solamente necesitan tener un
consumo mayor a 2 MW y un nivel de tensión de 13.8 KV y contar con un
contrato con un generador.
IV.1.3 CONDUCTA
Debido a que el 70 % de la fuente de generación de Nicaragua es el bunker, el
gobierno de la República de Nicaragua a través del Ministerio de Energía y
Minas y la Empresa Nicaragüense de Electricidad a mediano plazo se propone
incrementar la capacidad de generación a fuentes hidroeléctricas y geotérmicas
a largo plazo, se ha trazado el restablecimiento del balance de generación en
sus tres grandes componentes, térmica, hidroeléctrica y geotérmica.
Todo lo anterior a través de la puesta en marcha de varios proyectos como el
Proyecto Tumarín, Cerro Colorado, Hidropantasma y la Ampliación de la San
Jacinto Tizate entre otros. Además se pretende el desarrollo de la cuenca del
Río Viejo que alimentará a las plantas Larreynaga, La Sirena, Los Capules y El
Barro. Para los próximos años quince años se esperan instalar varias plantas
de generación, 429 MW, con el objetivo de cambiar la matriz energética del
país reduciendo la dependencia del petróleo, desplazar plantas de generación
de grandes costos, obsoletas y la posibilidad de vender energía en el Mercado
Eléctrico Regional. A continuación en el cuadro 4.5 se detallan las adiciones
previstas al parque generador.
28
CUADRO 4.5 ADICIONES PREVISTAS AL PARQUE GENERADOR
Planta Tipo Año Instalación Potencia (MW)
Che Guevara 9
San Jacinto Tizate
San Jacinto Tizate
Hidropantasma
Lareynaga
Salto Ye-Ye
Tumarin
Cerro Colorado
Térmica
Geotérmica
Geotérmica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Hidroeléctrica
Geotérmica
2011
2011
2012
2012
2012
2012
2014
2015
40
36
36
15
17
25
160
100
Total 429
Fuente: Ministerio de Energía y Minas (MEM), 2010.
Si se anexan estas plantas de generación la matriz energética cambiara del
70% dependiente de térmica a un 13%. A como se observa en el gráfico 4.1
GRÁFICO 4.1 PREVISIÓN DE CAMBIO DE MATRIZ ENERGÉTICA AL 2015.
Fuente: Distribuidoras de Electricidad DISNORTE-DISSUR, 2010.
HIDRO
37%GEO
36%
BIO
8%
EOL.
6%TÉRMICA
13%
29
IV.2 ANÁLISIS DE LAS FUERZAS COMPETITIVAS Y DE LA ACCIÓN DEL GOBIERNO.
El análisis del sector industrial se hace en base a las cinco fuerzas que según
Michael Porter son las que determinan la rentabilidad de la industria.
IV.2.1 Amenaza de nuevo ingreso a la industria eléctrica
En la industria eléctrica cualquier inversionista puede incursionar en la
generación de energía, primero tiene que tener una licencia provisional emitida
por el INE para la realización de estudios, después obtener una licencia de
generación de generación, sin embargo un elemento importante que influye en
el ingreso a esta industria son los requisitos de capital, debido a que los costos
para instalar una planta de generación son muy elevados por lo que los
inversionistas recurren a préstamos, primero como aval del préstamo deben de
firmar un contrato de generación con las distribuidoras que le permita recuperar
la inversión. Otro elemento que influye es la política del gobierno ya que en
este sector todo está regulado, para invertir en este sector el gobierno tiene
que crear un clima de confianza y no obstaculizar la inversión mediante leyes y
decretos. Por todo lo anterior se puede concluir que la amenaza para un nuevo
ingreso es baja.
IV.2.2 Grado de rivalidad entre los miembros de la industria
La intensidad de la rivalidad entre los competidores es nula debido a que no
existe competencia por precio, el despacho de la energía se hace siguiendo un
despacho económico, es decir primero se despachan las unidades más
económicas y por última las unidades más caras, teniendo en cuenta primero
las características técnicas de las plantas de generación. Las barreras de
salida son altas debido a los altos costos de instalación de las plantas de
generación, seguido de los compromisos contractuales adquiridos por la firma
de un contrato y los costos que incurren en la falta de cumplimiento de estos
compromisos.
30
IV.2.3 Poder de negociación de los compradores En cuanto al poder de negociación de las distribuidoras, las distribuidoras de
electricidad DISNORTE-DISSUR representan un monopolio, debido a que
compran el 96% de la energía total de todos los generadores, tienen altos
costos fijos como el mantenimiento de las líneas de distribución,
transformadores entre otros, las compras de energía a los generadores son
importantes para el distribuidor, porque sino compra energía no tiene que
distribuir. Por lo anterior se puede decir que el poder de negociación de las
distribuidoras es alto. Sin embargo, la tarifa de las distribuidoras son aprobadas
por el ente regulador y actualmente estas se quejan de que estas tarifas no
cubren sus costos.
IV.2.4 Poder de negociación de los proveedores
En cuanto al poder de negociación de los generadores se puede decir que son
varios, no están concentrados, son importantes para el negocio del distribuidor,
los generadores no representación una amenaza para el distribuidor de
convertirse en un distribuidor por las prohibiciones que le hace la ley de la
industria eléctrica. Por lo anterior se puede decir que el poder de negociación
de los generadores es bajo. Sin embargo, estos son los que menos pierden en
la industria debido a que sus inversiones y sus ganancias son recuperadas a
través de los contratos
Acciones del gobierno La electricidad por ser un elemento importante para el país y para cualquier
actividad económica el gobierno influye a través de políticas en el sector a
través del MEM y del Ente regulador, INE.
Unas de las acciones que el gobierno tomó últimamente que afectan al sector
son:
1. Se creó el Ministerio de Energía y Minas reemplazando a la Comisión
Nacional de Energía, tiene la función de planificación de la expansión del
sistema (otorga concesiones de exploración, de explotación de recursos y de
31
licencias), aprobará las normas técnicas propuestas por INE, otorgará y
concederá prórroga en las concesiones.
2. Se autorizó al Ministerio de Energía y Minas a instalar más de 120 MW
de generación con bunker.
3. Se faculta al Ministerio de Energía y Minas por 4 años a contratar
directamente la compra de energía restándoles facultades al distribuidor de
negociación en los contratos.
Las consecuencias de estas medidas son:
1. El Estado reasume la función de normador mediante el ministerio de
Energía y Minas (a iniciativa de INE), y presenta las propuestas de ley a la
Asamblea Nacional.
2. El Estado asume funciones de generación.
3. El Estado asume la función de negociación de contratos con
generadores renovables, de forma directa, sin pliegos de licitación como es el
caso del proyecto de Tumarín.
GRÁFICO 4.2
GRAFICO DE LAS CINCO FUERZAS COMPETITIVAS DEL SECTOR ELÉCTRICO.
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
ANI
RIVALIDAD
PNP
PNC
APS
32
V. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS EXTERNO
La industria eléctrica es vital para el desarrollo económico del país, dada su
importancia económica y social el estado mediante leyes y decretos es el
encargado de regular a este sector a través de instituciones estatales como el
Ministerio de Energía y Minas, MEM, además de contar con una entidad
reguladora, el Instituto Nicaragüense de Energía, INE.
La rentabilidad del sector es alta debido a que no existe rivalidad entre los
miembros de la industria, la amenaza de nuevos ingresos es baja debido a la
gran inversión de capital que se necesita para entrar a la industria. Por otro
lado aunque las distribuidoras sean un monopolio y tengan el poder de
negociación la influencia del gobierno les puede quitar el poder, por tanto el
que se queda con la rentabilidad del sector es el generador debido a que tiene
el respaldo de recuperar la inversión y obtener utilidades con la firma del
contrato de generación con las distribuidoras, y actualmente la estrategia del
gobierno en el sector eléctrico está impulsando al cambio de la matriz
energética, por lo que representa una buena oportunidad para los
inversionistas.
Las perspectivas del sector son prometedoras debido a que se espera que se
cambie la matriz de generación de Nicaragua y así eliminar un poco la
dependencia de la generación térmica. Sin embargo es necesario que haya
independencia de la institución que funge como Ente Regulador del Sector
Eléctrico y que las empresas distribuidoras puedan recuperar) los costos reales
de producción de la energía vía tarifa, para que éstas a su vez puedan pagar la
energía a los generadores y contribuir a la estabilidad financiera del sector.
A largo plazo se espera un crecimiento del sector por el inicio de uno de los
proyectos de gran envergadura como Tumarín, 180 MW, otro posible gran
proyecto es Cerro Colorado, 100 MW, se espera también la ampliación de
Planta San Jacinto en el año 2011. Al haber más ofertas de energía Nicaragua
pueda vender sus excedentes al Mercado Eléctrico regional
33
VI. ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD VI.1 METODOLOGIA
Para la identificación de problemas e ideas del proyecto se utilizó la
metodología del Marco Lógico, en la cual se presentaron los problemas,
definieron alternativas y se analizó la mejor opción para la realización del
proyecto de inversión.
a) Análisis del problema
La matriz de generación de Nicaragua está compuesta en un 70 % de
generación térmica lo que hace que el país dependa del petróleo para la
producción de energía, lo que ocasiona que exista una correlación entre el
precio medio de compra de la energía y el combustible.
En el año 2007, el sector eléctrico en Nicaragua sufrió una grave crisis, con una
serie de apagones que afectaron prácticamente a todo el país. Esta serie de
apagones fue ocasionada por indisponibilidades debido a fallas y
mantenimientos de plantas de generación, la mayor parte de estas su vida útil
ha terminado.
La situación de emergencia mejoró a finales de ese año debido a la instalación
de 60 MW de las plantas Hugo Chávez a base de diesel. Entre el año 2008 y
2010 para satisfacer la demanda y evitar racionamientos se han instalado 180
MW de las Plantas Che Guevara a base de bunker propiedad de ALBANISA y
entre el año 2009 y 2010 se instalaron 60 MW del consorcio eólico AMAYO.
Debido a la nueva instalación de 180 MW a base de bunker y con el objetivo de
reducir la dependencia del petróleo, cambiar la matriz energética aumentando
la participación de energía renovable y eliminar del Sistema Interconectado
Nacional las plantas de generación obsoletas, es necesario instalar plantas de
generación con fuentes renovables.
34
b) Análisis de los involucrados.
En el análisis de los involucrados tenemos que valorar todos aquellos que
puedan tener interés o que se pudieran de beneficiar directamente o
indirectamente de la construcción y puesta en marcha de una nueva planta de
generación.
CUADRO 6.1 ANÁLISIS DE LOS INVOLUCRADOS
Grupos Identificación Impacto positivo Impacto
negativo Conflictos Potenciales
Beneficiarios directos
República de Nicaragua
Calificación profesional de la población y creación de nuevos puestos de trabajos directos e indirectos.
Grupos que apoyan el proyecto Otros grupos afectados
Instituciones del estado como el Ministerio de Energía y Minas. Lugareños
Reducción de la dependencia del petróleo. Ahorro en los gastos del país en energía eléctrica Aumento de la participación de energía renovable. Desarrollo de la economía local con el pago de impuestos e incremento de nuevas actividades.
Traslado de sus hogares
Fuente: Análisis del autor, 2011.
35
c) Identificación de las alternativas
Debido a que Nicaragua posee diversos y abundantes recursos energéticos se
han planteado 3 alternativas considerando diferentes fuentes de generación
con el objetivo de escoger la mejor opción social, económica y estratégica.
Alternativa Nº1: Construcción de un parque generador eólico. Debido a que Nicaragua posee un abundante potencial eólico de 800 MW, se
plantea la alternativa de la construcción de un parque eólico de 40 MW en el
departamento de Rivas.
Alternativa Nº2: Construcción de un campo geotérmico, Volcán Télica. Nicaragua posee un potencial geotérmico de 1,518 MW, por lo que se plantea
la alternativa de la construcción de un campo geotérmico, 78 MW,
aprovechando los recursos del Volcán Telica.
Alternativa Nº3: Construcción de un proyecto Hidroeléctrico, Paso Real. Nicaragua posee un potencial hidroeléctrico de 2,000 MW, debido a esto se
plantea la alternativa de la construcción de la planta Hidroeléctrica Paso Real,
16 MW, aprovechando el potencial del Rio Grande de Matagalpa.
TABLA 6.2 FACTORES DE EVALUACIÓN PARA LA SELECCIÓN DE LA
ALTERNATIVA MÁS ÓPTIMA
Fuente: Estimaciones del Autor,2011.
Calificación 1-5
Peso Ponderado
Calificación 1-5
Peso Ponderado
Calificación 1-5
Peso Ponderado
Beneficio Económico 30% 2 0.6 3 0.9 4 1.2Beneficio Social 30% 4 1.2 4 1.2 4 1.2
Impacto Ambiental 10% 4 0.4 4 0.4 3 0.3Costos 30% 4 1.2 2 0.6 3 0.9Totales 100% 3.4 3.1 3.6
Factores de Evaluación Ponderación
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3
36
Alternativa Óptima Dentro de los factores de evaluación que podemos destacar, es desde el punto
de vista de los costos, los proyectos geotérmicos necesitan más inversión en la
fase de exploración debidos a los altos costos de los estudios y además del
largo tiempo que demora la exploración en la fase de reconocimiento,
superficial y profunda, además de un tiempo aproximado de 6 años para
empezar la producción, tiempo bastante mayor a otras tecnologías como la
eólica, acompañado por la incertidumbre de los inversionistas de que estos
estudios pueden resultar positivos. La inversión inicial, 900-1800 US$/KW se
puede recuperar con el cobro de la potencia instalada y la energía generada.
Las centrales hidroeléctricas al igual que la plantas geotérmicas tienen un costo
de instalación alto con la diferencia que los estudios iniciales no son altos y no
hay incertidumbre para los inversionistas que estos estudios resulten negativos,
el tiempo de instalación es de aproximadamente 4 años. La inversión inicial,
1000-2000 US$/KW se puede recuperar con el cobro de la potencia instalada y
la energía generada.
Los parques eólicos al contrario de las dos tecnologías anteriores el tiempo de
instalación es de aproximadamente 1 año, los estudios iniciales son bajos. La
inversión inicial, 800-1400 US$/KW se puede recuperar solamente con el
cobro de la energía generada que dependerá de la afluencia de los vientos en
vista que no tiene potencia instalada, lo que crea una incertidumbre en el
tiempo de recuperación de la inversión.
Debido al análisis de los factores económicos y técnicos concluimos que la
mejor alternativa es la construcción de la planta hidroeléctrica Paso Real, la
cual ayudara a toda la población de la zona y principalmente a la economía del
país.
37
VI.2 NOMBRE DEL PROYECTO Proyecto Hidroeléctrico Paso Real. VI.3 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
En al año 2007 el sector eléctrico sufrió una grave crisis debido a una serie
apagones que afectaron a todo el país producto de indisponibilidades de
plantas de generación absoletas, para remediar esta situación a finales del año
2007 se instalaron 60 MW de las plantas Hugo Chavez y en entre el año 2008-
2010 se han instalado 180 MW de las Plantas Che Guevara y 60 MW del
consorcio eólico AMAYO, si bien a corto plazo se resolvieron los problemas de
racionamientos el país continua dependiendo del petróleo para la generación
de energía, en el 2010 aproximadamente el 65 % de la generación del país fue
térmica.
En vista de lo anterior a mediano plazo el Ministerio de Energía y Minas se
propone incrementar la capacidad de generación de fuentes hidroeléctricas y
geotérmicas para disminuir la dependencia de los derivados del petróleo con
capital mixto o propio.
A largo plazo, se ha trazado el restablecimiento del balance de generación en
sus tres grandes componentes, térmica, hidroeléctrica y geotérmica.
En el marco de este ambicioso proyecto, se pretende el desarrollo del Río
Grande de Matagalpa que alimentará el Proyecto.
Estudios exploratorios de la cuenca muestran que el proyecto Hidroeléctrico
Paso Real puede ser factible técnica, económica y ambientalmente.
38
VI.4 OBJETIVOS DEL ESTUDIO
VI.4.1 Objetivo General
Demostrar la viabilidad a nivel de pre factibilidad del proyecto
Hidroeléctrico “Paso Real” localizado entre Matiguás, departamento de
Matagalpa y Boaco.
VI.4.2 Objetivos Específicos
Demostrar que el proyecto es viable desde la perspectiva del mercado
eléctrico mayorista de Nicaragua.
Demostrar que el proyecto es viable técnicamente en cuanto a
localización, tamaño e ingeniería.
Demostrar que el proyecto es viable desde el punto de vista financiero
enfocándose en la rentabilidad de los accionistas.
VI.5 ESTUDIO DE MERCADO
VI.5.1 Objetivos del estudio Objetivo General
Demostrar que la construcción de la Central Hidroeléctrica Paso Real es
viable desde la perspectiva del mercado eléctrico mayorista de
Nicaragua tomando en cuenta el despacho económico y los precios de
venta de energía de los otros proveedores del mercado.
Objetivos Específicos Analizar el comportamiento del consumidor del servicio y su crecimiento
en los últimos años.
Indagar sobre los principales competidores del negocio y sus precios.
39
VI.5.2 El producto del proyecto El producto es la energía en forma de electricidad, considerada un bien básico
y necesario para el consumo doméstico, público e industrial, cuya unidad es el
kilovatio hora (kWh) y el gigavatio hora (GWh).
La energía se produce en una central hidroeléctrica donde se utiliza para la
generación de energía eléctrica, el aprovechamiento de la energía potencial del
agua embalsada en una presa situada a más alto nivel que la central.
El agua se lleva por una tubería de descarga a la sala de máquinas de la
central, donde mediante enormes turbinas hidráulicas se produce la generación
de energía eléctrica.
Para las plantas hidroeléctricas la materia prima es el agua, que sí puede ser
almacenada en embalses de regulación, para su utilización en las épocas de
verano.
VI.5.3 Análisis del consumidor
El producto de nuestro proyecto es la energía en forma de electricidad, debido
a que nuestra central estará conectada al Sistema Interconectado Nacional,
SIN, los consumidores finales sería la población de Nicaragua ubicada dentro
del área de concesión de comercialización y distribución de las empresas
distribuidoras de electricidad DISNORTE-DISSUR, además de la población de
Bluefields, Mulukuku y Siuna donde la empresa Nicaragüense de Electricidad
es la responsable de la distribución de electricidad en esas zonas .
Estos clientes se dividen según su bloque de consumo, en clientes
residenciales, comerciales, industriales, irrigación, bombeo, industria turística.
Cada bloque de consumo tiene su respectiva tarifa. A nivel nacional los clientes
del servicio eléctrico hasta a mayo del año 2010 llegaron a 756,310 clientes.
40
La demanda de potencia a nivel nacional ha alcanzado un máximo de 520 MW
registrado en el año 2010, el registro de la mayor demanda se da en la hora
pico que comprende de las 18:00 a las 22:00 horas, en los fines de semana se
registra la menor demanda de potencia.
La demanda energética ha aumentado paulatinamente con el transcurso de los
años, en el año 2007 fue de 2,867.07 GWh, en el año 2008 en un 3.83 %, en
el año 2009 en 2.09 % esta desaceleración del crecimiento energético fue
producto de la crisis mundial del año que afectó también a Nicaragua y en el
año 2010 ha incrementado con respecto al año 2009 en un 6.85 % por lo que
existe una relación entre el PIB y el porcentaje de crecimiento de la energía.
VI.5.4 Análisis de la competencia y proveedores.
Los agentes generadores proveedores de energía a las distribuidoras son:
GECSA, GEOSA, HIDROGESA, ALBANISA, AMAYO, PENSA, TPC, EEC,
GSR Y CENSA, entre otros.
Los Agentes generadores se clasifican en privados y estatales:
Agentes generadores estatales:
TABLA 6.3
AGENTES GENERADORES ESTATALES DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE NICARAGUA
Agente Potencia (MW) Planta
GECSA 50 Planta Managua U3..U5
HIDROGESA 100 Planta Centroamérica y Planta Carlos Fonseca
Fuente: Instituto Nicaragüense de Energía, 2011.
41
Agentes generadores privados:
TABLA 6.4 AGENTES GENERADORES ESTATALES DEL MERCADO ELÉCTRICO
MAYORISTA DE NICARAGUA
Agente Potencia (MW) Planta
GEOSA 100 Planta Nicaragua
ALBANISA 260 Plantas Che Guevara U1…U9 y Plantas Hugo
Chávez U1 y U2.
PENSA 10 Planta San Jacinto Power.
TPC 50 Planta Tipitapa
EEC 68.5 Planta Energética Corinto y EEC-20.
CENSA 50 Planta AMFELS
GSR 6 Planta San Rafael
AMAYO 60 Planta Amayo Fase I y Fase II.
ORMAT 26 Planta Momotombo.
NSEL 30 Planta San Antonio.
MTR 30 Planta Monterosa
Fuente: Instituto Nicaragüense de Energía, 2011.
A su vez estos generadores se clasifican según su fuente primaria de
generación:
Geotérmica: Ormat y Pensa, según datos estadístico para el año 2010
representaron el 8.1 % de la generación del país.
Térmica: Gecsa, Geosa, Albanisa, TPC, EEC,Censa, GSR su
generación en el año 2010 fue de 65.2 %.
Hidroeléctrica: Hidrogesa, su generación en el año 2010 representó el
14.9%.
Biomasa: MTR y NSEL, su generación representó el 6.8 % en el año
2010.
Eólico: Amayo, la generación de esta planta en el año 2010 fue de 4.9 %
del total.
42
Estos generadores le venden energía a las distribuidoras a través de un
contrato de compra-venta de energía y en el mercado de ocasión.
VI.5.6 Análisis de precios del mercado
El abastecimiento de la demanda nacional se realiza a través de un despacho
económico en donde el administrador del mercado, CNDC, despacha a las
unidades de generación más baratas y conforme aumenta la demanda entran a
generar las unidades más caras.
Las centrales eólicas para despacho tienen un costo variable asociado de
US$0/MWh, esto es con el objetivo de que siempre sean despachada siempre
y cuando exista afluencia de vientos, aunque están tengan un precio de
energía pactado por contrato entre: 88 y 94 US$/MWh. El factor de planta de
una central eléctrica es el cociente entre la energía real generada y la energía
generada si hubiera trabajado a plena carga durante el mismo período, el factor
de planta está influenciado por su despacho y las indisponibilidades de
generación. Según datos históricos de generación en el país el factor de planta
de estas plantas eolicas andan por el orden de 34 %. Estas plantas tienen el
inconveniente de no proporcionar potencia firme.
En el siguiente orden de despacho están las plantas geotérmicas, estas plantas
son consideradas como base, el costo de la energía es de aproximadamente
62 US$/MWh, estas plantas además de proporcionar potencia firme tienen un
factor de potencia por el orden de 87 %.
Las plantas de generación que utilizan biomasa, también son consideradas
como base siempre y cuando estén el período de zafra que comprende de
noviembre a mayo, el costo de la energía es de aproximadamente de US$ 69
US$/MWh para despacho económico.
Las centrales hidroeléctricas tienen un trato especial para su despacho, se le
asigna un valor al agua que va a depender del valor de la unidad de generación
que va a desplazar, entre más bajo es el valor del agua asignado la planta va
43
hacer más despachada. El factor de planta de la generación hidro en el país
anda aproximadamente por 56 %.
Las plantas térmicas su costo variable depende de la eficiencia de la máquina,
del combustible utilizado (bunker o diesel) y del valor del combustible, costos
de operación y mantenimiento y cargo por transporte. A continuación detallo el
costo variable de la energía ordenados de menor a mayor con un precio de
bunker de 100.5 US$/bbl y diesel 129.22 US$/bbl.
TABLA 6.5
COSTOS VARIABLES DE UNIDADES DE GENERACIÓN
Planta US$/MWh Planta US$/MWh
TPC 148.51 PCG-3 180.19
EEC ADIC 160.44 PCG-1 180.49
EEC 166.02 PCG-2 180.53
PCG-9 166.77 PCG-4 181.40
CENSA 167.8 PCG-5 181.96
PCG-6 168.43 PNI-1 203.42
PMG-5 168.97 PNI-2 210.5
PMG-4 170.45 PMG-3 235.38
PCG-8 171.99 PHC-1 244.15
PCG-7 175.57 PHC-2 244.15
GESARSA 179.17
Fuente: Programación Indicativa del Centro Nacional de Despacho de Carga,
2011.
Estos costos mencionados anteriormente es costo variable de la energía
asignado para su despacho, sin embargo por contrato las plantas generadoras
pueden pactar otro precio, sobre todo en las plantas con generación renovable,
sin embargo cuando estas venden energía en el mercado de ocasión el
máximo valor al que pueden vender es US$ 95/ MWh, pero si no tienen
contrato con las distribuidoras es US$ 65/ MWh. En el mercado de contratos el
precio pactado por los generadores renovables con las distribuidoras no tiene
44
que influir negativamente en el precio medio de compra, es decir tiene que ser
inferior a la planta térmica más barata.
VI.5.7 Análisis de la comercialización
Los mayores agentes responsables de la distribución y comercialización de la
energía son DISNORTE- DISSUR, tienen su área de concesión en la zona
Pacifica del país y compran el 96 % de la energía inyectada en el Sistema
Interconectado Nacional, SIN. La empresa Nicaragüense de Electricidad,
ENEL, es el responsable de la comercialización en Bluefields, Corn Island,
Mulukuku, Siuna, Kukra Hill, Laguna de Perlas, Pueblo Nuevo y Santa Rita.
Las distribuidoras de electricidad para satisfacer el 96% de la demanda del país
deben de contar por lo menos con el 80% de su demanda por contrato. Debido
a lo anterior nuestro proyecto deberá de firmar un contrato de compra venta de
energía y potencia con las Distribuidoras Disnorte- Dissur.
Las distribuidoras de electricidad para recuperar los costos de compra de
energía y operación lo realizan por medio de la tarifa, la cual es diferente para
cada tipo de cliente, los diferentes tipos de clientes de las distribuidoras son:
RESIDENCIAL: Exclusivo para uso de casas de habitación urbanas y rurales,
tarifa T0.
GENERAL MENOR: Carga contratada hasta 25 kW para uso general
(Establecimientos Comerciales, Oficinas Públicas y Privadas, Centros de
Salud, Centros de Recreación, etc.), tarifa T1 y T1-A.
GENERAL MAYOR: Carga contratada mayor de 25 kW para uso general
(Establecimientos Comerciales, Oficinas Públicas y Privadas, Centros de
Salud, Hospitales, etc.), tarifa T2.
INDUSTRIAL MENOR: Carga contratada hasta 25 kW para uso industrial
(Talleres, Fabricas, etc), tarifa T3 y T3 A.
45
INDUSTRIAL MEDIANA: Carga contratada mayor de 25 kW y hasta 200 kW
para uso industrial (Talleres, Fábricas, etc.), tarifa T4.
INDUSTRIAL MAYOR: Carga contratada mayor de 200 kW para uso Industrial
(Talleres, Fábricas, etc), T5
IRRIGACIÓN: Tarifa T6, T6 A y T6 B.
JUBILACIÓN: Tarifa TJ.
Un componente importante para determinar la tarifa es el Precio Medio de
Venta de la energía, que está determinado por el precio monómico de
abastecimiento en Media tensión, costo medio de transporte en media tensión,
pérdidas reconocidas por el Instituto Nicaragüense de Energía, Valor Agregado
de Distribución, VAD, (VAD reconocido, VAD de alumbrado público reconocido
y VAD de comercialización reconocido) y los desvíos por facturación.
El precio monómico de abastecimiento en media tensión es el precio único de
compra de la energía por la energía y potencia y otros servicios a todo el mix
de generadores del país, por esta razón para disminuir el precio medio de
venta es necesario contratar energía con fuentes renovables de generación y
eliminar la dependencia del petróleo.
46
VI.6 ESTUDIO TECNICO VI.6.1 Objetivos del Estudio
Objetivo General Verificar la posibilidad técnica de la construcción de la Construcción de
la Planta Hidroeléctrica Paso Real.
Objetivos Específicos Analizar la potencia nominal de la planta y la localización optima.
Determinar los requisitos de ingeniería técnica del proyecto: equipos,
costos y la organización requerida para la operación de la central
eléctrica.
VI.6.2 Localización Factores considerados para el análisis de la localización del proyecto:
Accesibilidad a la zona: La vía de comunicación para llegar a donde
se construirá la Central Hidroeléctrica Paso Real es la carretera Boaco-
Muy Muy. A 27 Km de Boaco se toma un desvío que dice Villa
Reconciliación. Desde ahí son 11 Km hasta otra carretera que se
encuentra a la izquierda y conduce a Tabacal. En la Hacienda Santa
Rita (11.4 Km desde la referencia anterior) se debe dejar el vehículo y
caminar por senderos entre potreros aproximadamente 5 Km en sentido
Norte, hasta llegar al Río Grande de Matagalpa. Después se debe de
seguir el curso del río hasta llegar al Salto de la Olla.
Por lo anterior será necesario construir 5 Km de carretera embalastrada
para no accesar a pie o en bestia por los senderos.
Proximidad a la red de transmisión: La distancia del proyecto hacia la
Subestación más cercana es de 14 Km, por lo que será necesaria por lo
47
que será necesaria la construcción de una Línea de Transmisión de 69
KV hasta la Subestación Matiguás.
GRÁFICO 6.1
PROXIMIDAD A LA RED DE TRANSMISIÓN
Fuente: Base de datos de Instalaciones de las Distribuidoras de Electricidad
DISNORTE-DISSUR, 2011.
Área no protegida y Menor impacto a la población: El sitio no se
encuentra en área protegida o zona de amortiguamiento y es factible
desde el punto de vista de que no hay impacto para la población y no
afecta ningún bien existente.
Métodos de evaluación para la localización En la selección al detalle del sitio de presa de este tipo de proyectos, se
procede de la siguiente manera:
1. Se analiza el tramo de interés del río para conocer los rasgos más
importantes de la zona que pudieran ser afectadas por la construcción
de una Central Hidroeléctrica tales como poblados, carreteras, puentes,
etc.
48
2. Segundo se recorre el río aguas debajo de estos rasgos, midiendo
rápidos que hayan con clinómetro y cinta métrica y estimando la
pendiente en los tramos parejos, hasta acumular 25 metros de desnivel
por debajo del poblado, carretera, etc. De esta manera se encuentra un
tramo donde la construcción de una presa de aproximadamente 20
metros de altura no causará afectaciones importantes.
3. Se procede a buscar en la zona definida, el sitio más apropiado para el
eje de presa que tenga las siguientes características:
a. Cauce estrecho para minimizar el ancho y por ende el volumen y
masa de la obra de presa a construir.
b. Lecho de roca solida que facilita la buena cimentación de la
presa.
c. Que el cauce aguas abajo del sitio de presa sea más amplia que
el eje de presa y tenga rápidos que propicien el desalojo de las
aguas crecidas de esta manera minimizando los niveles de
inundación en la zona de la Casa de máquinas que se ubica al
pie de la presa.
d. El sitio de presa debe ubicarse de manera que capte la mayor
cantidad posible de quebradas del río.
Definición Específica de la localización El lugar elegido para central se encuentra ubicado en el Río Grande de
Matagalpa. En este sector el río es límite municipal entre Matiguás, del
departamento de Matagalpa y Boaco.
Las coordenadas específicas para el conjunto de presa y casa de máquinas
para la central son: UTM 673023 Este y 1408557 Norte. El sitio está a poco
más de 200 m aguas abajo del Salto de la Olla. Aguas debajo de este salto el
río transcurre rodeado de roca sólida y de gran belleza paisajística.
El cauce aguas arriba del Salto de la Olla es parejo, con elevación promedio de
235 m.s.n.m, se atraviesan principalmente potreros despalados que están a
ambos lados de la depresión provocado por el río. Subiendo el río desde el
Salto de la Olla se encuentra la desembocadura del río Negro.
49
Aguas abajo del sitio seleccionado para la presa, el cauce del río abre y se
amplia. Aproximadamente 300m aguas abajo del eje de presa existe un rápido.
Estas características propician el desalojo del agua en caso de crecidas.
Entre dos cerritos que se levantan, está el lugar para la construcción de la
Central Hidroeléctrica. La orografía ofrece una pequeña islita con una gran roca
sobre el río donde se propone ubicar la casa de máquinas con la opción de
instalar un tubo de aspiración a la turbina que descargue el agua al embalse
natural ubicado aguas abajo del lugar de la casa de máquina.
Toda la zona de ubicación de la Central Hidroeléctrica (Presa, Casa de
máquinas y Subestación) cuenta con un piso de roca sólida.
GRAFICO 6.2 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
Fuente: Google earth, 2011
UTM 673023 Este y 1408557 Norte
50
VI.6.3 Tamaño del proyecto Factores considerados para el análisis Los factores considerados para determinar la potencia nominal del proyecto
son:
Desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el nivel medio de las
aguas debajo de la central: El desnivel neto existente de nuestro proyecto es
de 19.2 m de altura.
Caudal máximo turbinable: El máximo caudal turbinable de la central es de 94
m3/s
Características de las turbinas y de los generadores usados en la
transformación: Debido al desnivel neto de nuestro embalse (19.2m) la
clasificación de la Central según la caída de agua es de baja presión por lo que
se utilizan las turbinas Kaplan (desniveles de menos de 20m)
Capacidad de producción La potencia de una central hidroeléctrica se mide generalmente en Megavatios
(MW) y se calcula mediante la fórmula siguiente:
9.81
1,000 9.81 96.4% 97% 96% 94 19.2
15,893,446.74
15.89
,
,
51
VI.6.4 Ingeniería del proyecto VI.6.4.1 Descripción del proceso de generación de energía
La generación hidroeléctrica se basa predominantemente en la conversión de
la energía potencial que posee el agua acumulada en embalses.
El agua, conducida a través de tuberías, es aprovechada para mover una
turbina, ésta a su vez impulsa el generador eléctrico que producirá la energía
eléctrica. Este tipo de generadores dependen de la cantidad de agua retenida
en el embalse, por tal motivo estos generadores tendrán disponibilidad de
potencia mientras tengan agua en sus embalses de lo contrario estarán fuera
de línea.
La línea de salida del generador debe de ser conectado a una Sub- Estación
elevadora de 13.8/69 KV, donde 13.8 KV es el voltaje de generación y 69 KV
es la tensión de salida de la Sub- Estación de la central. Por medio de una
Línea de transmisión de 69 KV de 14 KM, que es mi punto de entrega de la
energía generada a las distribuidoras, se transporta la energía y se conecta al
Sistema Interconectado Nacional, SIN, a la Sub- Estación más cercana, en el
caso de nuestro proyecto es la Sub-Estación Matiguas.
VI.6.4.2 Selección de maquinaria y equipos (Inversiones)
a) Equipos Electromecánicos Se prevé la instalación de 2 unidades gemelas turbo-generadores estilo
Kaplan, de 8 MW cada una para sumar en total 16 MW de potencia instalada.
En caudal requerido en condiciones de plena potencia es de 94 m3/s (ambas
turbinas) con el desnivel neto de 19.2 m.
b) Línea de Transmisión Se construirá 14 Km de línea de transmisión de 69 KV con conductor ACSR 4/0
que conectará a la Central Hidroeléctrica con la Sub Estación Matiguás.
52
c) Sub- Estación Eléctrica Se construirá una Sub-Estación para elevar la tensión de generación de 13.8
KV a 69 KV (tensión de salida de la central generadora) con sus estructuras,
aisladores, sistemas de protección y medición.
TABLA 6.1
INVERSIONES DE MAQUINARIA Y EQUIPOS
Fuente: Indagaciones en el mercado del autor, 2011.
VI.6.4.4 Obras Físicas (Balance de obras físicas)
a) Camino de acceso
Para poder tener acceso vehicular hasta el lugar de la presa se construirá 5 Km
de línea embalastrada.
b) Presa derivadora y obra derivadora Se construirá una presa de gravedad de concreto, de 142.4m de anchura 21m
de altura al nivel de vertedero, con un tacón labrado en la roca del lecho del río
para aumentar el factor se seguridad contra el deslizamiento y una masa en
forma de grada en el paramento mojado para aumentar la estabilidad contra el
vuelco. La presa tendrá una sección vertedora en el centro, con ancho de
140m, y estribos laterales con una elevación 11m mayores que la cresta del
vertedero, de manera que el caudal de la inundación considerada (9,975) con
profundidad de 10.26m de agua, pasará enteramente sobre la sección
Equipos Cantidad Unidad Costo Unitario (U$)
Costo Total (US$)
Vida útil (años)
Valor de Desecho
(US$)Equipos Electromecánicos Turbina,generador,instrumentación 16,000 KW 831.6 13305,600.00 Costo de instalación de los equipos 10% 1330,560.00 Capacitación y herramientas 7,000.00
Equipos de operación (Computadoras,radios, etc)
28,000.00
Sub-Total Equipos Eléctromecanicos 14671,160.00Línea de Transmisión 14 Km 89,037 1246,513.85Sub-Estación Eléctrica 16 MW 204,000 3264,000.00Diseño de Línea de Transmisión y Sub-
Estación10% 451,051.38
Sub-Total Línea de Transmisión ySub-Estación
4961,565.23
20879,239.08
25 años 2934,232.00
30 años 1653,855.08
Total inversión en maquinarias y Equipos
53
vertedora que tiene un perfil Ogee. Se logra con esta estructura un salto bruto
de 20m. La toma de agua se ubica 5m por debajo del nivel del vertedero. Se
requieren dos descargas de fondo para drenar agua y/o limpiar sedimento. El
volumen de la obra es de 40,689 m3 de concreto. Es necesario construir la cara
de la sección vertedora y la cresta del vertedero con varilla de refuerzo de
hierro en forma de temperatura steel para garantizar la resistencia a las fuerzas
y vibraciones que ocurren durante las crecidas de importancia.
c) Casa de máquinas Se prevé la construcción de una casa de máquinas de 32 x 32 m al pie de la
presa. Habrá la posibilidad de instalar un tubo de aspiración desde el desfogue
de las turbinas hasta un pozo intermedio que descargará al río, para mejorar la
eficiencia y la capacidad de planta mientras se mantenga la casa de máquinas
por encima de los niveles de las inundaciones anuales. La casa de máquinas
sin embargo requerirá medidas especiales de impermeabilización y anclaje
para proteger contra las inundaciones de mayor período de tiempo.
d) Tubería Forzada Dentro del cuerpo de la presa transcurrirá la tubería forzada de acero con
protección epoxídica, por un total de 50 m de longitud y diámetro de 138”.
54
TABLA 6.2 INVERSIONES EN OBRAS FÍSICAS
Fuente: Indagaciones en el mercado del autor, 2011.
VI.6.4.5 Personal (Balance de personal) Para la operación y puesta en marcha de la central se requiere contar con el
factor humano sumando, a continuación se detalla el personal necesario para
esto:
Obras Físicas Unidad de Medida
Cantidad (dimensiones)
Costo Unitario
Costo Total (US$)
Camino de acceso Km 5 28,000.00 140,000.00Presa Obras preliminares 80,000.00 Cuerpo de la presa M3 40,689.00 371.00 15095,619.00 Cortes en piedra 2% 301,912.38Tuberia de acero, 70" diam, 3/8
espesor paredM 130.00 2000 260,000.00
Otros componentes metálicos dela represa (compuertas, rejillas)
3.50% 528,346.67
Sub-Total Presa 16265,878.05Casa de máquinas (32 M*32 M) M3 2,024.00 380.00 769,120.00
Bodega 40,000.00
Sub-Total Casa de máquinas 809,120.00
Tubería ForzadaTuberia de acero, 138" diam, 1/2
espesor paredM 50 5,464.20 273,210.00
Cortes en piedra 5.00% 13,660.50Costos de instalación de tuberias
y construcción de soportes30.00% 86,061.15
Accesorios metalicos de la tuberia 40.00% 109,284.00
Sub-Total Tuberia Forzada 482,215.6517697,213.70Inversión en obras físicas
55
TABLA 6.3 GASTOS OPERATIVOS DE PERSONAL
Fuente: Indagaciones en el mercado del autor, 2011.
VI.6.4.6 Insumos y materiales (Cálculos y balance) La materia prima para generación de electricidad de una central hidroeléctrica
es el agua que no tiene un valor económico porque se aprovecha el agua del
Río Grande de Matagalpa, solamente para orden de despacho de generación
se le asigna un valor al agua para conservar los niveles de la presa y
administrar su despacho, dentro de los gastos operativos costos que se
incurren para la generación son: el mantenimiento a la Sub-Estación, obras
civiles y equipos electromecánicos que a continuación se detallan para el
primer año de operación de la central:
Unitario (US$)
Total (US$)
Gerente General 1 5,000.00 60,000.00
Gerente Administrativo-Financiero 1 2,000.00 24,000.00
Gerente Técnico 1 2,000.00 24,000.00Gerente Comercial 1 2,000.00 24,000.00Responsable del Personal 1 900.00 10,800.00Tecnología de Información y Comunicaciones 1 500.00 6,000.00Analista Compras de Energía 2 900.00 21,600.00Contador 1 200 2,400.00
Tesoreria 2 900 21,600.00Operadores de Planta 12 400 57,600.00Mantenimiento (Eléctrico, Mecanico, Civil) 6 1,000.00 72,000.00Secretaria, recepcionista 3 300 10,800.00Conserge 1 200 2,400.00Conductor 2 300 7,200.00Vigilancia 4 400 19,200.00Total de Salarios 39 363,600.00
Cargo Número de Puestos
Remuneración Anual
56
TABLA 6.4 GASTOS OPERATIVOS DE MANTENIMIENTO
Fuente: Indagaciones en el mercado del autor, 2011.
VI.6.4.7 Servicios y Suministros varios Adicional a los insumos y materiales dentro de los gastos operativos tenemos
los costos por servicios y suministros varios para la operación de la planta, a
continuación se detallan estos costos para el primer año de operación de la
central:
TABLA 6.5 SERVICIOS Y SUMINISTROS VARIOS
Fuente: Investigaciones en el mercado del autor, 2011.
VI.6.4.8 Clasificación Costos Fijos y Costos Variables Una vez determinados los costos de mantenimiento, servicios y suministros,
costos administrativos y de personal los agrupamos en costos fijos y variables
para utilizarlos en nuestro flujo de caja proyectado. Como costos fijos tenemos
únicamente los costos de operación y mantenimiento de los equipos
electromecánicos, sub-estación y obras civiles y como costos fijos
consideramos los costos de servicios y suministros, administrativos y salarios.
Mantenimiento (Repuestos, servicios de talleres, alquiler)
Unidad de Medida
Costo Anual (US$)
Mantenimiento Subestación1% 32,640.00
Mantenimiento de Obras Civiles 0.60% 106,183.28Mantenimiento Equipos Electromecanicos 0.60% 88,026.96Total de Mantenimientos 226,850.24
Servicios y Suministros Varios Costo Anual (US$)
Servicios de Auditoria18,000.00
Servicio de Telecomunicaciones, Agua y Energía 9,000.00
Servicios de Consultoría y Asesoría 19,200.00Total de Servicios y Suministros 46,200.00
57
TABLA 6.6 COSTOS FIJOS Y VARIABLES DEL PROYECTO
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
VI.7 EL ESTUDIO ADMINISTRATIVO-LEGAL
VI.7.1 Objetivos del Estudio Objetivo Específico
Realizar un estudio administrativo-legal para determinar los
requerimientos administrativos y legales necesarios para la
puesta en marcha de nuestro proyecto.
Objetivos Específicos
Determinar la estructura de la organización para operar el
proyecto.
Determinar los requerimientos administrativos y legales para
poder ingresar en el mercado eléctrico mayorista como agente
generador.
Analizar las leyes que benefician a los proyectos de inversión en
energía renovable.
Costos operación y mantenimiento US$ 226,850.24Total Costos variables K US$ 226.85
Servicios y Suministros varios US$ 46,200.00Costos administrativos US$ 18,800.00Salarios US$ 363,600.00 Treceavo mes US$ 30300.00 INSS US$ 54540.00 Inatec US$ 7272.00Subtotal Salarios US$ 455,712.00Total Costos fijos K US$ 520.71
Costos variables
Costos fijos
58
VI.7.2 Descripción de la Organización
Misión
Generar energía limpia con el propósito de satisfacer las necesidades de
nuestros clientes y de bajo costo para dinamizar el aparato productivo y del
país, fundamentados en el crecimiento integral de nuestro talento humano, el
mejoramiento continuo y la preservación del medio ambiente, asegurando la
rentabilidad económica esperada por nuestros accionistas y con alta
responsabilidad social empresarial.
Visión Ser una empresa líder, eficiente y moderna en el negocio de energía eléctrica y
recursos energéticos, en constante desarrollo en el mercado nacional.
Valores
1) Integridad
Los valores propagados hacia dentro y hacia fuera deben coincidir con el
comportamiento real.
2) Respeto a las personas
La colaboración en la empresa se basa en el respeto mutuo, la
imparcialidad, el reconocimiento del rendimiento y una comunicación
abierta y sincera.
3) Orientación al cambio e innovación
Los colaboradores de la empresa tienen la libertad de pensar nuevas
ideas y de probarlas, sin haber de tener miedo a incurrir en errores.
Deben aprovechar el cambio como oportunidad.
4) Orientación al cliente
La estructura de la empresa, procesos y decisiones deben centrarse en
las necesidades actuales y potenciales de los clientes externos e
internos.
5) Transparencia
59
Se requiere una comunicación abierta hacia dentro y hacia fuera. Para
poder tomar las decisiones correctas también deben debatirse los temas
delicados
Planes de desarrollo Las acciones a desarrollar una vez puesta en marcha nuestro proyecto y
creada nuestra empresa para desarrollar la organización y el personal de la
empresa son las siguientes.
1) Disponer de energía suficiente y sustentable
Promover y participar en proyectos de generación hidroeléctricas.
Negociar la compra de energía en contratos a mediano y largo plazo
Fomentar el uso responsable de la energía.
2) Clientes satisfechos
Asegurar el abastecimiento suficiente de energía de calidad.
Atención cálida, oportuna y eficaz
Información oportuna, clara, apropiada y transparente
3) Recurso humano capacitado, comprometido y motivado
Sistema de regulaciones internas que apoye el desarrollo del recurso
humano.
Sistema de capacitación continúa
Sistema de estímulos para la renovación generacional del recurso
humano.
Sistema de estímulos a la productividad, creatividad e innovación.
4) Finanzas sanas
Asegurar la provisión oportuna de los recursos
Gestión financiera empresarial, profesional y consistente
Evaluación del costo beneficio en la toma de decisiones
5) Uso y desarrollo de tecnología de punta
Alianzas estratégicas con universidades y organizaciones públicas y
privadas.
Asimilación de buenas prácticas en otras empresas nacionales e
internacionales.
Investigación continúa.
60
VI.7.3 Estructura Organizacional y Procedimientos administrativos Organigrama
GRAFICO 6.4 ORGANIGRAMA DE LA EMPRESA
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
Descripción de Puestos principales y Manuales de Funciones y Procedimientos administrativos
Gerencia General
Función Básica Planear, organizar, dirigir, coordinar y controlar las actividades de las demás
áreas de la empresa de acuerdo con los planes, programas, políticas y
objetivos aprobados por el Directorio de la Empresa en los aspectos
operativos, administrativos y de desarrollo.
61
Funciones Específicas
Ejercer la representación legal y administrativa de la empresa de acuerdos
a las atribuciones establecidas.
Formular y proponer al Directorio de la Empresa las políticas, normas,
reglamentos, directivas y acciones de su competencia.
Aprobar y suscribir los contratos y convenios que requiera el funcionamiento
eficiente de la empresa, deacuerdo con las decisiones que al respecto
adopte el Directorio.
Participar en las reuniones periódicas del Directorio de la Empresa,
informando las acciones y decisiones adoptadas así como de los hechos
relevantes para la empresa.
Proponer al directorio para su aprobación los Estados Financieros y el
Presupuesto Anual.
Planear, desarrollar y ejecutar los programas de inversión con miras a
mantener la continuidad y competitividad de la empresa.
Garantizar que los valores fundamentales y principios básicos guíen el
accionar de la empresa.
Actuar como secretario de la Junta de Accionistas y del Directorio, cuando
así lo disponga este.
Gerente Administrativo-Financiero
Función Básica
Planifica, organizar, dirigir y controlar las actividades de recursos humanos,
Contabilidad, Presupuesto, Tesorería y Tecnologías de Información dentro
de los lineamientos y políticas autorizados por el Directorio asegurando el
cumplimiento de objetivos económicos y estratégicos de la Empresa
atendiendo las necesidades de las demás gerencias de la Empresa.
62
Funciones Generales
Coordina la gestión administrativa y financiera directamente con la Gerencia
General.
Planificar, organizar y controlar las actividades relacionadas con la
administración de los recursos humanos.
Administrar, supervisar y controlar los procesos de recursos humanos,
contabilidad y finanzas, presupuesto, tesorería, tecnologías de información,
personal, en las mejores condiciones de calidad, oportunidad y costos, de
acuerdo a las normas vigentes.
Optimizar los procedimientos y reducir los costos administrativos que
permitan incrementar la productividad y eficiencia del recurso humano.
Coordinar con las diferentes áreas de la empresa en forma permanente a fin
de atender sus necesidades y proporcionar recursos necesarios para el
cumplimiento de las responsabilidades de los trabajadores.
Desarrollar la participación y motivación permanente del recurso humano
para lograr una gestión eficiente.
Evaluar mensualmente el desempeño económico-financiero de la empresa.
Mantener el equilibrio permanente de fuentes y uso de fondos, de modo que
los gastos e inversiones se ajusten al presupuesto de ingresos.
Proponer acciones de capacitación acordes con las necesidades de la
gerencia y las expectativas de los trabajadores.
Controlar que en su oportunidad se realicen inventarios físicos adecuados y
se determinen las depreciaciones y valuaciones pertinentes.
Otras responsabilidades que le sean asignadas en materia de su
competencia.
Gerencia Comercial
Función básica La Gerencia Comercial tiene la responsabilidad de proveer y optimizar
los ingresos de la empresa, mediante la comercialización de la energía.
63
Funciones Generales Cumplir con las políticas, objetivos y de venta de la empresa
optimizando los ingresos y minimizando los costos.
Planear, organizar, dirigir y controlar los ingresos por venta de energía a
nuestros clientes.
Planificar, dirigir y organizar los esfuerzos del área para la firma del
contrato de compra-venta de energía con las distribuidoras para que
garantice la estabilidad económica de la empresa.
Controlar y mantener permanente actualizado el sistema de medición
con miras en facturar la energía vendida en forma oportuna y aplicar
correctamente el contrato suscrito.
Analizar permanente las condiciones del mercado principalmente en lo
referente a los costos de producción de las Unidades de Generación del
Sistema poniendo especial énfasis en las Unidades de Generación de la
propia empresa.
Servir de vínculo entre el Administrador del Mercado, CNDC, y la
empresa facilitando la información diaria, semanal mensual y anual
requerida por este.
Supervisar el programa de despacho diario de carga de las Unidades de
Generación en coordinación con la Gerencia Técnica y teniendo en
cuenta la programación total que efectúa el CNDC con el objeto de
optimizar el uso de los recursos hídricos.
Planear y coordinar con la Gerencia Técnica el mantenimiento de las
Unidades de Generación de la empresa, para luego coordinar con el
CNDC el Programa Anual de Mantenimiento.
Asesorar y asistir al Gerente General y a los otros Departamentos con
los que tenga relaciones directas o indirectas sobre las actividades
comerciales de la empresa.
Otras responsabilidades encomendadas por la Gerencia General.
64
Gerencia Técnica
Funciones básica
Planificar, organizar, dirigir y controlar los procesos de operación y
mantenimiento de las unidades de generación, línea de transmisión para
lograr la producción y suministro de energía programado en las mejores
condiciones de calidad, confiabilidad, seguridad y uso racional de los
recursos.
Administrar, supervisar y optimizar la operación en tiempo real del sistema
eléctrico de la empresa y coordinar con el CNDC las operaciones del
sistema interconectado como mantenimientos mayores, coordinación de las
protecciones, regulación de frecuencia y demás operaciones.
Funciones Especificas
Planear, coordina, controlar y evaluar la producción de energía de la central.
Aprobar, controlar y evaluar los programas de mantenimiento de los equipos
de generación y línea de transmisión.
Crear eficiencia en los procesos operativos y de mantenimiento para
optimizar el uso de los recursos.
Elaborar el presupuesto operativo.
Proponer la capacitación permanente del personal de su área.
Mantener el personal motivado e identificado con la empresa.
Diseñar el sistema de gestión de seguridad y salud ocupacional de la
empresa.
Desempeñar otras funciones que le deleguen y que sean materia de su
competencia.
Supervisar el cabal cumplimiento de la normativa vigente, aplicada a la
generación de electricidad, seguridad y salud ocupacional.
Fomentar la identificación de peligros y evaluación de riesgos en los
diversos trabajos de operación y mantenimiento.
65
VI.7.4 Aspectos legales y costos asociados Legislación relativa al proyecto
Según lo establecida en la Normativa de Licencias y Concesiones de la Ley de
la Industria Eléctrica la empresa que ejecutará el proyecto lo primero con lo que
debe de contar es con una Licencia Provisional.
El objeto de una Licencia Provisional es autorizar al Titular a realizar los
estudios, mediciones y sondeos de un proyecto de obras de generación que
utilicen recursos naturales.
Esta Licencia Provisional no otorga exclusividad en el proyecto, pudiendo el
INE otorgar más de una Licencia Provisional para el mismo proyecto.
A partir del otorgamiento de la Licencia Provisional, se deberá presentar al INE
cada 90 días un Informe de Avance indicando el avance de los estudios
realizados, las tareas finalizadas, las tareas en ejecución y los ajustes, de
existir, a los plazos y tareas pendientes. Al finalizar los estudios o el plazo de
vigencia de la Licencia Provisional, se deberá presentar un Informe Final.
En tanto la Licencia de un proyecto o instalaciones no sea otorgada, el INE
aceptará ingresar más de una Solicitud para dicha Licencia. Sólo en el caso de
Licencias Provisionales, podrá continuar aceptando Solicitudes para un
proyecto al que ya se ha otorgado una Licencia Provisional.
LICENCIA DE GENERACIÓN. Posterior a la licencia provisional el proyectista debe de solicitar al INE una
Licencia de Generación.
La Licencia de generación autoriza al Titular de Licencia a desarrollar la
actividad de generación con las unidades generadoras, obras e instalaciones
identificadas en la Licencia.
66
Cuando un Titular de Licencia de generación quiera incrementar la capacidad
de generación de la o las plantas para las que cuenta con Licencia, deberá
presentar una solicitud de Ampliación de Licencia, cumpliendo los mismos
procedimientos y requisitos que para una Licencia de generación, de acuerdo a
lo establecido en la Normativa de Licencias y Concesiones.
La Licencia de generación identificará el tipo de planta y/o unidades
generadoras, la fuente primaria de energía a utilizar (termoeléctrica,
geotérmica, hidroeléctrica y otras) y, de corresponder, el equipamiento de
transmisión a construir para conectarse al sistema primario de la red de
transmisión del Sistema Interconectado Nacional.
La ley No. 620 “Ley General de Aguas Nacionales en el Capítulo IV,
Generación de Energía Eléctrica Basándose en Aguas Nacionales, establece lo
siguiente:
Artículo 77.- El Estado tendrá la prioridad para el establecimiento de plantas
generadoras de energía eléctrica a base de la utilización racional, sostenible y
productiva de los recursos hídricos.
Artículo 78.- Para el uso o aprovechamiento de aguas nacionales superficiales
o del subsuelo para la generación de energía eléctrica, se requiere de una
Licencia exclusiva otorgada por la Autoridad Nacional del Agua (ANA), de
conformidad a regulaciones especiales que dicte esta autoridad para esos
efectos. Esta licencia es independiente a la que otorga la autoridad competente
en materia de generación de energía eléctrica.
Artículo 79.- El otorgamiento de la Licencia para el uso o aprovechamiento de
aguas nacionales, requerirá de una autorización previa de parte de la
Institución del Estado que regula las actividades de generación de energía
eléctrica de conformidad a su legislación vigente.
Artículo 81.- La autorización para la instalación de plantas hidroeléctricas
siempre que requieran embalses u obras mayores de infraestructura deberá ser
67
objeto de leyes especiales y específicas para cada proyecto en cuestión,
mismos que habrán de sujetarse a las condiciones y requerimientos que
establezcan los estudios de impacto ambiental y de orden socioeconómico que
la Ley determine para cada proyecto, además de requerir siempre la
aprobación del Consejo Nacional de los Recursos Hídricos (CNRH).
Por tanto según el Arto. 78 de la Ley 620 General de Aguas además de la
licencia de generación otorgada por el INE se debe de contar de una Licencia
exclusiva otorgada por la Autoridad Nacional del Agua (ANA) por el uso de
aguas nacionales superficiales y por disposición del Arto. 81 se requerirá de
una ley especial y específica para el proyecto.
La ley 532, generación con fuentes renovables en el artículo 7 establece los
incentivos para los nuevos proyectos y las ampliaciones que se clasifican como
Proyecto de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables, PGEFR, los cuales
se citan a continuación:
1. Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados
exclusivamente para las labores de la construcción de las obras
incluyendo la construcción de la línea de sub-transmisión necesaria para
transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema
Interconectado Nacional.
2. Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA), sobre la
maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente
para las labores de la construcción de las obras incluyendo la
construcción de la línea de sub-transmisión necesaria para transportar la
energía desde la central de generación hasta el Sistema Interconectado
Nacional.
3. Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR), y del pago
mínimo definido del IR establecido en la Ley 453, Ley de Equidad Fiscal,
por un período máximo de 7 años a partir de la entrada de operación
comercial o mercantil del Proyecto. Igualmente, durante este mismo
68
período estarán exentos del pago del IR los ingresos derivados por
venta de bonos de dióxido de carbono. 4. Exoneración de todos los Impuestos Municipales vigentes sobre
bienes inmuebles, ventas, matriculas durante la construcción del
Proyecto, por un período de 10 años a partir de la entrada en operación
comercial del proyecto. 5. Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación
de riquezas naturales por un período máximo de 5 años después del
inicio de operación.
6. Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar
la construcción u operación del proyecto o ampliación por un período de
10 años.
La ley 532, generación con fuentes renovables en el artículo 9 con respecto a
la contratación de Energía renovable establece lo siguiente:
Priorización de las energías renovables en las contrataciones por las Distribuidoras: Será obligación de las distribuidoras incluir dentro de sus
procesos de licitación la contratación de energía y/o potencia eléctrica
proveniente de centrales eléctricas con energía renovable, prioritariamente
hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, biomasa.
Los contratos surgidos de estas licitaciones serán por un plazo mínimo de 10
años.
La energía producida por empresas que se acogen a los incentivos otorgados
por la presente ley y no tengan contratos con el distribuidor u otros agentes,
deberán vender esta energía en el mercado de ocasión, manteniéndose dentro
de una banda de precios no menor de 5.5 centavos de dólar por kwh ni mayor
de 6.5 centavos de dólar por kwh.
La ley de promoción al Sub-Sector Eléctrico además de las exoneraciones
establecidas en la Ley 532 propone la conservación de los recursos hídricos
por eso crea la Comisión Administradora de Cuenca (CAC) para cada cuenca
69
donde el MIFIC haya otorgado Permisos de Aprovechamiento de Agua. Esta
Comisión estará integrada de la siguiente manera:
1. El Ministro de MIFIC o su delegado, quien la presidirá.
2. Un delegado del Ministerio de MARENA.
3. Un delegado de la Comisión Nacional de Energía.
4. Un delegado del Titular del Permiso de Aprovechamiento de Agua.
5. El o los alcaldes de los municipios afectados.
6. Dos representantes de la población.
7. En el caso de los gobiernos regionales, un representante de cada
Gobierno Regional Autónomo.
Un agente económico para poder participar en el Mercado Mayorista de
Nicaragua se debe de convertir en Agente del Mercado. Debe de cumplir con
los siguientes requisitos establecidos en la Normativa de Operación de la Ley
de la Industria Eléctrica:
a) De tratarse de un agente económico, contar con una licencia o
concesión emitida por INE que lo habilita a desarrollar su actividad
eléctrica, de acuerdo a lo establecido en la Normativa de Concesiones y
Licencias Eléctricas.
b) De corresponder a una planta o unidad generadora que se conecta al
SIN, contar con la autorización de acceso a la red, cumpliendo con los
procedimientos indicados en la Normativa de Transporte.
c) Contar con los sistemas de medición, comunicaciones y enlace de datos
que correspondan según lo definido en el Anexo Técnico: “Sistema de
Mediciones para la Operación”, y el Anexo Comercial: “Sistema de
Mediciones Comerciales”.
d) Realizar un depósito de garantía, en efectivo, carta de crédito de un
Banco de primera línea o seguro de caución, como resguardo financiero
de sus incumplimientos de pago por transacciones en el Mercado de
70
ocasión y transacciones de servicios que se identifican en el Tomo
Normas de Operación Comercial.
e) Contar con una cuenta bancaria para la administración comercial de las
transacciones económicas del Mercado, de acuerdo a lo indicado en el
Tomo Normas de Operación Comercial.
f) Acreditar debidamente ante el CNDC a su representante legal.
El agente económico que quiera operar en el sistema y participar en el
Mercado debe presentar una solicitud ante el CNDC con una anticipación no
menor que noventa (90) días.
La solicitud, debe presentarse en forma de declaración notarial jurada firmada
por el representante legal de la empresa, e incluir como mínimo:
a) Identificación de la entidad solicitante (agente económico o Gran
Consumidor), incluyendo domicilio legal, nombre y apellido del
representante legal que firma la solicitud.
b) Identificación de la o las licencias y/o concesiones que lo habilitan, de
acuerdo a lo establecido en la Normativa de Concesiones y Licencias
Eléctricas.
c) La información que se indica en el Anexo Técnico: “Información Técnica
del Sistema”.
d) La información que se indica en el Anexo Comercial: “Información
Comercial del Mercado”.
e) Constancia del cumplimiento de los requisitos de acceso a la red de
conectar nuevo equipamiento o carga al sistema, de acuerdo a lo
establecido en la Normativa de Transporte.
f) Fecha requerida para comenzar a operar como Agente del Mercado, y
fechas previstas de entrada en servicio del equipamiento a instalar o
cargas a conectar, en los casos que corresponda.
Dentro de un plazo no mayor que veinte días hábiles de presentada la solicitud,
el CNDC debe notificar al solicitante y al INE la aceptación o rechazo de la
solicitud. En caso de rechazo, la notificación debe incluir el motivo que lo
71
justifica. Ante un rechazo, el Agente del Mercado deberá completar los
requerimientos faltantes y/o realizar las correcciones necesarias a la
información suministrada antes de presentar una nueva solicitud de ingreso.
Al ingresar el Agente del Mercado, el CNDC tiene la responsabilidad de acordar
el código para su identificación. El CNDC empleará dicho código en sus
Informe y bases de datos. Cada Agente del Mercado se compromete a
emplear dicho código en el intercambio de información que realice con el
CNDC.
Constitución legal La empresa que administrará el proyecto se constituirá legalmente con el
nombre de Hidroeléctrica Paso Real para que sea legalmente reconocida que
esté sujeto a créditos, que podamos emitir comprobantes de pago, y que
podamos producir, comercializar y promocionar nuestros productos o servicios
con autoridad y sin restricciones.
Constituiremos esta empresa como una sociedad anónima, que es una
Sociedad Formalmente Mercantil, de carácter capitalista, se identifica con
denominación social, tiene un capital dividido y representado en títulos
llamados acciones, y los socios limitan su responsabilidad hasta el monto total
de las acciones que son de su propiedad y que se gobierna democráticamente,
ya que la voluntad de la mayoría es la que da fundamento a los acuerdos
sociales, sin perjuicios del derecho de las minorías.
Procedimientos de registro legal
Conforme el capítulo II del Código de Comercio, Artículo 13 y siguientes, la
sociedad mercantil que administrará el proyecto, debe ser constituida en una
escritura pública ante notario e inscrita en el Registro Público de Comercio.
La inscripción debe contener el nombre o razón social de las mismas, la clase
de comercio a que esté dedicado, el nombre, el domicilio y el de las
sucursales, si las tuviere, ya sea dentro o fuera del Departamento, sin
perjuicio de inscribir las que tuviere fuera, en el registro del Departamento en
que estén domiciliados y la fecha en que a de empezar a ejercer el comercio.
72
Costos administrativos y legales Una vez investigado los procedimientos administrativos necesarios para
ingresar al mercado eléctrico mayorista como generador y obtener los permisos
necesarios para la puesta en marcha y operación del proyecto se detallan los
costos asociados:
TABLA 6.6 COSTOS ADMINISTRATIVOS
Fuente: Indagaciones del autor, 2011.
TABLA 6.7
COSTOS LEGALES
Fuente: Indagaciones del autor, 2011.
Costos Administrativos Costo Anual (US$)
Gastos de viajes y viaticos 9,000.00Cargo por regulación INE 4,800.00Materiales Administrativos 5,000.00Reparaciones, mantenimiento general y cuenca 12,000.00Total de Costos Administrativos 18,800.00
Activos Intangibles Costo Total (US$)
Licencia de Generación 43,141.00Gastos de Constitución 15,000.00Estudios y permisos (ambiental, factibilidad, tecnicos) 500,000.00
Total Activos Intangibles 558,141.00
73
VI.8 El Estudio de Impacto Ambiental
El sitio donde se construirá la Central Hidroeléctrica no se encuentra en área
protegida o zona de amortiguamiento y es factible desde el punto de vista de
que no hay impacto para la población y no afecta ningún bien existente.
La actividad de proyecto propuesta es una fuente limpia de electricidad que
tendrá una importante contribución a la sustentabilidad ambiental al evitar la
generación de electricidad a partir de derivados del petróleo que serían
generadas y emitidas en ausencia de la actividad del proyecto.
La potencia instalada de generación hidroeléctrica se ha mantenido igual en los
últimos años, a pesar del significativo potencial hidrológico y de otras fuentes
de generación de energía renovable disponibles. Solamente se podrá reducir
una cantidad significativa de emisiones de CO2 si proyectos de energía
renovable, como la hidroeléctrica, geotérmica o eólica, comienzan a entrar al
mercado.
Si proyectos renovables no entran en el SIN, podría seguir incrementándose la
participación de la energía en base a derivados del petróleo en la matriz
energética y, por consiguiente, aumentarán las emisiones de CO2
Por lo anterior el Proyecto Hidroeléctrico Paso Real se acogerá a la aplicación
del Mecanismo de Desarrollo Limpio MDL para la emisión de CERS, la
operación del proyecto generaría una reducción de emisiones de
aproximadamente 54,353.21 ton de CO2 por año. Lo que significa que obtendrá
un flujo adicional de caja por concepto de ingresos por venta de certificados de
carbono con un precio de US$10 c /CER se obtendría un flujo adicional de
aproximadamente 543,532 dólares por año.
74
VI.9 El Estudio Económico-Social
VI.9.1 Objetivo general del Estudio
Demostrar que el proyecto de la construcción de la Central
Hidroeléctrica Paso Real es viable desde el punto de vista económico y
social.
VI.9.2 Impacto del Proyecto en el Desarrollo Económico Nacional Este proyecto contribuye positivamente al desarrollo económico nacional al
contribuir al cambio de la matriz energética impulsado por el gobierno
incrementando el porcentaje de la generación hidroeléctrica del país y
disminuyendo la generación a base de bunker que es la generación que se
desplazaría. Si la central hidroeléctrica genera anualmente 77,088 MWh nos
proporciona una disminución en la importación de 116,906 barriles de bunker
valorados a 100 US$/bbl nos da un ahorro de US$ 11,690,627 anuales. Esto
sin incluir el ahorro por compra de energía una vez determinado nuestro precio
de venta en el estudio financiero.
VI.9.3 Impacto del Proyecto en el Desarrollo Social
Es de resaltar que el proyecto conlleva únicamente impactos socio-económicos
positivos hacia la comunidad de la región entre los que se debe destacar:
Creación de fuentes de trabajo durante el tiempo de construcción del proyecto.
La creación de capacidades locales, es decir la capacitación a obreros y mano
de obra no calificada en el área de la construcción de obras civiles.
Capacitación a lugareños y generación de empleo en la administración,
operación y mantenimiento de la central.
De igual forma este proyecto en base a la belleza paisajística de la zona donde
se ubica la captación dará origen a proyectos de ecoturismo en los que se
generará empleo a los habitantes del sector.
75
VI.10 El Estudio Financiero
VI.10.1 Objetivos del Estudio
Objetivo general Demostrar que el proyecto de la construcción de la Central
Hidroeléctrica Paso Real es viable desde el punto de vista
financiero.
Objetivos Específicos Determinar el monto de inversión del proyecto.
Determinar la rentabilidad del proyecto.
Presentar los estados financieros proyectados del proyecto.
VI.10.2 Inversiones Se elaboró las necesidades de activos fijos e intangibles para poner en marcha
nuestro proyecto, resultando un total de US$ 39,149.59.
TABLA 6.8
INVERSIONES EN ACTIVOS FIJOS Y ACTIVOS INTANGIBLES
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
Activos Fijos Costo Total (US$)
Equipos Electromecánicos 14671,160.00Línea de Transmisión 1246,513.85Sub-Estación Eléctrica 4961,565.23Camino de acceso 140,000.00Presa 16265,878.05Casa de máquinas (32 M*32 M) 809,120.00Tubería Forzada 482,215.65Terreno 15,000.00Total Activos Fijos 38591,452.77
Activos Intangibles Costo Total (US$)
Licencia de Generación 43,141.00Gastos de Constitución 15,000.00Estudios y permisos (ambiental, factibilidad, tecnicos) 500,000.00
Total Activos Intangibles 558,141.00Total Inversión Inicial 39149,593.77
76
Para el Capital de trabajo se toma como base el 1 % del Total de la Inversión
Inicial, KUS$ 391.5, superior al total de los costos fijos y variables del primer
año de operación de la planta.
TABLA 6.9 CAPITAL DE TRABAJO
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
VI.10.3 Depreciación de activos
TABLA 6.10 DEPRECIACIONES DE ACTIVOS
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
VI.10.4 Proyección de Ingresos Se realiza la proyección de ingresos durante 20 años, tiempo de vigencia del
contrato con las distribuidoras tomando en consideración un factor de planta
del 55 % que es el factor de planta promedio histórico de la generación
Hidroeléctrica en el país y un precio monómico (energía y potencia) inicial
durante el primer año 120 US$/MWh incrementándose 3 % durante la vigencia
del contrato. Además se considera la reducción de CO2 como otros ingresos.
Activo Fijos Inversión (US$) Vida Útil
Depreciación Acumulada
(US$)
Valor de Desecho (US$)
Terreno 15,000.00 - 15,000.00 Equipos Electromecanicos 14671,160.00 25 11736,928.00 2934,232.00 Línea y Sub Estación Electrica 4961,565.23 30 3307,710.15 1653,855.08 Camino de acceso 140,000.00 20 140,000.00 Presa 16265,878.05 50 6506,351.22 9759,526.83 Casa de máquinas 809,120.00 50 323,648.00 485,472.00 Tuberia Forzada 482,215.65 50 192,886.26 289,329.39 Total Depreciación 22207,523.63 15137,415.29
Activo Intangibles
Licencia de GeneraciónGastos de ConstituciónEstudios y permisos (ambiental, factibilidad, tecnicos)Total Amortización 27,907.05
Amortización Anual (US$)
2,157.05750.00
25,000.00
Rubro Total (US$)Capital de Trabajo (1 % Inversión) 391,500.00
77
78
VI.10.5 Flujo de caja del proyecto Se realiza un flujo de caja del proyecto para la verificación de la rentabilidad del
proyecto y utilidades netas con financiamiento de parte del banco.
Para el financiamiento se pretende el banco nos preste K US$ 31,711.18 en un
préstamo con una tasa del 8.25 % anual por un periodo de 15 años. Este
monto corresponde al 80% del total de la inversión inicial del proyecto (total de
activos) más capital de trabajo, el restante 20% tiene que ser una inversión
propia.
Se presenta la tabla de amortizaciones e intereses del préstamo.
TABLA 6.12 AMORTIZACIONES E INTERESES DEL PRÉSTAMO
Fuente: Elaboración del autor, 2011.
Datos en K US$V. Presente j% anual m i p= j / m n =# años N= # años.m Pago $ 31,711.18 8.25% 1 8.25% 15 15 $ 3,761.55
PERÍODOCAPITAL INSOLUTO
AL INICIO DEL PERÍODO
INTERESES VENCIDOS AL
FINAL DEL PERÍODO
AMORTIZACIÓN DEL PRINCIPAL PAGO
SALDO AL FINAL DEL PERÍODO
0 $ 31,711.18 1 $ 31,711.18 2616.17 $ 1,145.38 $ 3,761.55 $ 30,565.80 2 $ 30,565.80 2521.68 $ 1,239.87 $ 3,761.55 $ 29,325.93 3 $ 29,325.93 2419.39 $ 1,342.16 $ 3,761.55 $ 27,983.77 4 $ 27,983.77 2308.66 $ 1,452.89 $ 3,761.55 $ 26,530.88 5 $ 26,530.88 2188.80 $ 1,572.75 $ 3,761.55 $ 24,958.14 6 $ 24,958.14 2059.05 $ 1,702.50 $ 3,761.55 $ 23,255.63 7 $ 23,255.63 1918.59 $ 1,842.96 $ 3,761.55 $ 21,412.68 8 $ 21,412.68 1766.55 $ 1,995.00 $ 3,761.55 $ 19,417.67 9 $ 19,417.67 1601.96 $ 2,159.59 $ 3,761.55 $ 17,258.08 10 $ 17,258.08 1423.79 $ 2,337.76 $ 3,761.55 $ 14,920.33 11 $ 14,920.33 1230.93 $ 2,530.62 $ 3,761.55 $ 12,389.71 12 $ 12,389.71 1022.15 $ 2,739.40 $ 3,761.55 $ 9,650.31 13 $ 9,650.31 796.15 $ 2,965.40 $ 3,761.55 $ 6,684.91 14 $ 6,684.91 551.51 $ 3,210.04 $ 3,761.55 $ 3,474.87 15 $ 3,474.87 286.68 $ 3,474.87 $ 3,761.55 $ -0.00
Totales $ 289,380.11 $ 23,873.86 $ 25,026.26 $48,900.12
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80
VI.10.6 Evaluación financiera Las condiciones globales del proyecto considerando la inversión inicial de la
planta y los costos fijos y variables anuales del proyecto lo hacen acreedor de
ser una inversión atractiva, ya que suponiendo financiamiento del 80 % de las
inversiones más el capital de trabajo, K US$ 31, 711.18 al 8.25 % de interés a
15 años y 14.8 % de tasa de descuento arroja un VAN de K US$ $7,469.06,
TIR de 17.76 % mayor a la tasa de descuento y Razón beneficio costo de 1.19.
Esto es fijando un precio de venta monómico de US$ 135.0/MWh que anda
parecido a otro contrato similar firmado por las empresas distribuidoras a 20
años y al Proyecto Hidroeléctrico Tumarín.
El período de recuperación del proyecto es de 13 años y 5 meses
aproximadamente.
El análisis del Punto de equilibrio financiero, ver anexo 3, determina que el
precio monómico que hace que mi VAN resulte cero es 120.29 US$/MWh,
debajo de este precio no se puede negociar el precio de la energía.
Este proyecto es rentable desde el punto de vista del mercado eléctrico
mayorista ya que se desplaza máquinas de generación a base de bunker más
obteniendo un ahorro en energía de U$ 8,973,043.20 tan solo en el primer año
de operación de la planta.
81
82
VII. CONCLUSIONES
La industria Eléctrica tiene una rentabilidad alta y el que se queda con la
rentabilidad del sector es el generador debido a que tiene el respaldo de
recuperar la inversión y obtener utilidades con la firma del contrato de
generación con las distribuidoras.
El Estudio de Prefactibilidad en el estudio financiero determina que las
condiciones globales del proyecto considerando la inversión inicial de la planta
y los costos de operación y mantenimiento lo hacen acreedor de ser una
inversión atractiva, ya que suponiendo financiamiento del 80 % de las
inversiones, M US$ 31, 711.18 al 8.25 % de interés a 15 años y 14.8 % de
tasa de descuento arroja un VAN de M US$ $7,469.09, TIR de 17.76 % mayor
a la tasa de descuento y Razón beneficio-costo de 1.19 con un precio de venta
monómico de 135.0 US$/MWh inferior a las plantas a base de bunker.
Este proyecto nos proporciona una disminución en la importación de 116, 906
barriles de bunker valorados a 100 US$/bbl resultando un ahorro de US$ 11,
690,627.anuales y un ahorro en compras de energía de U$ 8,973,043.20 tan
solo en el primer año de operación de la planta al desplazar generación térmica
más cara. Sin contar con los beneficios a los lugareños en la generación de
empleos y en el pago de impuestos municipales y reducción en las emisiones
de CO2.
83
BIBLIOGRAFIA
Nicaragua. Banco Central de Nicaragua: “Informe Anual 2010”, Nicaragua: Imprenta Nacional, marzo 2011.
Nicaragua. Asamblea Nacional: “Ley de la Industria Eléctrica de Nicaragua”,
Nicaragua: Publicado en La Gaceta No. 74, 23 abril 1998.
Nicaragua. Instituto Nicaragüense de Energía: “Normativa de Operación del
Mercado Eléctrico Mayorista”, Nicaragua: Imprenta Nacional, noviembre
2000.
Nicaragua. Asamblea Nacional: “Ley de Promoción al Sub-Sector Eléctrico”,
Nicaragua: Publicado en La Gaceta No. 169, 5 septiembre 2003.
Nicaragua. Asamblea Nacional: “Ley General de Aguas Nacionales”,
Nicaragua: Publicado en La Gaceta No. 169, 4 septiembre 2007.
Nicaragua. Instituto Nicaragüense de Energía: “Normativa de Concesiones y
Licencias”, Nicaragua: Imprenta Nacional, octubre 1999.
Nicaragua. Instituto Nicaragüense de Energía: “Normativa de Tarifas”,
Nicaragua: Imprenta Nacional, junio 2000.
Nicaragua. Ministerio de Energía y Minas: “Guía del Inversionista”, Nicaragua:
Imprenta Nacional, 2010.
Nicaragua. Fundación Nicaragüense para el Desarrollo Económico Social,
FUNIDES. “II Informe de Coyuntura Económica 2011, julio 2011.
84
ANEXOS
85
ANEXO I. ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE NICARAGUA
Fuente: Centro Nacional de despacho de carga.
ANEXO II RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL
Fuente: www.eor.org.com
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ANEXO IV DIAGRAMA DE LA SUB-ESTACIÓN ELÉCTRICA
PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTICA - PASO REAL
Contenido:
Escala: 1:500
LÁMINA No.
22
S I M B O L O G I A
SUBESTACION ELECTRICA PASO REAL
Diseño: Fátima Miranda.
Revisión: Ing. Arlen Romero
Dibujo: Fatima Miranda Fecha: Julio 2011
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ANEXO V DIAGRAMA DE LA PRESA
Est ri bosla ter ales
de la Pr esa
Per fi l del ter r enoexi sten te
sobre el ej e de la Pr esa
N ivel nor m al del agua en e lr ío
2da . Eta paPur ga de
Sedim ent ost uberí a de ace ro Ø 70"
0 .375" espesor de par ed
Ubi cación de la CasaMáqui na
en el est ri bodere ch o
al p ie de l a P resa
E ntr ada de l a t uber ía for zada.Tuber ía de acero Ø 138"
0 .5" espesor d e par ed1ra.Et apa
Pur ga d eSedi men tos
tub erí a d e acer o Ø 70"0. 375" esp esor de pared
C rest a delV ert eder o
L echo act ual delrí o
22.5
0
171. 13
2.50
20.0
011
.00
8.00
3.50
4.00
11.0
0
5.00
1 40.0016.2 2 14. 91
2 2.00
32.00
PEQUEÑA CEN TRAL HIDRO ELÉCTI CA - PASO REAL
Co n te ni do : El evación de l a Presa vista desde aguas arr iba
Di se ñ o: F át im a M ir an d a.
Re v is ión : M . A l eja n dr a A gu il ar M .
D ibu jo : F át im a M ira n daE sc a la : 1 :5 0 0 F ec h a: J uli o 20 1 1
L Á M IN A N o .
12
