ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO 2013 · 2017-04-20 · Anuario Estadístico del Sector...

ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO NACIONAL

2014

Agosto 2015

Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional 2014

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CONTENIDO

SIGLAS Y ABREVIATURAS .................................................................... 5 TERMINOLOGIA ..................................................................................... 6 PRESENTACION .................................................................................... 9 I.CAPACIDAD INSTALADA NACIONAL .................................................. 10

1.1 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. .......... 10 1.2 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente. ......................................... 12 1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. .......... 13 1.4 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente ........................................... 16

II.GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA ............................................ 18

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. ............................ 18 2.2 Generación Bruta por Tipo de Fuente. ............................................................ 20 2.3 Generación Neta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. ............................. 22 2.4 Generación Neta por Tipo de Fuente. ............................................................. 24 2.5 Inyecciones de Energía Eléctrica al SIN ......................................................... 26 2.5.1 Despacho del Parque Generador ................................................................... 26 2.5.2 Despacho del Parque Generador por Bloque Horario ..................................... 30

III.INSUMOS PARA LA GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA Y RENDIMIENTO ...................................................................................... 33

3.1 Insumos para la Generación de Energía Eléctrica. ......................................... 33 3.2 Rendimiento de Insumos por Tipo de Planta. ................................................. 36

IV.IMPORTACION Y EXPORTACION, DEMANDA MAXIMA, MÍNIMA Y FACTOR DE CARGA ........................................................................... 38

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta. ...................................... 38 4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga. ............................................... 40

V. TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................................... 42

5.1 Capacidad Instalada del Sistema Nacional de Transmisión (SNT). ................ 42 5.2 Pérdidas de Transmisión. ............................................................................... 42

VI. MERCADO MAYORISTA NACIONAL ................................................. 44

6.1 Precios de la Energía Eléctrica en el Mercado de Contratos .......................... 44 6.2 Precios de la Energía Eléctrica en el Mercado de Ocasión ............................. 45

VII. DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA ....................................... 46

7.1 Oferta Disponible. ........................................................................................... 46 7.2 Ventas de Energía Eléctrica ........................................................................... 46 7.2.1 Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico. ...................................... 48 7.2.2 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo. .................................. 49 7.2.3 Pérdidas de Distribución de Energía Eléctrica ................................................ 52 7.3 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica ....................................................... 52 7.3.1 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico .................. 54 7.3.2 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo .............. 54 7.4 Clientes Facturados a Nivel Nacional. ............................................................ 57 7.4.1 Clientes Facturados de Energía Eléctrica por Agente Económico. ................. 58 7.4.2 Clientes Facturados por Bloques de Consumo ............................................... 58 7.5 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo en el SIN. ................. 60 7.6 Consumo Eléctrico Promedio por Zona Geográfica. ....................................... 61


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GRAFICOS Página Gráfico No.1 Capacidad instalada nominal (MW) por sistemas. 10 Gráfico No.2 Capacidad instalada nominal (MW) por tipo de fuente. 13 Gráfico No.3 Capacidad instalada efectiva (MW) por sistemas. 13 Gráfico No.4 Capacidad instalada efectiva (MW) por tipo de fuente. 17 Gráfico No.5 Generación bruta (GWh) por sistemas. 18 Gráfico No.6 Generación bruta (GWh) por tipo de fuente. 21 Gráfico No.7 Generación neta (GWh) por sistemas. 22 Gráfico No.8 Generación neta (GWh) por tipo de fuente. 25 Gráfico No. 9 Inyecciones diarias de electricidad (MWh) por tipo de fuente. 26 Gráfico No. 10 Acumulado de inyecciones de energía por hora y tipo de tecnología (MWh) 27 Gráfico No. 11 Acumulado de energía por hora y tipo de tecnología. Verano (MWh) 28 Gráfico No. 12 Acumulado de energía por hora y tipo de tecnología. Invierno (MWh). 29 Gráfico No. 13 Inyecciones diarias de electricidad 2013 - 2014(MWh) 29 Gráfico No. 14 Acumulado de energía por bloque horario y tipo de fuente (MWh) 30 Gráfico No. 15 Acumulado de inyección de energía (MWh) en cada bloque horario. 31 Gráfico No. 16 Acumulado de inyecciones por bloque horario y fuente 2013 – 2014 (MWh) 32 Gráfico No. 17 Consumo mensual de fuel oil y diesel oil para generación de electricidad. 36 Gráfico No. 18 Agentes del Mercado que Exportan Energía en el Mercado Regional (MWh) 38 Gráfico No. 19 Importaciones y exportaciones de energía eléctrica (MWh). 39 Gráfico No. 20 Demanda máxima, mínima (MW) y factor de carga (%). 41 Gráfico No. 21 Curva de pérdidas diarias de transmisión (MWh) 43 Gráfico No. 22 Precios promedios energías renovables. Mercado de Contratos (US$/MWh) 44 Gráfico No. 23 Precios de energía en el mercado de ocasión (US$/MWh) 45 Gráfico No. 24 Venta de energía eléctrica por agente económico (GWh). 48 Gráfico No. 25 Ventas de energía eléctrica. Grandes consumidores (GWh). 49 Gráfico No. 26 Ventas de energía eléctrica por bloques de consumo (GWh). 50 Gráfico No. 27 Curva de pérdidas mensuales de distribución (MWh). 52 Gráfico No. 28 Ingresos por ventas de energía eléctrica por agente económico. 54 Gráfico No. 29 Ingresos por ventas de energía eléctrica por bloque de consumo. 55 Gráfico No. 30 Clientes de energía eléctrica por agente económico. 58 Gráfico No. 31 Clientes de energía eléctrica por bloques de consumo 59 Gráfico No. 32 Precio y consumo promedio por bloques de consumo. 61 Gráfico No. 33 Crecimiento del consumo promedio (%) 2013 – 2014. 68

TABLAS Tabla No. 1 Capacidad instalada nominal (MW) por sistemas, empresas y plantas 11 Tabla No. 2 Capacidad instalada nominal (MW) plantas ALBANISA 12 Tabla No. 3 Capacidad instalada efectiva (MW) por sistemas, empresas y plantas. 15 Tabla No. 4 Capacidad instalada efectiva (MW) plantas ALBANISA 16 Tabla No. 5 Generación bruta (GWh) por sistemas, empresas y plantas. 19 Tabla No. 6 Generación bruta (GWh) plantas ALBANISA 20 Tabla No. 7 Generación bruta (GWh) por tipo de fuente. 21 Tabla No. 8 Generación neta (GWh) por sistemas, empresas y plantas 23 Tabla No. 9 Generación neta (GWh) plantas ALBANISA 24 Tabla No. 10 Generación neta (GWh) por tipo de fuente. 25 Tabla No. 11 Insumos para la generación de electricidad. 34 Tabla No. 12 Resumen de Insumos para la Generación de Electricidad. 35 Tabla No. 13 Consumo de fuel oil y diesel oil, miles de galones/barriles. 36 Tabla No. 14 Rendimientos por plantas del SIN y el SAN 37 Tabla No. 15 Importación y exportación de energía - MWh. 39 Tabla No. 16 Demanda máxima, mínima y factor de carga. 40 Tabla No. 17 Subestaciones, capacidad y líneas de transmisión. 42 Tabla No. 18 Oferta disponible de energía eléctrica (GWh). 46 Tabla No. 19 Ventas de energía (GWh), estructura y crecimiento. 47


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Tabla No. 20 Ventas de energía eléctrica por bloques de consumo (GWh). 51 Tabla No. 21 Ingresos por ventas de energía eléctrica, estructura y crecimiento. 53 Tabla No. 22 Ingresos por ventas de energía eléctrica por bloques de consumo. 56 Tabla No. 23 Clientes a diciembre, estructura y crecimiento. 57 Tabla No. 24 Clientes por bloques de consumo. 60 Tabla No. 25 Precio y consumo promedio por bloques de consumo. 61

FIGURAS Figura No. 1 Consumo eléctrico promedio sectorial. Sector Residencial 62 Figura No. 2 Clientes facturados en el sector residencial. 63 Figura No. 3 Consumo eléctrico promedio sectorial. Sector Comercio 64

Figura No. 4 Clientes facturados en el sector comercio. 65 Figura No. 5 Consumo eléctrico promedio sectorial. Sector Industrial 66 Figura No. 6 Clientes facturados en el sector industrial. 67

ANEXOS Anexo No. 1 Capacidad nominal por tipo de fuente (MW) 1991 – 2014. 70 Anexo No. 2 Capacidad efectiva por tipo de fuente (MW) 1991 – 2014. 71

Anexo No. 3 Generación Bruta de Energía (GWh) 1991 – 2014. 72

Anexo No. 4 Generación Neto de Energía (GWh) 1991 – 2014. 73

Anexo No. 5 Consumo de combustibles para generación de energía eléctrica 1991 – 2014. 74 Anexo No. 6 Importación, Exportación, Demanda y Factor de Carga 1991 - 2014 75 Anexo No. 7 Subestaciones, Líneas de Transmisión y Capacidad 1991 – 2014. 76 Anexo No. 8 Pérdidas de Energía Eléctrica (%) 2004 – 2014 77 Anexo No. 9 Ventas de Energía por Bloques de Consumo (GWh) 1991 – 2014. 78 Anexo No. 10 Clientes por Bloques de Consumo al mes de diciembre 1991 – 2014. 79 Anexo No. 11 Precios promedios por bloques de consumo (US$/kWh) 1991 – 2014. 80 Anexo No. 12 Consumo promedio por bloques de consumo (MWh/Cliente) 1991 – 2014. 81 Anexo No. 13 Inyecciones diarias de electricidad de centrales hidroeléctricas (MWh). 82 Anexo No. 14 Inyecciones diarias de electricidad de centrales geotérmicas (MWh). 82

Anexo No. 15 Inyecciones diarias de electricidad de centrales eólicas (MWh). 83

Anexo No. 16 Inyecciones diarias de electricidad de ingenios azucareros (MWh). 83 Anexo No. 17 Inyecciones diarias de electricidad de centrales térmicas (MWh). 84


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SIGLAS Y ABREVIATURAS

ALBANISA Alba de Nicaragua, S.A. BCN Banco Central de Nicaragua BID Banco Interamericano de Desarrollo BEP Barriles Equivalentes de Petróleo BEP/Hab Barriles Equivalentes de Petróleo/Habitantes CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga DGE Dirección de Estudios Económicos y Tarifas DGPPEM Dirección General de Políticas y Plantificación Energética y

Minera DISNORTE Distribuidora de Electricidad del Norte DISSUR Distribuidora de Electricidad del Sur ENATREL Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENEL Empresa Nicaragüense de Electricidad GECSA Generadora Eléctrica Central, S.A. GESARSA Generadora San Rafael, S.A. GWh Gigavatio-hora HIDROGESA Generadora Hidroeléctrica, S.A. INE Instituto Nicaragüense de Energía INIDE Instituto Nacional de Información de Desarrollo kWh Kilovatio-hora Kbbl Miles de barriles MEM Ministerio de Energía y Minas MW Megavatio MWh Megavatio-hora OLADE Organización Latinoamericana de Energía ONU Organización de las Naciones Unidas PENSA Polaris Energy Nicaragua, S.A. PIB Producto Interno Bruto RAAN Región Autónoma del Atlántico Norte RAAS Región Autónoma del Atlántico Sur S.A.N-Privadas Sistemas Aislados Nacional – Privadas S.A.N-Públicas Sistemas Aislados Nacional – Públicas SIN Sistema Interconectado Nacional SAN Sistema Aislado Nacional


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TERMINOLOGIA

Agente de mercado: Agente económico o Gran Consumidor que opera comercialmente en el Mercado de Nicaragua o en el Mercado Regional, y que entrega o retira energía eléctrica del Sistema Nacional de Transmisión, o de la red de distribución. Autoconsumo: Es la energía eléctrica generada por las centrales de cogeneración o auto productores que es utilizada en su propio proceso industrial. Autoproductor: Es el agente económico que genera energía eléctrica para suplir parcial o totalmente los requerimientos de sus propias instalaciones industriales o de sus actividades. Central Hidroeléctrica: Es aquella que se utiliza para la generación de energía eléctrica mediante el aprovechamiento de la energía potencial del agua. En el caso de Nicaragua, este potencial se refiere al flujo de los ríos. Central Térmica: Central que convierte el calor de combustión en electricidad. Central Geotérmica: Central que aprovecha directamente el vapor de agua que fluye de los pozos geotérmicos para la generación de electricidad. Central Eólica: Instalación que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. Central Fotovoltaica: Central que convierte la energía solar en electricidad, a través del uso de paneles de células fotoeléctricas. Consumo Propio: Es la energía utilizada en una central en sus equipos auxiliares durante el proceso de transformación de energía, incluyendo el consumo cuando está fuera de servicio. Capacidad Instalada Nominal o Potencia Bruta: Es la suma de las capacidades nominales (datos de placa) de los grupos de generación que están instalados en una central o conjunto de centrales eléctricas. Capacidad Instalada Efectiva o Potencia Neta: Es la capacidad de la planta la potencia sin considerar la potencia absorbida por los servicios auxiliares y por pérdidas en los transformadores de la central. Categoría del Consumidor: Clasificación de los clientes, ventas e ingresos basada en el uso de aplicación predominante de la energía eléctrica. Los consumidores se clasifican en las siguientes categorías:


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a) Residencial: se refiere al consumo eléctrico de las familias que residen en las zonas urbanas y rurales.

b) Comercial: Se refiere a la cantidad de energía eléctrica consumida por el sector comercial (incluye establecimientos comerciales, oficinas públicas y privadas, centros de salud, centros recreativos, hospitales, etc.)

c) Industrial: Incluye los consumos eléctricos de todas las actividades de la industria (talleres, fábricas, otros).

d) Irrigación: Se refiere a la energía eléctrica consumida para el riego de los campos agrícolas.

e) Alumbrado Público: Se refiere a la energía eléctrica consumida por circuitos eléctricos para iluminación de calles, avenidas, parques, plazas, monumentos en vía pública. entre otros.

f) Bombeo: Se refiere a la energía utilizada para la extracción y bombeo de agua potable para uso público.

Curva de Carga: Curva que representa como varía la demanda o la carga eléctrica (MW) en función del tiempo (diario, semanal, etc.). Demanda máxima: Se refiere a la mayor potencia instantánea demandada por el sistema, registrada en kW en un periodo de tiempo. Demanda mínima: Se refiere a la menor potencia instantánea demandada por el sistema, registrada en kW en un periodo de tiempo. Factor de carga: Es el cociente entre la energía real generada por una central eléctrica durante un periodo de tiempo y la energía generada si hubiese trabajado a plena carga durante el mismo período. Generación Bruta (kWh): Es la energía eléctrica producida por una central o grupo de centrales que incluye la energía utilizada por los equipos y aparatos auxiliares de las propias plantas. Generación Neta: Es la generación bruta de la central menos el consumo propio. Mercado Mayorista: Conjunto de operaciones que se realizan en el Mercado de Ocasión y Mercado de Contratos del mercado eléctrico de Nicaragua. Mercado de Ocasión: Son las transacciones de oportunidad de energía y potencia eléctrica que se realizan a precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción y que no han sido establecidas mediante contratos. Motores de Combustión Interna: Son motores que producen energía eléctrica a partir de la energía mecánica obtenida directamente de la explosión del combustible en el interior de un cilindro. Nodo de Interconexión: Es el nodo directamente vinculado con el punto de interconexión.


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Potencia Eléctrica: La potencia eléctrica de una central puede ser medida instantáneamente en un momento dado o determinada convencionalmente por la potencia producida durante un cierto período generalmente una hora, media hora, o un cuarto de hora. Precio Monómico: Es el cargo único pagado por el agente distribuidor a los agentes generadores, el cual está compuesto de un cargo por energía y un cargo por potencia. Precio Promedio por kWh vendido: Es el cociente entre el ingreso de las ventas de energía eléctrica dividido por la cantidad correspondiente de kWh vendidos, puede ser total o por categoría del consumidor. Peaje: Es la remuneración por la prestación del servicio de transporte de energía eléctrica a través de redes de interconexión, transmisión y distribución. Sistema Eléctrico: Equipos de generación, transmisión, distribución y otros, conectados físicamente y operados como unidad integral bajo un solo control, dirección o supervisión de operación. Sistema Interconectado Nacional: Es el conjunto de centrales de generación eléctrica y sistemas de distribución que se encuentran interconectados entre sí por el Sistema Nacional de Transmisión. Sistema de Medición Comercial (SIMEC): Es el conjunto de equipos requerido para medir las magnitudes físicas entregadas y recibidas por cada Agente del Mercado producto de sus intercambios en el Mercado Mayorista y en el Mercado Eléctrico Regional (MER) cuando aplique. Sistema Nacional de Transmisión: Es el sistema de transmisión integrado a nivel nacional que incluye las interconexiones internacionales, entendiendo por Sistema de Transmisión, el conjunto de líneas de transmisión, subestaciones y equipos asociados necesarios para transportar la energía desde centrales de generación hasta sistemas de distribución. Subestación Eléctrica: Es un conjunto de dispositivos eléctricos, que forman una parte de un sistema eléctrico de potencia, donde su principal función es transformar tensiones y derivar circuitos de potencia. Turbina a Vapor o de Gas: Máquina motriz cerrada, de tipo rotatorio, en la cual la energía calórica contenida en el vapor o gas se convierte en energía mecánica, produciendo un movimiento del rotor para producción de electricidad.


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PRESENTACION

El Ministerio de Energía y Minas, basado en lo establecido en la Ley No. 612 “Ley de Reforma y Adición a la Ley No. 290, Ley de Organización, Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo”, en la cual se le designan funciones y atribuciones en materia energética y minera, ha elaborado el documento “Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional año 2014”. El presente documento contiene material relevante de la memoria anual e histórica del sector eléctrico en forma resumida. La información del presente Anuario Estadístico, se origina en distintas fuentes primarias y secundarias de datos; de las que se ha comprobado su validez resultando confiables, consistentes y expresan con toda fidelidad los hechos relevantes ocurridos en el sector eléctrico en el año 2014. La recopilación del anuario estadístico es de consulta permanente para todos los agentes económicos del sector, por lo tanto se da a conocer de manera clara y sencilla, la forma en que evolucionó en el año, la generación, la transmisión y la distribución de electricidad a consumidores finales en los distintos sectores de la economía nacional. El Anuario Estadístico se encuentra dividido en siete (7) capítulos:

I: Capacidad Instalada Nacional II: Generación de Energía Eléctrica III: Insumos para la Producción de Energía Eléctrica y Rendimiento IV: Importación y Exportación de Energía Eléctrica, Demanda Máxima,

Mínima y Factor de Carga VI: Transmisión de Energía Eléctrica VI: Mercado Mayorista Nacional VII: Distribución de Energía Eléctrica

Se agradece a todas las áreas y dependencias del Ministerio de Energía y Minas y a las siguientes instituciones: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL), Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte (DISNORTE) y Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur (DISSUR), Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), Instituto Nicaragüense de Energía (INE), Centro Nacional Despacho de Carga (CNDC) y empresas privadas que hicieron posible la elaboración de este Anuario Estadístico. Ministerio de Energía y Minas


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I.CAPACIDAD INSTALADA NACIONAL

1.1 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. A diciembre del año 2014, la capacidad instalada nominal en el país registró 1,329.12 MW, correspondiendo 1,313.08 MW (98.79%) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y 16.04 MW (1.21%) al Sistema Aislado Nacional (SAN). El SIN y el SAN es conformado por empresas públicas y privadas. El SIN cuenta con 234.58 MW (17.65%) que corresponde a 6 plantas públicas y 1,078.50 MW (81.14%) que corresponde a 25 plantas privadas. Por otro lado, el SAN participa con 2.89 MW de capacidad (0.22%) en 6 plantas públicas que son propiedad de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) y 13.15 MW (0.99%) en 3 plantas privadas, propiedad de las empresas: Empresa Generadora Ometepe S.A, Puerto Cabezas Power y Tichaná Power. En forma general, de los 1,329.12 MW instalados a nivel nacional (incluye SIN Y SAN), 237.47 MW (17.87%) son de propiedad pública y 1,091.65 (82.13%) son empresas de propiedad privada. (Ver Gráfico No.1)

Gráfico No.1

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia.

La capacidad instalada nominal de diciembre 2014, tuvo un crecimiento neto de 39.48 MW respecto a diciembre 2013 (1,289.65 MW), con tasa creciente de 3.06%, debido principalmente a la instalación adicional en el SIN de 39.60 MW de la planta eólica Camilo Ortega Saavedra, propiedad de la empresa Alba de Nicaragua S.A (ALBANISA), la cual entró en operación comercial en marzo del 2014. Por otro lado, se contabilizan cambios menores en planta Generadora San Rafael S.A (GESARSA) en el SIN y Empresa Nicaragüense Electricidad (ENEL), Empresa Generadora Ometepe S.A (EGOMSA) y una disminución de 2.20 MW en Puerto Cabezas Power (PCP) en el SAN. (Ver Tabla No.1)


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Tabla No.1 Capacidad Instalada Nominal (MW) por Sistemas, Empresas y Plantas

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Notas:

La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deben leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética.

El 1 de junio 2013 la empresa Ormat cambia su razón social a Momotombo Power Company (MPC), quien tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de ENEL.

Los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa reportan el total de su capacidad instalada nominal, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

NOMINAL NOMINAL % NOMINAL CRECIM CRECIM

dic-13 dic-14 dic-14 % MW

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1,271.70 1,313.08 98.79 3.25 41.38

EMPRESAS PÚBLICAS 232.80 234.58 17.65 0.76 1.78

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 226.80 226.80 17.06 - -

Planta Centroamérica 50.00 50.00 3.76 - -

Planta Carlos Fonseca 54.40 54.40 4.09 - -

Planta Managua 57.40 57.40 4.32 - -

Planta Las Brisas 65.00 65.00 4.89 - -

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) 6.00 6.40 0.48 6.67 0.40

Generadora Fotovoltaica La Trinidad - 1.38 0.10 1.38

EMPRESAS PRIVADAS 1,038.90 1,078.50 81.14 3.81 39.60

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.07 - -

Hidro Pantasma (HPA) 14.40 14.40 1.08 - -

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 291.20 330.80 24.89 13.60 39.60

Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 291.20 291.20 21.91 - -

Planta Camilo Ortega Saavedra - 39.60 2.98 39.60

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 65.30 65.30 4.91 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 74.00 74.00 5.57 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 52.20 52.20 3.93 - -

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 106.00 106.00 7.98 - -

Planta Nicaragua 106.00 106.00 7.98 - -

Momotombo Power Company (MPC) 77.50 77.50 5.83 - -

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 77.00 77.00 5.79 - -

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 79.30 79.30 5.97 - -

Monte Rosa S.A. (IMR) 54.50 54.50 4.10 - -

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 63.00 63.00 4.74 - -

Blue Power & Energy S.A. 39.60 39.60 2.98 - -

Eolo de Nicaragua, S.A. 44.00 44.00 3.31 - -

SISTEMA AISLADO NACIONAL 17.95 16.04 1.21 -10.59 -1.90


Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 2.65 2.89 0.22 9.21 0.24

RAAN ( Waspam) 0.56 0.56 0.04 - -

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 2.09 2.33 0.18 11.67 0.24

San Juan de Nicaragua)

EMPRESAS PRIVADAS 15.30 13.15 0.99 -14.02 -2.15

Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 2.45 2.50 0.19 2.25 0.05

Puerto Cabezas Power (PCP) 12.45 10.25 0.77 (17.67) (2.20)

Tichana Power (TP) 0.40 0.40 0.03 - -

TOTAL NACIONAL 1,289.65 1,329.12 100.00 3.06 39.48

CAPACIDAD INSTALADA NOMINAL -MW

EMPRESAS


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La Generadora Fotovoltaica La Trinidad, es una planta instalada en el año 2013, que cuenta con 5,880 paneles fotovoltaicos, interconectada a la red de distribución eléctrica del país.

La empresa Puerto Cabezas Power reportó en el año 2013, 13 unidades, de las cuales 6 estaban fuera a diciembre del mismo año. En diciembre 2014, reportaron 8 unidades, una de ellas fuera.

A continuación se muestra la distribución de las capacidades de plantas de ALBANISA

Tabla No. 2

Capacidad Instalada Nominal (MW) Plantas ALBANISA


1.2 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente. Tomando en consideración las diferentes fuentes de energía que se utilizan para la producción de electricidad en las distintas plantas de generación, se observa que del total de 1,329.12 MW instalados, 733.14 MW (55.16%) están constituidos por el parque térmico que genera electricidad a base de fuel oil y diesel oil, el parque hidroeléctrico tiene 120.10 MW (9.04%), la capacidad instalada geotérmica es de 154.50 MW (11.62%), las plantas eólicas tienen una capacidad instada de 186.20 MW (14.01%), las plantas térmicas que operan principalmente con bagazo de caña (ingenios azucareros) incorporan 133.80 MW (10.07%) y la planta solar fotovoltaica con 1.38 MW (0.10%). (Ver Gráfico No.2). Resulta importante mencionar el considerable aumento de la capacidad instalada de plantas de generación eléctrica que utilizan fuentes renovables en los últimos años. Del año 2007 al 2014, se han instalado 278.98 MW en energía hidroeléctrica, geotérmica, eólica y solar fotovoltaica.

dic-13 dic-14

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 291.20 330.80 24.89 13.60 39.60

Hugo Chávez 60.00 60.00 4.51 - -

Che Guevara I (Tipitapa) 20.40 20.40 1.53 - -

Che Guevara II (Masaya) 20.40 20.40 1.53 - -

Che Guevara III (Managua) 20.40 20.40 1.53 - -

Che Guevara IV (Masaya) 20.40 20.40 1.53 - -

Che Guevara V (Masaya) 20.40 20.40 1.53 - -

Che Guevara VI (Nagarote) 13.60 13.60 1.02 - -

Che Guevara VII (Nagarote) 40.80 40.80 3.07 - -

Che Guevara VIII (León) 27.20 27.20 2.05 - -

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 47.60 47.60 3.58 - -

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 0.00 39.60 2.98 - 39.60

CAPACIDAD NOMINALPLANTAS

% PARTIC.

NOMINAL

% CRECIM

NOMINAL CRECIM MW


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Gráfico No.2


1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La capacidad instalada efectiva a diciembre 2014, registró 1,062.14 MW, distribuidos entre el SIN con 1,049.84 MW (98.84%) y el SAN con 12.30 MW (1.16%). El Gráfico No.3 muestra el tamaño de las capacidades y el porcentaje de participación en el total de capacidad efectiva, según tipo de sistemas.

Gráfico No.3



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De 1,062.14 MW efectivo instalado, las empresas públicas figuran con 112.33 MW (10.58%) y las empresas privadas con 949.81 MW (89.42%). Respecto a diciembre 2013, la capacidad instalada efectiva total tuvo un crecimiento neto de 85.87 MW debido principalmente a: i) Incremento de 37.40 MW de capacidad instalada efectiva referente a la

entrada en operación de la planta eólica Camilo Ortega Saavedra de la empresa ALBANISA.

ii) En el año 2013, de acuerdo a comunicación del ente regulador, la unidad No.2 de la planta Nicaragua, se mantuvo fuera de servicio y en stand-by frío. En el año 2014, la capacidad efectiva reportada por el INE es de 100 MW.

iii) Incremento de 10.78 MW de capacidad instalada efectiva de la planta geotérmica Polaris Energy Nicaragua, la cual durante el 2014, mantuvo un mayor número de horas trabajadas en sus pozos de producción.

iv) Incrementos en plantas del SIN como Momotombo Power Company (1.50 MW) y Eolo de Nicaragua (1.68 MW), además de plantas de ENEL (0.22 MW) ubicadas en el SAN, lo cual obedece a la disponibilidad de las mismas en el año.

Por otro lado, durante el mismo año se presentan las siguientes disminuciones en las capacidades efectivas de las plantas con respecto a diciembre 2013: i) Disminuciones menores en la planta eólica Amayo I y II (2.10 MW) ii) Disminución de 14.50 MW en el Ingenio Monte Rosa, equivalente a 30% de

reducción. Es importante mencionar que la planta de producción de azúcar de este ingenio, dejó de operar el 21 de mayo del 2014, mientras la planta de generación de electricidad continuó operaciones hasta el 30 de agosto del 2014. La energía consumida en la planta de proceso a partir del 22 de mayo provienen de su planta de generación.

iii) Otras disminuciones de la capacidad efectiva en las plantas de Ometepe (0.10 MW) y Tichaná Power (0.01 MW) en el SAN.

En la Tabla No.3, se muestra la capacidad efectiva de todas las empresas públicas y privadas del SIN y el SAN, el porcentaje de participación respecto al total instalado a diciembre 2014 y la variación ocurrida en relación a diciembre 2013.


15

Tabla No. 3 Capacidad Instalada Efectiva (MW) por Sistemas, Empresas y Plantas


La Empresa de Generación Hidroeléctrica, Sociedad Anónima (HIDROGESA), la Empresa Generadora Momotombo, Sociedad Anónima (GEMOSA) y la Empresa Generadora Central, Sociedad Anónima (GECSA) deberá leerse como Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), por mandato de la Ley No. 746 “Ley de Reforma al Decreto Ejecutivo No. 46-94, Creación de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y a la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética.



EFECTIVA EFECTIVA % EFECTIVA CRECIM CRECIM

dic-13 dic-14 dic-14 % MW

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 964.08 1,049.84 98.84 8.90 85.76


Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 109.00 109.00 10.26 - -

Planta Centroamérica 48.00 48.00 4.52 - -

Planta Carlos Fonseca 50.00 50.00 4.71 - -

Planta Managua 11.00 11.00 1.04 - -

Planta Las Brisas - - - -

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) - - - -


EMPRESAS PRIVADAS 855.08 939.84 88.49 9.91 84.76

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.08 - -

Hidro Pantasma (HPA) 13.00 13.00 1.22 -


Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 276.86 276.86 26.07 - -


Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 60.90 60.90 5.73 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 70.50 70.50 6.64 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 50.90 50.90 4.79 - -

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 50.00 100.00 9.41 100.00 50.00

Planta Nicaragua 50.00 100.00 9.41 100.00 50.00

Momotombo Power Company (MPC) 23.00 24.50 2.31 6.52 1.50

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 46.34 57.12 5.38 23.26 10.78

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 77.30 77.30 7.28 - -

Monte Rosa S.A. (IMR) 47.50 33.00 3.11 (30.53) (14.50)

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 63.00 60.90 5.73 (3.33) (2.10)

Blue Power & Energy S.A. 39.60 39.60 3.73 - -

Eolo de Nicaragua, S.A. 35.28 36.96 3.48 4.76 1.68

SISTEMA AISLADO NACIONAL 12.19 12.30 1.16 0.92 0.11


Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 2.12 2.33 0.22 9.81 0.21

RAAN ( Waspam) 0.45 0.45 0.04 - -




Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 2.45 2.35 0.22 (3.89) (0.10)

Puerto Cabezas Power (PCP) 7.40 7.40 0.70 - -

Tichana Power (TP) 0.22 0.22 0.02 (3.59) (0.01)

TOTAL NACIONAL 976.27 1,062.14 100.00 8.80 85.87

EMPRESAS

CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA -MW


16

Los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa reportan el total de su capacidad instalada efectiva, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

En el año 2013, de acuerdo a comunicación del ente regulador, la unidad No.2 de la planta Nicaragua, se mantuvo fuera de servicio y en stand-by frío. En el año 2014, la capacidad efectiva reportada por el INE es de 100 MW, habilitando ambas unidades.

Durante el mes de diciembre 2014, la planta Las Brisas estuvo fuera por despacho.

A continuación se muestra la distribución de las capacidades de plantas de ALBANISA

Tabla No. 4

Capacidad Instalada Efectiva (MW) Plantas ALBANISA


1.4 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente

Tomando en consideración las diferentes fuentes de energía que se utilizan para la producción de electricidad en las distintas plantas de generación, se observa que del total de 1,062.14 MW instalados efectivos, 582.25 MW (54.82%) están constituidos por el parque térmico que genera electricidad a base de fuel oil y diesel oil, el parque hidroeléctrico tiene 112.11 MW (10.56%), la capacidad instalada geotérmica es de 81.62 MW (7.68%), las plantas eólicas tienen una capacidad de 174.86 MW (16.46%) las plantas térmicas que operan principalmente con bagazo de caña (ingenios azucareros) incorporan 110.30 MW (10.396%) y la planta solar fotovoltaica tiene 1.00 MW (0.09%). (Ver Gráfico No.4).

dic-13 dic-14


Hugo Chavez 60.00 60.00 5.65 - -

Che Guevara I (Tipitapa) 19.20 19.20 1.81 - -

Che Guevara II (Masaya) 19.20 19.20 1.81 - -

Che Guevara III (Managua) 19.20 19.20 1.81 - -

Che Guevara IV (Masaya) 19.20 19.20 1.81 - -

Che Guevara V (Masaya) 18.60 18.60 1.75 - -

Che Guevara VI (Nagarote) 12.87 12.87 1.21 - -

Che Guevara VII (Nagarote) 38.00 38.00 3.58 - -

Che Guevara VIII (León) 25.27 25.27 2.38 - -

Che Guevara IX 45.32 45.32 4.27 - -

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 0.00 37.40 3.52 - 37.40

PLANTAS CAPACIDAD EFECTIVA % PARTIC

EFECTIVA

% CRECIM

EFECTIVACRECIM MW


17

Grafico No. 4



18

II.GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La generación bruta nacional, totalizó 4,438.48 GWh en 2014, el SIN generó 4,384.88 GWh (98.80%) y el SAN generó 53.60 GWh (1.20%). En el SIN, las empresas públicas produjeron 366.05 GWh y las privadas 4,018.83 GWh. La generación de electricidad en el SAN se realizó de la siguiente forma, 7.54 GWh las empresas públicas y 46.06 GWh las privadas. A nivel nacional las plantas del sector público generaron 373.59 GWh, es decir 8.42% y las empresas privadas 4,064.89 GWh, es decir 91.58% de participación. (Ver Gráfico No. 5)

Grafico No. 5


La generación bruta a nivel nacional creció 278.43 GWh, es decir 6.70% con respecto al año 2013. El SIN creció un 6.73% correspondiendo a 279.86 GWh, para el caso de las empresas publicas disminuyeron en 85.67 GWh, sin embargo se presentó un significativo incremento de 364.40 GWh en las empresas privadas. En el SAN, tanto empresas públicas como privadas disminuyeron su generación en 0.21 GWh y 0.09 GWh respectivamente. El significativo incremento en la generación bruta de energía eléctrica se observa por la entrada en operación de la planta eólica Camilo Ortega Saavedra, de la empresa ALBANISA. Adicionalmente destacan los significativos incrementos en la producción de electricidad de las plantas eólicas Eolo de Nicaragua y Bluepower & Energy, así como el incremento en la producción de la planta hidroeléctrica Hidropantasma esta última debido a que estuvo en operación todo el año 2014. Por otro lado, se debe mencionar que la planta GESARSA estuvo fuera de operación durante el año, además que la generación de la planta Las Brisas fue menor, así como la disminución en las plantas Centroamérica y Carlos Fonseca. (Ver Tabla No.5).


19

Tabla No.5 Generación Bruta (GWh) por Sistemas, Empresas y Plantas





% GENERAC CRECIM CRECIM

2013 2014 2014 % GWh


EMPRESAS PÚBLICAS 450.29 366.05 8.25 -18.71 -84.24

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 450.17 364.62 8.21 (19.00) (85.55)

Planta Centroamérica 252.12 214.07 4.82 (15.09) (38.05)

Planta Carlos Fonseca 175.12 125.60 2.83 (28.28) (49.52)

Planta Managua 22.86 24.94 0.56 9.06 2.07

Planta Las Brisas 0.06 0.01 0.00 (81.67) (0.05)

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) 0.12 - - (100.00) (0.12)



Hidroeléctrica ATDER - El Bote 4.18 4.72 0.11 13.00 0.54

Hidro Pantasma (HPA) 23.17 50.03 1.13 115.95 26.86


Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 559.48 613.12 13.81 9.59 53.64


Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 230.09 245.33 5.53 6.62 15.24

Empresa Energética Corinto (EEC) 514.87 493.91 11.13 (4.07) (20.96)

Tipitapa Power Company (TPC) 322.53 326.76 7.36 1.31 4.23



Momotombo Power Company (MPC) 212.38 188.39 4.24 (11.30) (23.99)


Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 236.94 254.74 5.74 7.51 17.80

Monte Rosa S.A. (IMR) 245.17 236.87 5.34 (3.38) (8.29)

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 244.07 279.10 6.29 14.35 35.02

Blue Power & Energy S.A. 144.09 176.15 3.97 22.25 32.06





RAAN ( Waspam) 2.22 1.98 0.04 (10.82) (0.24)






Tichana Power (TP) 1.48 1.46 0.03 (1.53) (0.02)

TOTAL NACIONAL 4,158.62 4,438.48 100.00 6.73 279.86

EMPRESASGENERAC. BRUTA-GWh


20

La generación bruta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa corresponde al total de energía producida por su planta, utilizado tanto para sus instalaciones industriales como para la inyección de energía al SIN.


Durante el 2014, la planta Las Brisas generó solamente en los meses de enero y abril, el resto de meses estuvo fuera por despacho.

A continuación se muestra la distribución de generación eléctrica en las plantas de

ALBANISA.

Tabla No. 6

Generación Bruta (GWh) Plantas ALBANISA


2.2 Generación Bruta por Tipo de Fuente. La generación bruta de 4,438.48 GWh fue producida de la siguiente forma: las plantas hidroeléctricas generaron 395.88 GWh (8.92%); las plantas geotérmicas generaron 662.01 GWh (14.91%); plantas eólicas generaron 845.97 GWh (19.07%); las plantas térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil generaron 2,041.58 GWh (46.00%), las plantas térmicas que utilizan biomasa (bagazo de caña) generaron 491.61 GWh (11.07%) y finalmente, la planta solar fotovoltaica generó 1.43 GWh (0.03%). Los cambios más significativos entre años se observa en una disminución en la generación hidroeléctrica, debido en parte por un invierno con bajas precipitaciones durante el 2014, que afectó principalmente a las grandes centrales hidroeléctricas Centroamérica y Carlos Fonseca, pero que fue compensado por una mayor participación en generación eólica.

2013 2014


Hugo Chavez 2.59 6.17 0.14 138.56 3.59

Che Guevara I (Tipitapa) 28.70 31.48 0.71 9.69 2.78

Che Guevara II (Masaya) 29.25 30.45 0.69 4.10 1.20

Che Guevara III (Managua) 32.49 32.43 0.73 (0.18) (0.06)

Che Guevara IV (Masaya) 16.03 20.25 0.46 26.37 4.23

Che Guevara V (Masaya) 9.44 14.33 0.32 51.73 4.88

Che Guevara VI (Nagarote) 66.46 74.88 1.69 12.67 8.42

Che Guevara VII (Nagarote) 187.16 188.17 4.24 0.54 1.01

Che Guevara VIII (León) 58.08 65.00 1.47 11.92 6.93

Che Guevara IX 129.29 149.95 3.38 15.98 20.66

Camilo Ortega Saavedra 0.00 160.91 3.63 - 160.91

PLANTAS GENERAC. BRUTA % GENERAC

2014

CRECIM

%CRECIM GWh


21

Gráfico No.6


Tabla No.7

Generación Bruta (GWh) por Tipo de Fuente


Nota:

La generación bruta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa, corresponde al total de energía producida por su planta, utilizada tanto para sus instalaciones industriales como para la inyección de energía al SIN.

TIPO DE FUENTE 2013 2014 Variación

Hidroeléctricas 454.59 394.42 -13.24%

Geotérmicas 679.36 662.01 -2.55%

Eólicas 561.57 845.97 50.64%

Solar Fotovoltaica 0.00 1.43

Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 1,927.10 1,989.44 3.24%

Térmicas (Biomasa) 482.11 491.61 1.97%

TOTAL S.I.N. 4,104.72 4,384.88 6.83%


Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 52.42 52.14 -0.53%

TOTAL S.A.N 53.90 53.60 -0.55%


Geotérmicas 679.36 662.01 -2.55%

Eólicas 561.57 845.97 50.64%



Térmicas (Biomasa) 482.11 491.61 1.97%

TOTAL NACIONAL 4,158.62 4,438.48 6.73%


22

2.3 Generación Neta por Tipo de Sistema, Empresa y Planta. La generación neta de electricidad a nivel nacional, es decir, el total de electricidad que las plantas de generación entregaron al sistema, alcanzó 4,051.53 GWh, del cual el SIN participó con 4,000.62 GWh (98.75%) mientras el SAN con 50.90 GWh (1.25%). En el SIN las empresas públicas generaron 360.07 GWh (8.89%) y las empresas privadas 3,640.56 GWh (89.86%). En el SAN las empresas públicas produjeron 7.47 GWh (0.18%) y las empresas privadas 43.43 GWh (1.07%). (Ver Gráfico No. 7) Gráfico No.7


Se destaca que entre los años 2013 y 2014, la generación neta de energía creció 255.68 GWh (6.74%) respecto al año 2013. El SIN aumentó 255.97 GWh, producto de la entrada en operación de la planta eólica Camilo Ortega Saavedra, propiedad de la empresa ALBANISA. Además se presentó un incremento en la generación de las plantas Eolo de Nicaragua, Bluepower & Energy e Hidropantasma. Por otro lado, se observa una disminución en la generación de electricidad en las plantas Las Brisas, Centroamérica y Carlos Fonseca; estas últimas por una disminución en los aportes naturales en los embalses. Es importante mencionar que la planta GESARSA no generó durante el año. Cabe destacar que en el caso de los ingenios azucareros, la diferencia entre generación bruta y efectiva es significativa, debido a que parte de la producción eléctrica es utilizada en su planta de producción de azúcar y el excedente inyectado al SIN. En el caso del SAN la generación neta disminuyó en 0.29 GWh. (Ver Tabla No. 8).


23

Tabla No.8 Generación Neta (GWh) por Sistemas, Empresas y Plantas





% GENERAC CRECIM CRECIM

2013 2014 2014 % GWh




Planta Centroamérica 249.26 211.64 5.22 (15.09) (37.62)

Planta Carlos Fonseca 171.88 123.23 3.04 (28.31) (48.65)

Planta Managua 21.94 23.82 0.59 8.58 1.88

Planta Las Brisas 0.06 0.01 0.00 (82.73) (0.05)

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) 0.12 - - (100.00) (0.12)



Hidroeléctrica ATDER - El Bote 4.16 4.70 0.12 13.12 0.55

Hidro Pantasma (HPA) 22.94 49.54 1.22 115.99 26.61


Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 545.79 598.22 14.77 9.61 52.43


Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 223.20 239.49 5.91 7.30 16.29

Empresa Energética Corinto (EEC) 490.77 470.57 11.61 (4.12) (20.20)

Tipitapa Power Company (TPC) 318.63 322.66 7.96 1.27 4.03



Momotombo Power Company (MPC) 183.31 160.69 3.97 (12.34) (22.63)


Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 108.91 118.11 2.92 8.44 9.20

Monte Rosa S.A. (IMR) 166.27 147.12 3.63 (11.51) (19.14)

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 239.66 274.22 6.77 14.42 34.56

Blue Power & Energy S.A. 142.27 173.52 4.28 21.96 31.24





RAAN ( Waspam) 2.21 1.97 0.05 (10.82) (0.24)

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 5.47 5.50





Tichana Power (TP) 1.47 1.45 0.04 (1.54) (0.02)

TOTAL NACIONAL 3,795.85 4,051.53 100.00 6.74 255.68

GENERAC. NETA-GWhEMPRESAS


24

La generación neta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa corresponde a la energía inyectada al SIN.


Durante el 2014, la planta Las Brisas generó solamente en los meses de enero y abril, el resto de meses estuvo fuera por despacho.

A continuación se muestra la distribución de generación eléctrica en las plantas de

ALBANISA.

Tabla No.9 Generación Neta (GWh) Plantas ALBANISA


2.4 Generación Neta por Tipo de Fuente. La generación neta de 4,051.53 GWh fue generada por plantas que utilizan diferentes tipos de procesos para la producción de electricidad, los cuales pueden clasificarse según el tipo de combustible o insumos que utilizan. Las plantas hidroeléctricas generaron 390.56 GWh (9.64%); las plantas geotérmicas generaron 590.42 GWh (14.57%); plantas eólicas generaron 833.69 GWh (20.58%); las plantas térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil generaron 1,970.26 GWh (48.63%), las plantas térmicas que utilizan biomasa (bagazo de caña) generaron 265.23 GWh (6.55%) y finalmente la planta solar fotovoltaica generó 1.37 GWh (0.03%). El Gráfico No.8 muestra con valores y porcentajes la participación por fuente en la generación total a nivel nacional y la Tabla No.10 la generación por fuentes de los años 2014 y 2013, en el SIN y el SAN. De manera agregada, la generación en base a fuentes renovables durante el 2014, fue de 51.37% a nivel nacional, la cual aumentó 1.65 puntos porcentuales en comparación al 2013, cuya participación de las energías renovables en la generación eléctrica fue de 49.72%.

2013 2014


Hugo Chavez 2.22 6.11 0.15 175.01 3.89

Che Guevara I (Tipitapa) 28.02 30.72 0.76 9.63 2.70

Che Guevara II (Masaya) 28.46 29.59 0.73 3.98 1.13

Che Guevara III (Managua) 31.54 31.40 0.78 (0.44) (0.14)

Che Guevara IV (Masaya) 15.57 19.68 0.49 26.47 4.12

Che Guevara V (Masaya) 9.18 13.93 0.34 51.82 4.75

Che Guevara VI (Nagarote) 64.98 73.26 1.81 12.73 8.27

Che Guevara VII (Nagarote) 183.05 183.84 4.54 0.43 0.79

Che Guevara VIII (León) 56.68 63.46 1.57 11.96 6.78

Che Guevara IX 126.10 146.23 3.61 15.96 20.13

Camilo Ortega Saavedra 0.00 160.39 3.96 - 160.39

PLANTAS GENERAC. NETA % GENERAC

2014

CRECIM

%

CRECIM

GWh


25

Gráfico No.8


Tabla No.10

Generación Neta (GWh) por Tipo de Fuente


Nota:

La generación neta presentada por los ingenios azucareros NSEL y Monte Rosa, corresponde al total de energía inyectada al SIN.

TIPO DE FUENTE 2013 2014 Variación


Geotérmicas 607.31 590.43 -2.78%

Eólicas 555.00 833.69 50.22%



Térmicas (Bagazo de Caña) 275.18 265.23 -3.61%

TOTAL S.I.N. 3,744.66 4,000.62 6.84%


Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 49.72 49.46 -0.52%

TOTAL AISLADOS 51.19 50.91 -0.55%


Geotérmicas 607.31 590.43 -2.78%

Eólicas 555.00 833.69 50.22%



Térmicas (Bagazo de Caña) 275.18 265.23 -3.61%

TOTAL NACIONAL 3,795.85 4,051.53 6.74%


26

2.5 Inyecciones de Energía Eléctrica al SIN El SIN es la estructura por medio de la cual se transporta la mayor parte de la energía eléctrica a nivel nacional, desde la producción de la misma en plantas de generación eléctrica e intercambios regionales a través de nodos de interconexión, hasta las empresas distribuidoras que suministran electricidad a los usuarios finales. La programación y operación integrada del SIN se realiza en forma económica, dando prioridad al mantenimiento de los parámetros de calidad, confiabilidad y seguridad. De acuerdo a registros obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SIMEC), es posible obtener las magnitudes físicas entregadas por cada agente del mercado producto de sus intercambios en el mercado mayorista, de manera horaria y así observar el comportamiento de las inyecciones de energía de las diferentes plantas de generación en el país.

2.5.1 Despacho del Parque Generador En la siguiente gráfica se observa el comportamiento del despacho diario de las distintas plantas de generación eléctrica, agrupadas de acuerdo al tipo de recurso que utilizan, según registros del SIMEC en el año 2014.

Gráfico No. 9

Fuente: Informes Oficiales. Balance Diario SIMEC - CNDC. Elaboración propia.

Cada tipo de planta presenta un comportamiento diferenciado en el año, de tal manera que factores estacionales como el clima (invierno y verano) afectan más en las plantas hidroeléctricas y eólicas; en las primeras los períodos secos y lluviosos determinan en gran manera los niveles de los embalses y los caudales, de forma


27

tal que en los meses más lluviosos del año (septiembre y octubre) se observan los mayores aportes en estas plantas. Por otro lado, las plantas eólicas muestran un comportamiento similar pero en sentido contrario, durante los meses de verano, que es cuando se observan mayores velocidades en los vientos, estas plantas entregan más energía comparándola con los meses lluviosos. Los ingenios azucareros están marcados por factores estacionales distintos, en este caso las entregas de energía vienen determinadas por el período de zafra de la caña de azúcar, el cual tiene una duración de aproximadamente 180 días, entre los meses de noviembre y mayo. En el caso de las centrales geotérmicas, su despacho se mantiene constante durante el año, por lo que no depende de factores estacionales. Caso similar ocurre con las centrales térmicas, las cuales en gran medida se encuentran determinadas por el comportamiento de la demanda. Para el despacho de la energía no se consideran únicamente los factores estacionales a lo largo del año, sino también el comportamiento de la demanda a lo largo del día y como los factores estacionales determinan la manera en que se despacha la energía entre una época del año y otra.

Gráfico No. 10


En el gráfico anterior se observa el total de energía inyectada en el SIN durante el año 2014, agrupada en 24 horas. Es decir, la sumatoria de todas las horas 1, todas las horas 2 y sucesivamente hasta llegar al total de las horas 24. De esta manera

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50000

100000

150000

200000

250000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Acumulado de Energía por Hora y Tipo de Tecnología (MWh)Año 2014

Geotérmicas Biomasa Eólicas Hidroeléctrica Térmicas


28

es posible identificar el comportamiento diferenciado que tienen cada una de las horas del día. En ese sentido, se observa que las mayores inyecciones de energía ocurren entre las 19:00hrs y las 22:00hrs, que son las horas con mayor demanda (hora pico). En estas horas de mayor demanda, alrededor del 52.35% de la energía inyectada al SIN proviene de plantas térmicas, sin embargo en las horas de menor demanda, es decir de las 01:00hr a las 04:00hrs, tan solo el 36.35% de la energía inyectada proviene de centrales térmicas. Sin embargo, considerando factores estacionales en el año, se observan variaciones en la manera que la energía se despacha en cada hora en dependencia si se analizan los meses de invierno y verano. En ese sentido, analizando como un día típico de verano el 11 de abril del 2014, se observa en el gráfico No. 11, que alrededor del 38.12% de la energía es producida por centrales térmicas, teniendo mayor participación de plantas renovables (61.88%), en donde se destacan las centrales eólicas (34.88%), geotérmicas (11.83%), ingenios azucareros (11.40%) y tan solo 3.77% de plantas hidroeléctricas.

Gráfico No. 11


Por otro lado, analizando como un día típico de invierno el 22 de octubre, en el gráfico No. 12, se observa que el comportamiento es distinto, las plantas térmicas participan con el 54.30% de las inyecciones de energía y las renovables con 45.70%, en donde se destaca principalmente las centrales hidroeléctricas con 26.63%, geotérmicas con 17.99% y eólicas con apenas 1.08%, en este día no existe generación por parte de los ingenios azucareros al encontrarse fuera de los días de zafra.

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Acumulado de Energía por Hora y Tipo de Tecnología (MWh)Día de Verano. 11 de Abril 2014



29

Gráfico No. 12


De manera general, las inyecciones de energía reportadas en el SIMEC han aumentado 6.63% en el año 2014, con respecto al año anterior. Ver gráfico No. 13. En anexos puede observarse la inyección diaria de cada tipo de tecnología entre el año 2013 y 2014.

Gráfico No. 13


0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Acumulado de Energía por Hora y Tipo de Tecnología (MWh)Día de Invierno. 22 de Octubre 2014



30

2.5.2 Despacho del Parque Generador por Bloque Horario Para facilitar el análisis del comportamiento de las inyecciones de energía eléctrica en las diferentes horas del día a lo largo del año, es recomendable agrupar las horas en bloques horarios donde se comparten características similares. En ese sentido, de acuerdo a la Normativa de Operación, en conformidad a la Ley de la Industria Eléctrica, establece en su anexo técnico para optimización y programación, que la demanda eléctrica se modelará en 5 bloques horarios establecidos, de acuerdo a lo siguiente:

Bloque I: Corresponde al consumo eléctrico desde las 19:01 hasta 20:00 horas.

Bloque II: Corresponde al consumo eléctrico de las 11:01 hasta las 12:00 horas, desde las 18:01 hasta las 19:00 horas y desde las 20:01 hasta las 21:00 horas.

Bloque III: Corresponde al consumo eléctrico desde las 09:01 hasta las 11:00 horas, desde las 13:01 hasta las 17:00 horas y desde las 21:01 hasta las 22:00 horas.

Bloque IV: Corresponde al consumo eléctrico desde las 06:01 hasta las 09:00 horas, desde las 17:01 hasta las 18:00 horas y desde las 22:01 hasta las 00:00horas.

Bloque V: Corresponde al consumo eléctrico desde las 00:01hasta las 06:00 horas y desde las 12:01 hasta las 13:00 horas.

Distribuyendo las inyecciones de energía registradas por el SIMEC en estos mismos bloques, es posible analizar a mayor detalle la influencia del comportamiento de la demanda eléctrica en el despacho del parque generador, como se muestra en el siguiente gráfico.

Gráfico No. 14


0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

Bloque I Bloque II Bloque III Bloque IV Bloque V

Acumulado de Energía por Bloque Horario y Tipo de Fuente (MWh)Año 2014



31

En el gráfico anterior se observa que el acumulado de las inyecciones de energía en las horas que corresponden al bloque I representa el 5.08%, el bloque II el 14.17%, el bloque III el 32.27%, el bloque IV el 23.66% y el bloque V el 24.82%, del total de energía inyectada en el año. Por otro lado, en el gráfico No. 15, se analizan estos bloques desde el punto de vista de los tipos de tecnología de las plantas que inyectan al sistema, se observa que las fuentes renovables tienen mayor participación en las horas que corresponden al bloque V (59.87%) seguido por el bloque IV (55.19%), bloque II (47.53%), bloque III (47.40%) y bloque I (45.25%).

Gráfico No. 15


32


De manera general, las inyecciones de energía reportadas en el SIMEC han aumentado 6.63% en el año 2014, con respecto a lo reportado en el año 2013. A nivel de bloque horario, el acumulado de energía agrupada en el bloque I aumentó 4.51%, en el bloque II aumentó 4.83%, en el bloque III aumentó 5.91%, en el bloque IV aumentó 7.32% y finalmente en el bloque V aumentó 8.43%. (Ver gráfico No. 16)

Gráfico No. 16


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200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014

Bloque I Bloque II Bloque III Bloque IV Bloque V

Acumulado de Energía por Bloque Horario y Tipo de Fuente (MWh)2013 - 2014

Geotérmica Biomasa Eólicas Hidroeléctrica Térmicas


33

III.INSUMOS PARA LA GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA Y RENDIMIENTO

3.1 Insumos para la Generación de Energía Eléctrica. La generación de electricidad utiliza diferentes fuentes de energía, tales como la térmica, donde su combustible principal es el bunker (fuel oil) y diesel oil, los cuales son consumidos en centrales a vapor, turbinas a gas y motores de combustión interna; las plantas hidroeléctricas hacen uso del agua almacenada en los embalses ya sea de regulación horaria o estacional, además de centrales a filo de agua; las centrales geotérmicas utilizan el vapor almacenado en el recurso geotérmico subterráneo, y las térmicas de biomasa (ingenios azucareros) utilizan de combustible el bagazo de caña principalmente y en menor cantidad la leña, que son quemados para calentar calderas de vapor. La mayor participacion de las energías renovables en la generacion de electricidad durante los ultimos años han influenciado en una disminucion del consumo de fuel oil y diesel oil, sin embargo en el 2014, se ha presentado un aumento del 2.82% y 12.96% respectivamente en el uso de estos combustibles, debido principalmente a un incremento en la generación eléctrica de las plantas Hugo Chávez. El incremento en la generación de estas plantas se explica en parte a la función de regulación que estas ejercen sobre la generación eólica que es altamente oscilante y que el año pasado tuvo un significativo incremento. En ese sentido, el consumo de fuel oil para generación eléctrica fue de 2,939.87 miles de barriles. Del consumo en 2014, expresado en miles de barriles, le correspondió 36.28 kbbl a ENEL (Planta Managua), 838.59 kbbl a la empresa ALBANISA (plantas Hugo Chávez y 9 plantas Che Guevara), 356.31 kbbl a la empresa CENSA, 666.63 kbbl a la empresa EEC (Corinto), 466.12 kbbl a la empresa Tipitapa Power Company, 520.00 kbbl a planta Nicaragua (GEOSA) y 53.58 kbbl a la empresa Puerto Cabezas Power. Por otro aldo, se incluye 2.37 kbbl de la empresa CENSA para otros usos. El consumo de diesel oil totalizó 90.21 miles de barriles. En 2014, los consumos más significativos en miles de barriles de diesel se dieron en ALBANISA con 49.92 kbbl y en los Sistemas Aislados privados la Empresa Generadora de Ometepe (EGOMSA) con 16.71 kbbl, así como la empresa Puerto Cabezas Power con 1.20 kbbl. En los sistemas aislados públicos el consumo fue de 17.38 kbbl. Los restantes 5.0 kbbl de diesel, corresponde al consumo de las empresas ENEL (Las Brisas) y EEC (Corinto), así como otros usos diesel. El consumo de bagazo de caña medido en toneladas métricas durante el año 2014, fue de 1.785,435.55 (en los ingenios San Antonio con 993,933.48 tm y Monte Rosa con 791,502.07 tm), este volumen implica un aumento de 14.91% respecto al año 2013, que registró un consumo de 1.553,775.56 toneladas métricas de bagazo de caña. Cabe mencionar, que el consumo de bagazo de caña corresponde al requerido para generación de electricidad, tanto para inyeccion al SIN como para su autoconsumo. El consumo de leña en el ingenio San Antonio de la empresa


34

Nicaragua Sugar Estates Limited, pasó de 19,427.09 toneladas métricas en 2013, a 16,430.00 en el año 2014, disminuyendo en 15.43%. El uso del vapor geotérmico en las plantas Momotombo Power Company y Polaris Energy Nicaragua, disminuyó un 1.81% al pasar de 5,361.90 miles de tonelada en 2013, a 5,264.76 miles de toneladas en 2014. El uso de agua caliente o agua de salmuera consumido en la planta binaria de los campos geotermicos Momotombo y planta de condensación en San Jacinto-Tizate de las empresas mencionadas anteriormente, aumentó en 47.41% respecto al 2013, al pasar de 12,336.29 miles de metros cúbicos en 2013 a 18,185.26 miles de metros cúbicos en 2014, debido principalmente por el aumento en las horas trabajadas y producción en 02 pozos de San Jacinto Tizate (PENSA). Las generadoras hidroeléctricas utilizaron 694,211.62 miles de metros cúbicos de agua en el año 2014, disminuyendo en 16.29% con respecto al año anterior, observándose una reduccion de la produccion de las plantas Centroamérica y Carlos Fonseca. (Ver Tablas No. 11 y 12).

Tabla No. 11 Insumos para la Generación de Electricidad

EMPRESAS Unidad de Medida 2013 2014 Crecim. %

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Miles de Metros Cúbicos de Agua 103 m

3 Agua 782,768.66 616,605.66 (21.23)

Planta Centroamérica (ENEL) 103 m

3 Agua 418,526.13 355,355.79 (15.09)

Planta Carlos Fonseca (ENEL) 103 m

3 Agua 364,242.53 261,249.87 (28.28)

Miles de Galones de Fuel Oil 103

Barriles FO 0.80 36.28 4,452.18

Planta Managua (ENEL) 103 Barriles FO 33.24 36.28 9.12

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 103 Barriles FO 0.23 - (100.00)

Miles de Galones de Diesel Oil 103 Barriles DO 0.19 0.10 (46.11)

Planta Las Brisas (ENEL) 103 Barriles DO 0.18 0.10 (43.81)

Generadora San Rafael, S.A.(GESARSA) 103 Barriles DO 0.01 - (100.00)

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 0.00 0.01 294.71

Planta Managua (ENEL) 103 Barriles DO 0.00 0.01 294.71

EMPRESAS PRIVADAS

Miles de Metros Cúbicos de Agua 103 m

3 Agua 42,913.59 73,972.92 72.38

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 103 m

3 Agua 18,162.08 20,522.86 13.00

Hidro Pantasma (HPA) 103 m

3 Agua 24,751.50 53,450.06 115.95

Miles de Galones de Fuel Oil 103 Barriles FO 2,772.93 2,847.65 2.69

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles FO 768.74 838.59 9.09

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 103 Barriles FO 334.38 356.31 6.56

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barriles FO 700.99 666.63 (4.90)

Tipitapa Power Company (TPC) 103 Barriles FO 465.42 466.12 0.15

Planta Nicaragua (GEOSA) 103 Barriles FO 503.39 520.00 3.30

Miles de Galones de Diesel Oil 103 Barriles DO 41.61 51.04 22.66

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles DO 40.69 49.92 22.67

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barriles DO 0.92 1.12 22.50

Miles de Toneladas de Vapor Geotérmico 103 Ton Vapor 5,361.90 5,264.76 (1.81)

Momotombo Power Company (MPC) 103 Ton Vapor 1,655.94 1,465.21 (11.52)

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 103 Ton Vapor 3,705.96 3,799.55 2.53

Miles de Toneladas de Agua de Salmuera 103 M

3 Salmuera 12,336.29 18,185.26 47.41

Momotombo Power Company (MPC) 103 M

3 Salmuera 8,475.61 8,386.99 (1.05)

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 103 M

3 Salmuera 3,860.68 9,798.28 153.80

Miles de Toneladas Métricas de Bagazo Caña 103 Ton Met Bagazo 1553,775.56 1785,435.55 14.91

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 103 Ton Met Bagazo 807,088.78 993,933.48 23.15

Monte Rosa S.A. (IMR) 103 Ton Met Bagazo 746,686.78 791,502.07 6.00

Miles de Toneladas Métricas de Leña 103 Ton Met Leña 19,427.09 16,430.00 (15.43)

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 103 Ton Met Leña 19,427.09 16,430.00 (15.43)

Combustible para Otros Usos (Fuel Oil) 103 Barriles FO - 2.37

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 103 Barriles FO - 2.37

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 1.58 1.48 (6.69)

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles DO 0.02 - (100.00)

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 103 Barriles DO 0.60 0.60 0.07

Tipitapa Power Company (TPC) 103 Barriles DO 0.96 0.87 (9.40)


35

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Nota:


Tabla No.12

Resumen de Insumos para la Generación de Electricidad


En la Tabla No. 13 y Gráfico No. 17 se muestra por mes el consumo de fuel oil y diesel oil en miles de barriles que fueron requeridos para satisfacer la producción de energía termoeléctrica del país en el 2014.

EMPRESAS Unidad de Medida 2013 2014 Crecim. %

SISTEMA AISLADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS


Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 103 Barriles DO 16.94 17.38 2.59

RAAN ( Waspam) 103 Barriles DO 4.56 4.57 0.23

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 103 Barriles DO 12.38 12.80 3.46


EMPRESAS PRIVADAS

Miles de Metros Cúbicos de Agua 103 m3 Agua 3,661.24 3,633.04 (0.77)

Tichana Power (TP) 103 m3 Agua 3,661.24 3,633.04 (0.77)

Miles de Galones de Fuel Oil 103 Barriles FO 52.90 53.58 1.28

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles FO 52.90 53.58 1.28


Empresa Generadora Ometepe, S.A. (EGOMSA) 103 Barriles DO 15.06 15.51 2.98

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles DO 1.24 1.20 (3.71)

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 3.22 3.48 8.06

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles DO 3.22 3.48 8.06

RESUMEN COMBUSTIBLES CONSUMIDOS 2013 2014 Crecim %

Total Agua (103 M3) 829,343.49 694,211.62 (16.29)

Total Agua Salmuera (103 M3) 12,336.29 18,185.26 47.41

Total Vapor Geotérmico (103 Toneladas) 5,361.90 5,264.76 (1.81)

Total Bagazo Caña (Toneladas Métricas) 1553,775.56 1785,435.55 14.91

Total Leña (Toneladas Métricas) 19,427.09 16,430.00 (15.43)

Total Fuel Oil (103 Barriles) 2,859.30 2,939.87 2.82

Total Diesel Oil (103 Barriles) 79.86 90.21 12.96


36

Tabla No.13 Consumo de Fuel Oil y Diesel Oil, Miles de Galones/Barriles - Año 2014


Gráfico No.17


3.2 Rendimiento de Insumos por Tipo de Planta. La Tabla No.14 muestra el rendimiento en kWh por cada tipo de insumo utilizado por todas las plantas públicas y privadas del SIN y los Sistemas Aislados en los años 2013 y 2014.

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

MILES DE GALONES

Fuel Oil 6,229.39 7,180.32 8,636.37 10,073.27 12,468.47 11,099.53 10,844.81 14,775.67 14,190.64 11,778.62 8,427.77 7,769.77 123,474.62

Diesel Oil 271.79 252.25 280.71 333.03 342.51 333.92 318.28 455.92 280.63 338.83 288.81 291.94 3,788.63

MILES DE BARRILES

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

Fuel Oil 148.32 170.96 205.63 239.84 296.87 264.27 258.21 351.80 337.87 280.44 200.66 184.99 2,939.87

Diesel Oil 6.47 6.01 6.68 7.93 8.15 7.95 7.58 10.86 6.68 8.07 6.88 6.95 90.21


37

Tabla No.14 Rendimientos por Plantas del SIN y el SAN

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Nota:


EMPRESA Unidad de Medida 2013 2014

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL)

Planta Centroamérica 0.60 0.60

Planta Carlos Fonseca 0.48 0.48

Planta Managua kWh / Galón de Fuel Oil 16.38 16.37

Planta Las Brisas kWh/Galón Diesel 8.12 10.07

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) kWh / Galón de Fuel Oil + Diesel 12.63 0.00

EMPRESAS PRIVADAS

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.23 0.23

Hidro Pantasma (HPA) 0.94 0.94

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA)

Planta Hugo Chávez 1 - 2 kWh/Galón Diesel 13.65 13.83

Planta Che Guevara 1 - 9 kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 16.42 16.40

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) kWh/Galón Fuel Oil 16.38 16.39

Empresa Energética Corinto (EEC) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 17.46 17.61

Tipitapa Power Company (TPC) kWh/Galón Fuel Oil 16.50 16.69

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA)

Planta Nicaragua kWh/Galón Fuel Oil 13.10 13.07

Momotombo Power Company (MPC) kWh/Ton. Vapor 99.60 99.40

Planta Momotombo (OEC) kWh/ Salmuera 5.60 5.10

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) kWh/Ton. Vapor 126.01 124.65

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 293.57 252.12

Monte Rosa S.A. (IMR) 328.34 299.27

SISTEMA AISLADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL)

RAAN ( Waspam) 11.56 10.29

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 7.90 9.64


EMPRESAS PRIVADAS

Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) kWh/Galón Diesel 13.33 13.61

Puerto Cabezas Power (PCP) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 15.94 15.53

Tichana Power (TP) kWh/Metro Cúbico de Agua 0.40 0.40

kWh/Tonelada Bagazo de Caña

kWh/Galón Diesel

kWh/M3 Agua

kWh/Metro Cúbico de Agua


38

IV.IMPORTACION Y EXPORTACION, DEMANDA MAXIMA, MÍNIMA Y FACTOR DE CARGA

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta. En el año 2014, se importaron 22,317.44 MWh de energía eléctrica procedente 7,187.14 MWh de los países ubicados al sur de Nicaragua (utilizando nodo de interconexión sur) y 15,130.29 MWh de los países localizados al norte del país (utilizando nodo de interconexión norte). La mayor importación ascendió a 6,375.93 MWh que ocurrió el mes de octubre del 2014. Las exportaciones de energía sumaron 48,977.71 MWh en 2014 y se vendieron a los países del norte 10.00 MWh (utilizando nodo de interconexión norte) y a países del sur 48,967.71 MWh (nodo de interconexión sur). La mayor exportación mensual ocurrió en marzo y fue de 14,894.16 MWh. Entre los agentes del mercado que exportaron energía en el mercado regional, la empresa ALBANISA participa con el 51.47%, seguido por DISNORTE con 25.16%, DISSUR con 23.35% y en menor medida Empresa Energética Corinto (EEC) con 0.02% de participación. En el siguiente gráfico se muestran las exportaciones de energía eléctrica por agente de mercado.

Gráfico No. 18

Fuente: Resúmenes Anuales. Extracciones 2014 - CNDC. Elaboración propia.

Con respecto al año anterior, se observa que existe mayor dinamismo del mercado exterior, en especial lo referido a ventas de energía, las cuales alcanzaron valores 2 veces mayores a los reportados en el 2013. En Tabla No. 15 y Gráfico No. 18, se


39

observan las transacciones regionales de energía en 2013 y 2014, el crecimiento absoluto y los porcentajes de variación.

Tabla No.15

Importación y Exportación de Energía – MWh


Nota

La interconexión neta se refiere a las variaciones de los flujos de energía entregados y recibidos en los cuatro puntos de interconexión del país.

Gráfico No.19


Año Crecim Crecim

2013 2014 Absoluto %

IMPORTACIONES 51,973.95 22,317.44 -29,656.51 (57.1)

Compras Norte 39,537.16 15,130.29 -24,406.87 (61.7)

Compras Sur 12,436.79 7,187.14 -5,249.65 (42.2)

EXPORTACIONES 16,227.36 48,977.71 32,750.35 201.8

Ventas Norte 117.00 10.00 -107.00 (91.5)

Ventas Sur 16,110.36 48,967.71 32,857.35 204.0

INTERCONEXION NETA -8,106.47 -4,694.31 3,412.16 (42.1)

ENERGIA NO SERVIDA 9,117.59 8,046.91 -1,070.68 (11.7)

Racionamiento 0.00 0.00 0.00

Otras Causas 9,117.59 8,046.91 -1,070.68 (11.7)

TRANSACCIONES


40

4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga. En el año 2014, la demanda máxima de potencia real registrada en el SIN se fijó en 636.10 MW y ocurrió el 02 de abril a las 19:00 horas. En el año 2013, esta demanda alcanzó 620.10 MW, de manera que el aumento al año 2014, es de 16.0 MW y representa un crecimiento de 2.58 %. La demanda mínima en 2014, se situó en 236.90 MW el día 10 de abril a las 18:00 horas, típicamente la demanda mínima se da en horas de la madrugada, esta vez ocurrió en horas de la tarde, producto de la pérdida de energía en consecuencia al fuerte sismo que afectó a la capital ese mismo día1. El factor de carga promedio del año fue de 70.45%. La Tabla No. 16 muestra las demandas máximas, mínimas y el factor de carga obtenido en los años 2013 y 2014, así como las diferencias absolutas y el porcentaje de crecimiento. El Gráfico No.19 también muestra por meses del año 2014, la demanda máxima y mínima en MW y el factor de carga en porcentaje.

Tabla No.16 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga


1 De acuerdo a los reportes mensuales de Curva de Duración de Carga y Despacho de Energía del Centro

Nacional de Despacho de Carga (CNDC) en donde se realiza una revisión a la serie de demanda máxima y mínima del año, reduciendo la influencia de factores atípicos, se determina como demanda mínima 300.8 MW.

Demandas AÑO 2013 AÑO 2014 Diferencia Crecim %

Máxima 620.10 636.10 16.00 2.58

Hora 19:00:00 19:00:00

Fecha 11-abr-13 02-abr-14

Mínima 272.10 236.90 -35.20 (12.94)

Hora 06:00:00 18:00:00

Fecha 30-jun-13 10-abr-14

Factor de Carga (%) 69.14 70.45 1.31 1.90


41

Gráfico No.20



42

V. TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

5.1 Capacidad Instalada del Sistema Nacional de Transmisión (SNT). La red de transmisión del SIN está constituida por líneas de alta tensión, subestaciones y transformadores necesarios para trasladar la energía producida por las empresas generadoras hasta los diferentes puntos de entrega para la extracción en el mercado eléctrico de las diferentes distribuidoras. A nivel nacional, la longitud de las líneas de transmisión en el año 2014, totalizan 2,794 kilómetros, distribuidos por niveles de voltaje de manera que 842 kilómetros corresponden líneas de 230 kV, 1,124 kilómetros a líneas de 138 kV y 828 kilómetros a líneas de 69 kV. De éstas es importante mencionar que 308 kilómetros en las líneas de 230 kV son del SIEPAC propiedad de la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Así mismo se cuenta con 86 subestaciones eléctricas, tanto estatales como privadas, con una capacidad de transformación de 5,150 MVA. (Ver Tabla No.17).

Tabla No.17 Subestaciones, Capacidad y Líneas de Transmisión

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE y ENATREL. Elaboración propia.

Nota:

En las líneas de 230kV privadas se incluye 308km de la línea SIEPAC propiedad de EPR.

5.2 Pérdidas de Transmisión.

De acuerdo a las estadísticas del INE, se destaca que las pérdidas del sistema de transmisión en 2014, fueron 2.43%, las cuales se han reducido en comparación con el año 2012, que se situaron en 2.46%. Durante el 2013, estas pérdidas fueron de 2.41%. Estas pérdidas son calculadas en base al total de inyecciones netas de energía en el SIN, considerando todas las plantas de generación eléctrica, así como las compras de energía a través de los 4 nodos de interconexión; en contraste con las extracciones netas de energía en el SIN, considerando la energía extraída por las propias plantas de generación (consumo propio), las distribuidoras eléctricas Disnorte y Dissur, grandes consumidores habilitados por el INE y las ventas de energía eléctrica en el mercado regional. De manera gráfica, las diferencias entre las inyecciones y extracciones de energía en el SIN forman una curva de pérdidas a como se muestra en la siguiente gráfica.

Pública Privada Pública Privada

Número de Subestaciones 63 20 83 65 20 85 2.41%

Capacidad de Transformación (MVA) 2,094 1,631 3,725 2,253 1,631 3,884 4.27%

Total (km línea de transmisión) 2,185 429 2,614 2,286 429 2,715 3.86%

230 kV (km línea de transmisión) 424 311 735 459 311 770 4.76%

138 kV (km línea de transmisión) 968 84 1,052 1,034 84 1,118 6.27%

69 kV (km línea de transmisión) 793 34 827 793 34 827 0.00%

CrecimientoAño 2014Año 2013

Sistema Total Total


43

Gráfico No. 21

Fuente. Resumen mensual Inyecciones y Extracciones netas. SIMEC – CNDC. Elaboración propia.

El mayor porcentaje de pérdidas de transmisión eléctrica en el año ocurrieron el día 18 de abril, con un equivalente de 3.39% en pérdidas, es decir el 325.13 MWh. Por otro lado, las menores pérdidas de transmisión eléctrica en el año ocurrieron el día 17 de noviembre, con un equivalente de 1.84%, es decir el 202.93MWh. En forma agregada las pérdidas totales de transmisión eléctrica fueron de 97,721.74 MWh. En anexos puede observarse el comportamiento de estas pérdidas en el período 2004-2014.


44

VI. MERCADO MAYORISTA NACIONAL

El Mercado Mayorista Nacional se refiere al conjunto de operaciones que se realizan en el mercado de ocasión y mercado de contratos del mercado eléctrico de Nicaragua.

6.1 Precios de la Energía Eléctrica en el Mercado de Contratos El mercado de contratos, se refiere a las transacciones económicas realizadas entre los distintos agentes del mercado habilitados por el INE que cuentan con contratos de compra-venta de energía eléctrica con distribuidores.

En el año 2014, las compras mayoristas de DISNORTE y DISSUR de acuerdo a la liquidación oficial presentada por el INE, establece los siguientes precios para energía y potencia (precio monómico), (Ver Gráfico No. 21)

Gráfico No. 22

Fuente: Transacciones de Mercado de Contratos – INE. Elaboración propia.

Los precios por energía y potencia pagados en contratos por DISNORTE y DISSUR a empresas de generación eléctrica en el año 2014, de acuerdo al tipo de fuente, fue el siguiente: En plantas de generación térmica se pagaron 186.38 US$/ MWh, en plantas geotérmicas se pagó 102.85 US$/MWh, en plantas de biomasa el precio fue de 112.85 US$/MWh, en plantas hidroeléctricas fue de 105.29 US$/MWh, plantas eólicas 104.35 US$/MWh y en plantas solares se pagó a 110.00 US$/MWh.


45

6.2 Precios de la Energía Eléctrica en el Mercado de Ocasión Se entiende por mercado de ocasión, las transacciones de oportunidad de energía y potencia eléctrica que se realizan a precios establecidos en forma horaria en función del costo económico de producción y que no han sido establecidas mediante contratos. De acuerdo a la normativa de operación, el CNDC realizará la administración del mercado y calculará las transacciones comerciales que surgen por operaciones fuera de contratos, tanto de energía como de potencia y servicios de acuerdo a los procedimientos comerciales definidos. En el gráfico No. 22 se observan los precios promedios de la energía durante el año 2014.

Gráfico No. 23

Fuente: Transacciones Económicas. Precios de Energía y Potencia – CNDC. Elaboración propia.

En promedio en el mercado de ocasión se pagó 147.52 US$/MWh por energía en el año 2014, siendo en el mes de julio donde se presentó el precio más alto, es decir, 183.62 US$/MWh y de manera atípica el 17 de abril el precio más bajo, 49.19 US$/MWh, manteniéndose este precio por dos horas y luego regresando a sus valores promedios. De manera general, es importante mencionar que el precio mayorista de la energía eléctrica, considerando transacciones en el mercado de contratos, mercado de ocasión, mercado regional y el costo por el transporte y servicios auxiliares fue de 157.06 US$/MWh en el año 2014. Este precio ha disminuido 2.96% en comparación al año 2013, debido a una mayor participación de energías renovable en el mercado de contratos.


46

VII. DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA

7.1 Oferta Disponible. Para determinar la oferta disponible de energía eléctrica se inicia con la generación bruta total de todas las plantas que integran los sistemas SIN y SAN, a éstas se restan en forma individual los consumos propios por centrales de generación para obtener la generación neta. La oferta disponible para el SIN, se calcula adicionando a la generación neta el saldo neto de la Interconexión y los volúmenes de importación de energía eléctrica; la oferta disponible para el SAN es su misma generación neta. La suma de estas disponibilidades hace la oferta total del sistema eléctrico de Nicaragua. En la siguiente tabla se presenta las variables que intervienen en el cálculo de la

oferta disponible por sistemas.

Tabla No.18

Oferta Disponible de Energía Eléctrica (GWh)


Nota

La interconexión neta se refiere a las variaciones de los flujos de energía entregados y recibidos en los cuatro puntos de interconexión del país.

7.2 Ventas de Energía Eléctrica Las ventas netas de energía eléctrica realizadas a los usuarios finales por parte de los diferentes agentes distribuidores del mercado suman 3,082.36 GWh, presentando un crecimiento de 4.47% respecto al año 2013 y su efecto neto fue de 132.02 GWh de incremento. El mayor incremento es atribuido a la evolución de las ventas de Disnorte y Dissur, las cuales aumentaron en 111.45 GWh respecto al año anterior, las ventas de las 19 pequeñas distribuidoras con 5.68 GWh más que el año pasado, los Grandes Consumidores 10.77 GWh y el SAN con 4.11 GWh de incremento anual. (Ver Tabla No. 19)

CONCEPTOS SIN SAN TOTAL

Generación Bruta 4,384.88 53.60 4,438.48

Consumo Propio 384.25 2.69 386.94

Generación Neta 4,000.62 50.91 4,051.53

Interconexión Neta -4.69 -4.69

Importaciones 22.32 22.32

OFERTA DISPONIBLE 4,018.25 50.91 4,069.15


47

Tabla No.19 Ventas de Energía (GWh), Estructura y Crecimiento


La información de las 19 pequeñas distribuidoras corresponde a lo que ellas reportan como facturación a sus clientes, a excepción de Hismow, cuya información proviene de las ventas reportadas por DISSUR a dicha concesionaria.

El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución, por tanto no es tomada en cuenta en el cálculo de las ventas de energía nacional.

2013 2014

SIST.INT.NACIONAL 2,919.94 3,047.84 98.88 4.38 127.90

Disnorte 1,420.02 1,485.02 48.18 4.58 65.00

Dissur 1,351.36 1,397.81 45.35 3.44 46.45

DN + DS 2,771.38 2,882.83 93.53 4.02 111.45

Aprodelbo 0.97 1.14 0.04 17.31 0.17

Atder - bl 1.86 2.11 0.07 13.24 0.25

Bluefields 23.15 25.10 0.81 8.39 1.94

Bonanza 3.99 4.50 0.15 12.79 0.51

El Ayote 1.14 1.32 0.04 14.99 0.17

El Bluff 0.96 0.82 0.03 (14.38) (0.14)

Kukra Hill 1.69 1.90 0.06 12.49 0.21

Laguna de Perlas 1.36 1.60 0.05 17.43 0.24

Mulukukú 3.94 4.11 0.13 4.51 0.18

Plan de Gramma 0.18 0.21 0.01 15.63 0.03

Rosita 4.54 5.20 0.17 14.46 0.66

Sahsa 0.38 0.39 0.01 4.88 0.02

Siuna 5.41 6.05 0.20 11.93 0.64

Tasbapauni 0.10 0.20 0.01 0.09

Tortuguero 0.09 0.57 0.02 0.48

Wamblan 0.11 0.12 0.00 7.61 0.01

Wiwili 2.17 2.15 0.07 (0.83) (0.02)

Zelaya luz, S.A. 0.21 0.23 0.01 10.09 0.02

Hismow (Wapí) 0.30 0.53 0.02 0.23

Pequeñas Distribuidoras 52.54 58.22 1.89 10.82 5.68

Grandes Consumidores 96.02 106.79 3.46 11.22 10.77

Uso de Redes - - -

SIST.AISLADO NACIONAL 30.41 34.52 1.12 13.51 4.11

Pub (ENEL) 23.78 27.59 0.90 16.04 3.81

Privados (Ometepe) 6.63 6.92 0.22 4.45 0.29

NACIONAL 2,950.35 3,082.36 100.00 4.47 132.02

Ventas por

Distribuidor

Estruct %

2014

Crecim

%

Crecim

GWh

Año


48

7.2.1 Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico. El total de energía demandada a nivel nacional fue de 3,082.36 GWh, el SIN abasteció 3,047.84 GWh y los sistemas aislados 34.52 GWh, representando el 98.88% y 1.12% del total de ventas de energía eléctrica (Ver Gráfico No.23).

Gráfico No.24


Las ventas netas realizadas en el SIN a los usuarios finales en el año 2014, fueron atendidas por (I) las distribuidoras: Disnorte y Dissur, (II) las ventas de las 19 pequeñas distribuidoras en el SIN, y (III) las ventas de los generadores a los grandes consumidores mediante contratos y mercado de ocasión. Estos últimos representan un peso importante en la distribución de las ventas, en el siguiente gráfico se observa su comportamiento durante el año.


49

Gráfico No. 25

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Por otro lado, el sistema aislado considera las ventas de la concesión de Dissur en la Isla de Ometepe y las comunidades a cargo de ENEL (Ver Tabla No.19).

7.2.2 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo. El sector con mayor consumo de energía eléctrica fue el residencial, concentrando 34.70% en el total de ventas a nivel nacional, seguido por la Industria2 y Comercio3 con 25.16% y 24.42%, respectivamente. El restante se distribuyó entre Bombeo, Alumbrado Público y Riego (ver Gráfico No.24). Los bloques de consumo están definidos de acuerdo a las tarifas aprobadas por INE para cada sector de consumo.

2 Según la resolución administrativa del INE No.542-08-2007, se tipifica al sector turismo bajo la tarifa Industria Turística englobada en el pliego tarifario para el sector industrial. La tarifa de Industria Turística comprende las instalaciones de la Industria Hotelera con no menos de quince unidades habitacionales para alojamiento ubicados en zonas rurales o urbanas, que incluyen Hoteles, Condo Hoteles, Aparta Hoteles, Alojamiento en Tiempo Compartido, Moteles Turísticos, Paradores de Nicaragua, Parques de Atracciones Turísticas Permanentes (parques temáticos). 3 La resolución No.542-08-2007 del INE creó la tarifa Apoyo a la Industria Turística, que comprende Hospederías Menores (instalaciones de la Industria Hotelera con menos de quince unidades habitacionales para alojamiento); Servicios de Alimentos y Bebidas; Entretenimiento y Centros Nocturnos; Centros de Convenciones; Marinas Turísticas. Esta tarifa se ubica dentro del sector comercio y servicios.


50

Gráfico No.26


En la Tabla No. 20 se presentan las ventas a usuarios finales de los distintos sectores de consumo en Disnorte y Dissur; las 19 pequeñas distribuidoras y las ventas a los Grandes Consumidores habilitados por el INE4. También se muestra las ventas de los sistemas aislados públicos y privados distribuidos por bloques de consumo. Es importante mencionar la participación de las ventas residenciales en la estructura del consumo por sistemas, representa el 34.40% en el SIN, 61.10% en Sistemas Aislados y 34.70% a nivel nacional.

4 La ley 272 Ley de la Industria Eléctrica define como gran consumidor aquel consumidor servido con un voltaje igual o mayor a 13.8 Kilovoltios. Así mismo, el acuerdo INE-03-11-2005, dicto normativa para la habilitación de grandes consumidores, estableciendo una carga concentrada de por lo menos 1,000 Kilovatios.


51

Tabla No.20 Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo

(GWh)


La información de las 19 pequeñas distribuidoras corresponde a lo que ellas reportan como facturación a sus clientes, a excepción de Hismow, cuya información proviene de las ventas reportadas por DISSUR a dicha concesionaria y considerada como consumo residencial.

El uso de redes se refiere al trasiego de la energía eléctrica en las redes de distribución, por tanto no es tomada en cuenta en el cálculo de las ventas de energía nacional.

El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

EMPRESAS Residencial Comercio Industrial Riego Bombeo A.Público TOTAL

SIST.INT.NACIONAL 1,048.54 746.23 770.58 110.60 284.79 87.10 3,047.84

Disnorte 514.87 413.17 350.38 63.38 98.50 44.72 1,485.02

Dissur 493.91 319.96 388.29 47.22 107.08 41.33 1,397.80

DN + DS 1,008.78 733.14 738.67 110.60 205.58 86.06 2,882.82

Aprodelbo 1.14 - - - - - 1.14

Atder - bl 2.09 0.02 - - - - 2.11

Bluefields 13.28 7.66 2.84 - 0.37 0.95 25.10

Bonanza 4.45 0.04 - - 0.01 - 4.50

El Ayote 1.19 0.03 - - 0.10 - 1.32

El Bluff 0.48 0.21 0.14 - - - 0.82

Kukra Hill 1.38 0.40 0.13 - - - 1.90

Laguna de Perlas 1.10 0.27 0.18 0.00 0.04 - 1.60

Mulukukú 3.23 0.79 0.01 - 0.09 - 4.11

Plan de Gramma 0.21 - - - - - 0.21

Rosita 3.29 1.75 0.16 - - - 5.20

Sahsa 0.38 0.01 - - - - 0.39

Siuna 4.29 1.30 0.04 - 0.42 - 6.05

Tasbapauni 0.20 - - - - - 0.20

Tortuguero 0.34 0.17 - - - 0.06 0.57

Wamblan 0.12 - - - - - 0.12

Wiwili 1.88 0.10 - - 0.17 - 2.15

Zelaya luz, S.A. 0.19 - - - - 0.03 0.23

Hismow (Wapí) 0.53 - - - - - 0.53

Pequeñas Distribuidoras 39.76 12.73 3.50 0.00 1.19 1.04 58.22

Grandes Consumidores - 0.36 28.41 - 78.02 - 106.79

Uso de Redes -

SIST.AISLADO NACIONAL 21.09 6.54 4.90 0.01 1.54 0.44 34.52

Pub (ENEL) 17.01 5.08 4.84 - 0.57 0.09 27.59

Privados (Ometepe) 4.08 1.45 0.06 0.01 0.97 0.35 6.92

NACIONAL 1,069.63 752.76 775.48 110.61 286.33 87.54 3,082.36


52

7.2.3 Pérdidas de Distribución de Energía Eléctrica La diferencia entre la energía extraída por las distribuidoras eléctricas y la facturación por venta de esa energía a sus clientes finales en el SIN, resultó en 21.07% en pérdidas de distribución, lo que equivale a 783,332.92 MWh. Los sistemas aislados registraron 32.20% en pérdidas de distribución, es decir, 16,392.54 MWh. (Ver Gráfico No. 25)

Gráfico No.27


En anexos puede observarse el comportamiento de estas pérdidas en el período

2004-2014.

7.3 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica Los ingresos facturados por ventas de energía a nivel nacional, expresados en dólares de Estados Unidos, totalizaron US$ 639.03 millones, de los cuales el SIN facturó US$ 632.37 millones representando 98.96% del total y los sistemas aislados facturaron US$ 6.66 millones concentrando 1.04% del total. (Ver Tabla No. 21)


53

Tabla No. 21 Ingresos por Ventas de Energía (miles de US$), Estructura y Crecimiento



Para el cálculo de los ingresos por ventas de energía, se toma en cuenta lo facturado por uso de redes de distribución.

La información de Pequeñas Concesionarias Disnorte-Dissur, corresponde a los ingresos obtenidos por esta empresa por ventas de energía eléctrica a las pequeñas distribuidoras Atder BL, Hismow, Kukra Hill, Wiwilí y Zelaya Luz.

2013 2014

SIST.INT.NACIONAL 596,655.59 632,365.46 98.96 5.99 35,709.86

Disnorte 302,756.33 321,421.54 50.30 6.17 18,665.21

Dissur 284,020.66 299,911.21 46.93 5.59 15,890.54

DN + DS 586,776.99 621,332.75 97.23 5.89 34,555.75

Aprodelbo 231.03 268.33 0.04 16.14 37.30

Atder - bl 285.23 317.91 0.05 11.46 32.68

Bluefields 2,798.25 3,066.00 0.48 9.57 267.75

Bonanza 647.40 728.32 0.11 12.50 80.91

El Ayote 188.26 214.65 0.03 14.02 26.39

El Bluff 114.92 102.24 0.02 (11.03) (12.68)

Kukra Hill 355.65 348.25 0.05 (2.08) (7.40)

Laguna de Perlas 237.38 312.76 0.05 31.75 75.38

Mulukukú 658.25 685.24 0.11 4.10 26.99

Plan de Gramma 26.68 30.82 0.00 15.54 4.15

Rosita 797.45 928.50 0.15 16.43 131.06

Sahsa 60.05 62.53 0.01 4.13 2.48

Siuna 951.06 1,053.54 0.16 10.77 102.48

Tasbapauni 18.97 34.16 0.01 80.08 15.19

Tortuguero 15.78 103.33 0.02 554.64 87.55

Wamblan 16.89 18.14 0.00 7.39 1.25

Wiwili 357.71 346.89 0.05 (3.02) (10.81)

Zelaya luz, S.A. 46.35 49.95 0.01 7.75 3.59

Pequeñas Distribuidoras 7,807.32 8,671.56 1.36 11.07 864.24

Grandes Consumidores

Peq. Concesionarias DN+DS 1,051.55 1,036.88 0.16 (1.40) (14.68)

Uso de Redes 1,019.73 1,324.27 0.21 29.87 304.54

SIST.AISLADO NACIONAL 5,743.51 6,663.36 1.04 16.02 919.85

Pub (ENEL) 4,593.62 5,434.00 0.85 18.29 840.38

Privados (Ometepe) 1,149.89 1,229.35 0.19 6.91 79.46

NACIONAL 602,399.10 639,028.81 100.00 6.08 36,629.71

Año Estruct %

2014

Crecim

%

Ingresos por Ventas por

Distribuidor

Crecim

US$


54

7.3.1 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica por Agente Económico De los ingresos que facturó el SIN, la distribuidora Disnorte registró US$ 321,421 miles y la distribuidora Dissur reportó US$ 299,911 miles, concentrando en conjunto el 97.23% de los ingresos facturados a nivel nacional. Las demás distribuidoras del SIN facturaron US$ 8,671 representando 1.36% de los ingresos a nivel nacional. Por otro lado, las ventas de Disnorte y Dissur a sus concesionarias alcanzaron la cifra de US$ 1,036.88 miles, además de US$ 1,324 miles facturados por uso de redes. (Ver Gráfico No.26). Los U$ 6,663 miles facturados por los sistemas aislados solo inciden en 1.04% de los ingresos totales y se distribuyen entre las empresas públicas administradas por ENEL con US$ 5,434 miles y la privada (Isla de Ometepe) con US$ 1,229 miles.

Gráfico No.28


7.3.2 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo

En el Gráfico No. 27 se observa la distribución de ingresos por bloques de consumo. Para el cálculo de los ingresos por bloques de consumo se agregan las tarifas definidas por el INE en cada sector de consumo. El bloque de consumo que generó mayores ingresos para las distribuidoras fue el comercial, el cual concentró el 33.67% del total facturado a nivel nacional, seguido por el residencial e industrial con 26.46% y 25.92%, respectivamente.


55

Gráfico No.29


En la Tabla No. 22, se detallan los ingresos por ventas de energía eléctrica en bloques de consumo en el SIN y sistemas aislados. Para el cálculo de los ingresos por ventas de energía, se toman en cuenta los ingresos de Disnorte y Dissur, tanto por ventas a consumidores finales como a sus pequeñas concesionarias, los ingresos por ventas de energía de las pequeñas distribuidoras a sus clientes finales, así como el ingreso obtenido por el uso de redes de distribución en el trasiego de la energía.


56

Tabla No.22 Ingresos por Ventas de Energía Eléctrica por Bloques de Consumo

(Miles de US$)



Para el cálculo de los ingresos por ventas de energía, se toma en cuenta lo facturado por uso de redes de distribución.

La información de Pequeñas Concesionarias Disnorte-Dissur, corresponde a los ingresos obtenidos por esta empresa por ventas de energía eléctrica a las pequeñas distribuidoras Atder BL, Hismow, Kukra Hill, Wiwilí y Zelaya Luz.


EMPRESAS Residencial Comercio Industrial Riego Bombeo A.Público TOTAL

SIST.INT.NACIONAL 164,998.20 213,882.87 164,654.91 20,185.11 41,795.13 26,849.24 632,365.46

Disnorte 77,911.52 120,456.27 77,768.69 11,413.42 19,848.24 14,023.40 321,421.54

Dissur 81,354.80 91,311.93 84,057.13 8,771.69 21,750.41 12,665.25 299,911.21

DN + DS 159,266.31 211,768.20 161,825.82 20,185.11 41,598.65 26,688.65 621,332.75

Aprodelbo 268.33 - - - - - 268.33

Atder - bl 315.67 2.24 - - - - 317.91

Bluefields 1,520.05 1,014.91 356.00 - 34.55 140.49 3,066.00

Bonanza 719.90 7.03 - - 1.39 - 728.32

El Ayote 195.94 5.56 - - 13.15 - 214.65

El Bluff 55.98 27.17 19.09 - - - 102.24

Kukra Hill 249.58 73.61 25.06 - - - 348.25

Laguna de Perlas 188.73 85.93 30.70 - 7.40 - 312.76

Mulukukú 492.45 173.88 1.53 - 17.37 - 685.24

Plan de Gramma 30.82 - - - - - 30.82

Rosita 506.15 394.43 27.93 - - - 928.50

Sahsa 60.64 1.89 - - - - 62.53

Siuna 683.51 274.81 7.63 - 87.59 - 1,053.54

Tasbapauni 34.16 - - - - - 34.16

Tortuguero 58.52 33.50 - - - 11.31 103.33

Wamblan 18.14 - - - - - 18.14

Wiwili 292.16 19.71 - - 35.03 - 346.89

Zelaya luz, S.A. 41.16 - - - - 8.78 49.95

Pequeñas Distribuidoras 5,731.89 2,114.67 467.94 - 196.48 160.58 8,671.56

Grandes Consumidores

Peq. Concesionarias DN+DS - - 1,036.88 - - - 1,036.88

Uso de Redes - - 1,324.27 - - - 1,324.27

SIST.AISLADO NACIONAL 4,074.27 1,258.88 962.97 2.42 284.62 80.19 6,663.36

Pub (ENEL) 3,350.23 1,000.46 952.56 - 112.16 18.59 5,434.00

Privados (Ometepe) 724.03 258.42 10.41 2.42 172.46 61.61 1,229.35

NACIONAL 169,072.47 215,141.75 165,617.88 20,187.54 42,079.75 26,929.43 639,028.81


57

7.4 Clientes Facturados a Nivel Nacional. Al mes de diciembre del 2014, los clientes facturados totales alcanzaron la cifra de 1.003,936 clientes, mostrando un crecimiento anual de 45,014 clientes respecto a diciembre del 2013, lo que representó 4.69% de incremento. (Ver Tabla No.23).

Tabla No.23

Clientes a Diciembre, Estructura y Crecimiento


La información de las 19 pequeñas distribuidoras corresponde a los clientes activos que ellas reportan en facturación, a excepción de Hismow.

La información de Pequeñas Concesionarias Disnorte-Dissur, corresponde al número de concesionarias a las que Disnorte y Dissur, suministra energía.

2013 2014

SIST.INT.NACIONAL 939,815 981,882 97.80 4.48 42,067

Disnorte 494,401 516,255 51.42 4.42 21,854

Dissur 402,923 420,066 41.84 4.25 17,143

DN + DS 897,324 936,321 93.27 4.35 38,997

Aprodelbo 1,555 1,650 0.16 6.11 95

Atder - bl 3,329 3,902 0.39 17.21 573

Bluefields 9,809 10,264 1.02 4.64 455

Bonanza 4,264 4,439 0.44 4.10 175

El Ayote 1,264 1,403 0.14 11.00 139

El Bluff 498 507 0.05 1.81 9

Kukra Hill 1,670 1,754 0.17 5.03 84

Laguna de Perlas 1,001 1,050 0.10 4.90 49

Mulukukú 4,359 4,609 0.46 5.74 250

Plan de Gramma 492 518 0.05 5.28 26

Rosita 4,100 4,718 0.47 15.07 618

Sahsa 715 746 0.07 4.34 31

Siuna 4,822 5,131 0.51 6.41 309

Tasbapauni 278 292 0.03 14

Tortuguero 751 806 0.08 55

Wamblan 302 311 0.03 2.98 9

Wiwili 2,960 3,132 0.31 5.81 172

Zelaya luz, S.A. 303 309 0.03 1.98 6

Pequeñas Distribuidoras 42,472 45,541 4.54 7.23 3,069

Grandes Consumidores 4 4 0.00 - -

Peq. Concesionarias DN+DS 5 4

Uso de Redes 10 12 0.00

SIST.AISLADO NACIONAL 19,107 22,054 2.20 15.42 2,947

Pub (ENEL) 13,202 15,739 1.57 19.22 2,537

Privados (Ometepe) 5,905 6,315 0.63 6.94 410

NACIONAL 958,922 1003,936 100.00 4.69 45,014

CrecimClientes por Ventas por

Distribuidor

AñoEstruct %

2014

Crecim

%


58

Según el número de clientes activos inscritos en los registros de las distribuidoras, el SIN atendió 981,882 representando un aumento de 42,067 clientes y 4.48 en términos porcentuales, respecto a diciembre del 2013. El resto de clientes (22,054) fueron atendidos por las distribuidoras del sistema aislado, las cuales registraron 2,947 clientes adicionales, que significó 15.42% de incremento anual. En términos porcentuales por sistema, los clientes se distribuyen en 97.80% en el SIN y 2.20% en los sistemas aislados.

7.4.1 Clientes Facturados de Energía Eléctrica por Agente Económico. Los 981,882 clientes atendidos por el SIN se distribuyen en 936,321 atendidos por Disnorte y Disssur, 4 clientes reportados como grandes consumidores habilitados por INE, 4 grandes consumidores servidos por Disnorte y Disssur, es decir, pequeñas distribuidoras a quienes Disnorte y Dissur vende energía eléctrica, además de 45,541 usuarios reportados por 19 pequeñas distribuidoras y 12 clientes registrados en concepto de uso de redes (Ver Gráfico No. 28). Por su parte, los 22,054 clientes atendidos en el sistema aislado se distribuyen en 15,739 clientes reportados por ENEL y 6,315 clientes atendidos por la concesión privada (Isla de Ometepe).

Gráfico No.30


7.4.2 Clientes Facturados por Bloques de Consumo El sector residencial concentra 938,928 clientes representando 93.52% de los clientes a nivel nacional, seguido por el comercio con 54,312 clientes (5.41%). El


59

resto de los clientes que representaron 1.07% de los clientes a nivel nacional, se distribuyen en los sectores industria, riego, bombeo y alumbrado público (ver Gráfico No. 29)

Gráfico No.31


A continuación se presentan los clientes distribuidos por bloques de consumo en el SIN y sistema aislado, las pequeñas distribuidoras, los grandes consumidores habilitados por el INE, los grandes consumidores atendidos por Disnorte y Dissur y el uso de redes. (Ver Tabla No.24).


60

Tabla No.24 Clientes por Bloques de Consumo (Dic 2014)


La información de las 19 pequeñas distribuidoras corresponde a los clientes activos que ellas reportan en facturación, a excepción de Hismow.

La información de Pequeñas Concesionarias Disnorte-Dissur, corresponde al número de concesionarias a las que Disnorte y Dissur, suministra energía.

El bloque Alumbrado Público se refiere a circuitos exclusivos (calles, avenidas, parques, plazas, canchas, monumentos, etc)

7.5 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo en el SIN. En la Tabla No.25 y en el Gráfico No. 30, se muestra el precio promedio en dólares de Estados Unidos, así como el consumo promedio expresado en MWh por cliente.

BLOQUES Residencial Comercio Industrial Riego Bombeo A.Público TOTAL

SIST.INT.NACIONAL 917,560 53,687 7,514 1,198 1,211 712 981,882

Disnorte 482,817 27,019 4,563 807 704 345 516,255

Dissur 390,739 25,222 2,881 391 488 345 420,066

DN + DS 873,556 52,241 7,444 1,198 1,192 690 936,321

Aprodelbo 1,650 - - 0 - 0 1,650

Atder - bl 3,877 25 - 0 - 0 3,902

Bluefields 9,588 639 16 - 3 18 10,264

Bonanza 4,424 10 - - 5 - 4,439

El Ayote 1,400 2 - - 1 - 1,403

El Bluff 481 23 3 - - - 507

Kukra Hill 1,709 42 3 - - - 1,754

Laguna de Perlas 1,013 33 2 - 2 - 1,050

Mulukukú 4,456 149 1 - 3 - 4,609

Plan de Gramma 518 - - 0 - 0 518

Rosita 4,498 205 15 - - - 4,718

Sahsa 738 8 - - - - 746

Siuna 4,935 183 11 - 2 - 5,131

Tasbapauni 292 - - - - - 292

Tortuguero 692 110 - - - 4 806

Wamblan 311 - - 0 - 0 311

Wiwili 3,113 17 - - 2 - 3,132

Zelaya luz, S.A. 309 - - - - - 309

Pequeñas Distribuidoras 44,004 1,446 51 - 18 22 45,541

Grandes Consumidores - - 3 - 1 - 4

Peq. Concesionarias DN+DS 4 4

Uso de Redes 12 12

SIST.AISLADO NACIONAL 21,368 625 26 5 16 14 22,054

Pub (ENEL) 15,379 343 8 - 2 7 15,739

Privados (Ometepe) 5,989 282 18 5 14 7 6,315

NACIONAL 938,928 54,312 7,540 1,203 1,227 726 1003,936


61

Tabla No.25 Precio y Consumo Promedio por Bloques de Consumo – Año 2014



Gráfico No.32


7.6 Consumo Eléctrico Promedio por Zona Geográfica.

A nivel de territorio, utilizando los Municipios como unidad geográfica, se han

diseñado los siguientes mapas, considerando el consumo promedio eléctrico del

sector residencial, comercial e industrial. Se incluye únicamente clientes facturados

de Disnorte, Dissur pequeñas distribuidoras en el SIN y clientes en el SAN, sin

incluir grandes consumidores.

SISTEMA BLOQUES DE CONSUMO (DN+DS) SISTEMA PROMEDIO

SIN Residencial Comercial Industrial Riego Bombeo A.Público AISLADO NAC.

C$/kWh 6.14542 5.83830 6.92949 5.78811 4.70253 4.91653 8.09684 4.35605 0.65970 5.20965 6.13457

US$/kWh 0.23538 0.22361 0.26541 0.22169 0.18011 0.18831 0.31012 0.16684 0.02527 0.19954 0.23496

kWh/Clte 3,104.08 1,154.80 14,033.74 99,230.13 92,319.49 172,466.28 124,722.28 1,565.05 3,070.27

MWh/Clte 3.10 1.15 14.03 99.23 92.32 172.47 124.72 1.57 3.07

AÑO 2014 Peq.

Distribuidora Uso Red


62

Figura No. 1

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. En la figura No. 1 se identifica un patrón de consumo mayor en los municipios del pacífico del país. 22 de 30 municipios clasificados en la categoría de consumo promedio anual entre 903.25 kWh a 1,216.75 kWh, están ubicados en la región del pacifico, representando el 73.00% de los municipios en esta categoría y el 34.90% de los municipios de esta región. El municipio de Managua y sus municipios vecinos presentan patrones de consumo promedio anual superiores a 1,216.7 kWh, así como los municipios de Granada, Tola y San Juan del Sur. Este patrón de consumo mayor puede estar relacionado con un mayor uso de electrodomésticos en la vida diaria de estos clientes residenciales, en comparación con otros municipios. En la región central norte se identifica un claro aglomeramiento de municipios con consumos promedios inferiores a 686.16 kWh.


63

En la región del Caribe, las cabeceras municipales exhiben niveles de consumo promedio mayor en relación a sus vecinos. De estos, los municipios de Bluefields y Corn Island presentan consumos promedios con rangos similares a las cabeceras departamentales del pacífico, en estos municipios se observan muy pocos clientes, pero altos consumos de electricidad. Desde el punto de vista del número de clientes, el comportamiento resulta similar. La región del pacífico presenta la mayor concentración de clientes residenciales. (Ver figura No. 2)

Figura No. 2


En la figura No. 3, se observa que en el sector comercio los mayores consumos promedios anuales están relacionados a la escala o tamaño de los clientes (tarifa general y apoyo a la industria turística). En la región del pacifico norte, durante el


64

2014, las cabeceras municipales exhiben niveles de consumo promedio superiores a los municipios de los departamentos de León y Chinandega. En la región pacifico central, el municipio de Managua, Ticuantepe y El Crucero presentan niveles de consumos promedios mayores a 12,689.66 kWh. En la región del pacifico sur, los municipios Tola y San Juan del Sur exhiben consumos promedios superiores a 12,689.66 kWh debido al elevado consumo promedio de los clientes de la tarifa “Apoyo a la industria turística” que se ubicó en 149,431 kWh y 50,333 kWh, respectivamente. En la región central, las cabeceras departamentales Estelí, Matagalpa, Juigalpa y el municipio de Comalapa se ubican en el rango de consumo promedio más alto, lo que refleja el mayor dinamismo del sector comercial en contraste con los municipios vecinos. Este mismo patrón se presenta en la región del Caribe.

Figura No. 3



65

Desde el punto de vista del número de clientes comerciales, el comportamiento resulta similar. (Ver figura No. 4)

Figura No. 4

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. En la figura No. 5, el mapa de consumo promedio anual del sector industrial es un reflejo del tamaño de los clientes en cuanto a su capacidad de producción u oferta de servicios turísticos, así como la intensidad energética de los procesos industriales desarrollados en cada municipio. El 66.70% de los municipios con consumos promedios dentro del rango 31,531.5 kWh – 119,079.7 kWh y consumo promedio superior a 158,259.2 kWh se encuentran en la región pacifico, por lo tanto los mayores consumo de energía eléctrica de las industrias se registran en esta región. En la región del Caribe, Bluefields y Puerto Cabezas presentan valores de consumo en el rango de mayor consumo como reflejo del mayor dinamismo del sector industrial en contraste con los municipios vecinos.


66

Figura No. 5

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Desde el punto de vista del número de clientes industriales, el comportamiento resulta similar. (Ver figura No. 6)


67

Figura No. 6

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. De manera agregada por sectores de consumo y región geográfica, puede observarse en el gráfico no. 31, que la región pacífico y central presentan crecimientos en el consumo promedio similares, al compararse con el año 2013. Para ambas regiones el crecimiento en el consumo promedio en el sector comercio e industrial oscila entre 1% y el 4%, en cambio el sector residencial presenta un leve decrecimiento del 1.5%. Este decrecimiento es debido a que hubo un mayor crecimiento en el número de clientes en comparación al crecimiento en las ventas de energía. Por otro lado, en la región caribe, el crecimiento del consumo promedio en los sectores residencial, comercio e industrial, presenta comportamientos distintos, el sector residencial aumenta su consumo promedio en 1.1% y el comercio 3.36%,


68

mientras el sector industrial crece considerablemente en 38.6%; debido principalmente a un importante aumento en las ventas de energía de las empresas pesqueras y camaroneras del municipio de Laguna de Perlas.

Grafico No. 33



69

ANEXOS


70

Anexo No. 1 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente (MW)

Periodo 1991-2014

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Notas.

Las plantas de Biomasa reportan el total de su capacidad instalada nominal, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Termoeléctrica Biomasa Solar

1991 107.81 70.00 203.03 380.84

1992 107.81 70.00 231.40 409.21

1993 107.81 70.00 232.32 410.13

1994 107.81 70.00 214.05 391.86

1995 107.81 70.00 217.43 395.24

1996 107.81 70.00 215.43 12.00 405.24

1997 107.81 70.00 238.38 12.00 428.19

1998 107.81 70.00 285.30 27.80 490.91

1999 107.81 70.00 415.84 27.80 621.45

2000 107.81 70.00 444.28 27.80 649.89

2001 107.81 70.00 442.33 27.80 647.94

2002 104.63 77.50 445.36 40.80 668.29

2003 104.63 77.50 444.18 65.30 691.61

2004 104.71 77.50 451.87 121.80 755.88

2005 104.63 87.50 456.56 121.80 770.49

2006 104.63 87.50 449.12 121.80 763.05

2007 105.30 87.50 517.12 121.80 831.72

2008 105.30 87.50 576.36 121.80 890.96

2009 105.30 87.50 39.90 627.15 121.80 981.65

2010 105.30 87.50 63.00 694.99 121.80 1,072.59

2011 105.30 87.50 63.00 731.14 121.80 1,108.74

2012 105.70 164.50 146.60 736.21 133.80 1,286.81

2013 120.10 154.50 146.60 734.65 133.80 1,289.65

2014 120.10 154.50 186.20 733.14 133.80 1.38 1,329.12

Año TotalPlantas por Tipo de Fuente


71

Anexo No. 2 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente (MW)

Periodo 1991-2014


Las plantas de Biomasa reportan el total de su capacidad instalada efectiva, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

La planta Nicaragua aparece con 100.00 MW de capacidad instalada efectiva en el año 2013, de acuerdo a la serie histórica de INE.


1991 97.10 70.00 194.30 361.40

1992 97.10 70.00 222.77 389.87

1993 97.10 70.00 223.57 390.67

1994 97.41 41.30 203.96 342.67

1995 97.41 39.00 206.77 343.18

1996 97.41 31.00 203.80 10.20 342.41

1997 97.41 24.00 218.78 10.20 350.39

1998 97.40 14.00 262.10 26.00 399.50

1999 97.79 13.00 343.64 22.80 477.23

2000 95.79 21.00 418.73 24.20 559.72

2001 94.00 26.00 409.44 14.00 543.44

2002 98.12 34.00 420.35 32.35 584.82

2003 98.12 31.20 415.47 61.00 605.79

2004 98.13 30.00 392.70 96.10 616.93

2005 98.13 37.50 395.04 108.30 638.97

2006 100.13 39.83 367.55 100.30 607.81

2007 98.90 39.33 428.66 102.30 669.19

2008 98.90 38.50 451.58 103.30 692.28

2009 98.90 37.17 20.13 524.18 115.30 795.68

2010 105.50 36.80 60.90 619.03 103.30 925.53

2011 98.90 36.30 63.00 593.24 104.30 895.74

2012 99.10 77.10 117.00 622.11 125.80 1,041.11

2013 112.12 69.34 137.88 532.13 124.80 976.27

2014 112.12 81.62 174.86 582.24 110.30 1.00 1,062.14

Total Año Plantas por Tipo de Fuente


72

Anexo No. 3 Generación Bruta de Energía (GWh) - Nacional

Periodo: 1991 – 2014


Las plantas de Biomasa reportan el total de su generación bruta, utilizada para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.


1991 336.68 457.69 599.24 1,393.62

1992 256.95 467.97 803.68 1,528.60

1993 482.96 405.55 746.20 1,634.71

1994 383.21 359.51 900.39 1,643.11

1995 406.91 309.55 1,010.84 1,727.31

1996 430.71 276.50 1,127.38 29.44 1,864.02

1997 407.14 208.75 1,191.02 29.32 1,836.23

1998 295.56 120.53 1,635.44 59.00 2,110.53

1999 393.26 102.14 1,573.17 54.89 2,123.47

2000 209.55 134.16 1,847.90 71.09 2,262.69

2001 196.80 206.08 2,021.23 47.82 2,471.93

2002 303.80 210.27 1,975.18 130.69 2,619.94

2003 297.98 270.70 2,021.48 181.81 2,771.96

2004 321.52 254.84 2,110.97 233.75 2,921.08

2005 433.61 270.76 1,995.27 351.62 3,051.27

2006 308.05 310.99 2,195.62 322.78 3,137.44

2007 306.57 243.24 2,278.69 380.67 3,209.17

2008 534.45 322.14 2,166.53 337.83 3,360.95

2009 296.72 296.53 112.00 2,386.25 362.56 3,454.06

2010 503.15 302.11 163.39 2,305.77 384.65 3,659.07

2011 443.70 272.85 210.66 2,524.47 372.75 3,824.42

2012 418.63 523.32 329.55 2,295.99 453.96 4,021.45

2013 456.06 679.36 561.57 1,979.51 482.11 4,158.62

2014 395.88 662.01 845.97 2,041.58 491.61 1.43 4,438.48



73

Anexo No. 4 Generación Neta de Energía (GWh) – Nacional

Periodo: 1991 – 2014


La generación neta reportada por las plantas de Biomasa, es la entregada en el SIN.


1991 335.63 427.66 560.92 1,324.20

1992 255.98 435.10 755.48 1,446.57

1993 481.56 376.62 700.23 1,558.42

1994 375.29 327.84 861.29 1,564.43

1995 398.58 280.75 951.84 1,631.18

1996 423.99 243.27 1,051.91 13.85 1,733.02

1997 397.94 187.37 1,118.33 13.89 1,717.54

1998 288.66 107.13 1,551.33 36.11 1,983.23

1999 385.53 90.39 1,497.20 33.02 2,006.15

2000 204.13 120.75 1,758.27 33.45 2,116.60

2001 189.50 187.56 1,918.05 33.50 2,328.61

2002 296.34 191.22 1,870.13 95.79 2,453.49

2003 292.18 242.40 1,922.76 134.10 2,591.44

2004 311.82 227.16 2,012.91 127.92 2,679.81

2005 426.62 241.21 1,904.00 203.43 2,775.26

2006 299.57 276.98 2,098.71 194.35 2,869.61

2007 300.62 211.06 2,157.63 235.29 2,904.60

2008 529.47 289.84 2,065.19 197.62 3,082.12

2009 290.16 262.84 109.22 2,282.13 206.00 3,150.35

2010 499.25 268.25 160.30 2,211.67 224.56 3,364.02

2011 438.20 241.56 206.49 2,433.55 210.52 3,530.32

2012 412.66 473.80 324.81 2,213.14 248.23 3,672.64

2013 449.70 607.31 555.00 1,908.66 275.18 3,795.85

2014 390.56 590.43 833.69 1,970.26 265.23 1.37 4,051.53



74

Anexo No. 5 Insumos para Generación de Energía Eléctrica

Período 1991 – 2014

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Nota:

El consumo de leña y biomasa es utilizado para autoconsumo y para entrega de energía al SIN.

Fuel Oil Diesel Vapor Geot Agua Agua Caliente Leña Bagazo de Caña Fuel Oil Diesel

(103 Glns) (103 Glns) (103Ton.Vapor) (106m3) (103 M3) (ton) (103ton) (103 Bbls) (103 Bbls)

1991 47,585.10 1,433.74 3,995.20 645.41 1,132.98 34.14

1992 62,707.53 1,652.94 4,405.93 499.75 1,493.04 39.36

1993 57,124.69 3,727.64 3,863.94 939.21 1,360.11 88.75

1994 56,674.33 12,955.71 3,775.60 739.69 1,349.39 308.47

1995 68,582.00 10,740.48 3,329.20 835.77 1,632.90 255.73

1996 82,190.91 3,581.97 3,177.04 808.72 179.29 1,956.93 85.29

1997 79,614.71 10,363.56 2,333.36 851.01 178.59 1,895.59 246.75

1998 98,197.65 26,811.10 1,432.73 597.65 171.76 2,338.04 638.36

1999 99,642.09 13,246.58 1,195.00 783.90 161.66 2,372.43 315.39

2000 116,049.43 6,870.43 1,487.06 429.81 7,768.62 350.09 6,913.00 2,763.08 163.58

2001 127,558.11 6,027.78 2,055.55 350.90 147.36 3,037.10 143.52

2002 128,787.73 2,635.99 1,945.04 553.77 28,656.71 432.08 3,066.37 62.76

2003 129,747.05 3,211.36 1,740.61 545.84 9,532.62 21,849.90 531.67 6,333.00 3,089.22 76.46

2004 134,846.02 3,533.31 1,758.33 583.58 8,724.48 51,741.83 924.92 3,210.62 84.13

2005 125,633.06 4,226.77 1,990.78 803.12 9,146.49 26,175.88 1,010.79 2,991.26 100.64

2006 137,729.56 6,907.57 2,532.61 560.23 9,239.55 27,047.16 950.94 3,279.28 164.47

2007 131,849.50 19,848.96 2,055.39 578.65 7,713.66 29,334.24 1,103.37 3,139.27 472.59

2008 135,175.66 7,617.66 2,758.57 994.53 8,663.83 29,677.57 990.21 3,218.47 181.37

2009 148,963.85 5,485.75 2,738.13 546.53 7,910.25 24,320.00 1,041.36 3,546.76 130.61

2010 145,089.23 3,625.71 2,652.69 939.71 8,930.28 19,532.01 1,167.95 3,454.51 86.33

2011 155,173.84 3,996.14 2,466.71 833.23 8,616.52 56,968.82 1,071.23 3,694.62 95.15

2012 140,961.78 3,747.37 4,080.27 781.53 8,208.59 27,746.00 1,395.05 3,356.23 89.22

2013 120,090.47 3,354.01 5,361.90 829.34 8,475.61 19,427.09 1,553.78 2,859.30 79.86

2014 123,474.62 3,788.63 5,264.76 694.21 8,386.99 16,430.00 1,785.44 2,939.87 90.21

AñosCascarilla de

Arroz (ton)


75

Anexo No. 6 Importación y Exportación de Energía Eléctrica, Demanda de Potencia y

Factor de Carga. Sistema Interconectado Nacional Período 1991 - 2014

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia.

Energía Eléctrica (GWh) Demanda de Potencia (MW) F. Carga

Importaciones Exportaciones Máxmia Mínima %

1991 92.20 271.00 102.00 62.30

1992 31.53 286.00 104.00 61.30

1993 47.50 296.00 90.00 60.10

1994 0.61 8.82 312.00 105.00 59.20

1995 326.50 118.00 59.60

1996 13.96 10.15 341.00 111.00 62.20

1997 162.32 353.50 129.00 64.25

1998 6.77 379.70 131.00 63.20

1999 79.92 20.20 386.60 139.10 62.82

2000 113.74 0.58 396.80 136.70 65.75

2001 17.27 411.60 163.00 66.00

2002 15.74 6.84 421.80 175.30 66.22

2003 11.88 20.95 441.60 178.40 65.84

2004 23.31 21.78 465.60 194.10 65.43

2005 25.16 8.35 482.80 199.30 65.91

2006 53.32 0.07 500.80 158.70 67.12

2007 63.95 507.40 191.80 70.35

2008 28.20 0.03 506.27 181.10 68.56

2009 1.69 1.50 524.50 181.70 67.94

2010 10.25 43.29 538.90 185.10 69.68

2011 9.93 40.56 569.50 134.00 68.50

2012 20.02 3.19 609.90 165.80 68.24

2013 51.97 16.23 620.10 272.10 69.14

2014 22.32 48.98 636.10 236.90 70.45

Años


76

Anexo No. 7 Subestaciones, Líneas de Transmisión (Kms) y Capacidad de Transformación

(MVA). Sistema de Transmisión Período 1991 - 2014

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE y estadísticas ENATREL. Gerencia de Transmisión. Elaboración propia. Notas:

No incluye subestaciones privadas.

Total Capacidad

Subestaciones Total (MVA) 230 kv 138 kv 69 kv Total

1991 53 1,481.03 328.95 865.95 653.70 1,848.60

1992 56 1,481.03 328.67 865.95 653.70 1,848.32

1993 55 1,481.03 328.67 865.95 653.70 1,848.32

1994 55 1,598.03 328.67 865.95 653.70 1,848.32

1995 58 1,581.03 328.67 865.95 653.70 1,848.32

1996 58 1,581.03 328.67 865.95 725.00 1,919.62

1997 61 1,581.03 330.87 867.87 725.00 1,923.74

1998 61 1,855.89 330.87 906.37 725.00 1,962.24

1999 61 1,849.84 330.87 906.37 725.00 1,962.24

2000 62 1,849.84 330.87 906.37 679.80 1,917.04

2001 63 1,959.84 322.90 961.46 691.05 1,975.41

2002 63 2,194.84 322.90 961.46 691.50 1,975.86

2003 64 2,194.83 336.50 970.96 691.50 1,998.96

2004 64 2,194.83 336.50 970.96 691.50 1,998.96

2005 64 2,284.84 336.50 970.96 691.50 1,998.96

2006 64 2,332.69 334.55 922.37 666.62 1,923.54

2007 61 2,600.08 334.55 923.97 640.82 1,899.33

2008 63 2,812.58 334.55 940.28 782.64 2,057.46

2009 63 3,162.58 334.55 939.22 767.04 2,040.81

2010 63 3,192.33 334.55 939.22 767.04 2,040.81

2011 63 3,381.08 334.55 955.54 767.04 2,057.13

2012 64 3,479.08 337.88 955.54 767.04 2,060.46

2013 64 3,544.85 424.17 942.02 794.14 2,160.33

2014 66 3,518.85 531.04 1,039.80 794.14 2,364.98

Líneas de Transmisión por Niveles de Voltaje (kms)Año


77

Anexo No. 8 Pérdidas de Energía Eléctrica (%)

Período 2004 – 2014


SIN SAN

2004 29.87 35.07 2.03

2005 28.78 41.45 2.05

2006 26.79 36.28 2.00

2007 26.75 32.77 2.44

2008 25.07 36.46 2.07

2009 24.41 39.46 1.95

2010 23.28 44.05 2.29

2011 21.96 43.18 2.14

2012 20.86 38.44 2.46

2013 20.71 40.60 2.41

2014 21.07 32.20 2.43

TransmisiónDistribución

Año


78

Anexo No. 9 Ventas de Energía por Bloques de Consumo (GWh) - SIN

Periodo 1991 – 2014


Residencial Comercio Industrial Otros Total SIN

1991 399.77 216.71 255.64 216.83 1,088.94 5.61 1,094.55

1992 432.21 230.12 232.74 223.82 1,118.89 6.61 1,125.49

1993 439.86 246.51 200.98 229.30 1,116.65 7.80 1,124.45

1994 399.88 244.48 209.91 226.14 1,080.41 8.65 1,089.06

1995 403.54 265.40 228.15 216.86 1,113.94 15.81 1,129.76

1996 421.71 291.18 257.17 225.54 1,195.60 9.14 1,204.73

1997 459.53 335.84 285.29 271.53 1,352.19 9.71 1,361.90

1998 450.76 360.60 305.85 265.01 1,382.23 11.44 1,393.67

1999 460.21 398.81 333.94 273.40 1,466.37 14.76 1,481.13

2000 451.72 421.32 336.88 290.11 1,500.03 13.80 1,513.83

2001 461.07 449.50 351.91 298.88 1,561.35 15.99 1,577.34

2002 474.31 479.83 409.60 291.96 1,655.70 16.98 1,672.68

2003 514.78 496.77 430.25 304.99 1,746.79 16.91 1,763.71

2004 558.90 525.65 435.92 323.11 1,843.59 21.07 1,864.66

2005 600.37 554.93 458.23 332.25 1,945.78 21.58 1,967.37

2006 640.29 583.40 495.74 331.94 2,051.36 26.06 2,077.43

2007 658.73 587.18 518.58 330.71 2,095.21 28.14 2,123.34

2008 705.58 601.32 577.39 344.63 2,228.93 29.28 2,258.20

2009 756.46 615.89 545.63 379.37 2,297.35 24.88 2,322.23

2010 822.91 644.08 609.90 375.72 2,452.60 24.12 2,476.72

2011 896.77 664.50 660.34 399.45 2,621.06 25.67 2,646.72

2012 968.39 690.39 713.69 429.99 2,802.47 28.72 2,831.19

2013 1,017.41 725.56 732.79 444.19 2,919.94 30.41 2,950.35

2014 1,048.54 746.23 770.58 482.49 3,047.84 34.52 3,082.36

Sistema Interconectado Nacional Sist. Aislado

Nacional

Total

NacionalAño


79

Anexo 10 Clientes por Bloques de Consumo al Mes de diciembre 2014

Periodo 1991 – 2014


Uso de Redes. Se refiere a los Grandes Consumidores que usan las redes de distribución para el transporte de energía que compran a los generadores.

Residencial Comercio Industrial Otros Total SIN

1991 286,111 12,034 2,854 2,433 303,432 8,581 312,013

1992 303,810 13,131 3,083 2,431 322,455 8,863 331,318

1993 329,993 14,546 3,347 2,342 350,228 9,480 359,708

1994 344,916 14,969 3,646 2,333 365,864 9,861 375,725

1995 359,114 15,679 3,863 2,402 381,058 2,960 384,018

1996 371,207 16,208 4,073 2,412 393,900 3,103 397,003

1997 388,649 17,336 4,274 2,571 412,830 3,271 416,101

1998 398,177 17,572 4,311 2,509 422,569 7,471 430,040

1999 401,695 18,954 4,482 2,890 428,021 11,778 439,799

2000 412,473 20,146 4,677 2,789 440,085 11,091 451,176

2001 429,327 22,021 5,207 3,716 460,271 13,060 473,331

2002 416,218 21,884 4,507 1,323 443,932 13,255 457,187

2003 461,450 27,301 4,677 1,637 495,065 13,458 508,523

2004 509,270 30,526 4,948 1,738 546,482 16,203 562,685

2005 542,005 33,135 5,308 1,896 582,344 15,718 598,062

2006 563,033 36,387 5,291 1,931 606,642 17,217 623,859

2007 597,182 39,087 5,545 2,010 643,824 18,656 662,480

2008 634,354 39,512 5,897 2,298 682,061 19,717 701,778

2009 664,833 46,281 6,508 2,406 720,028 16,469 736,497

2010 757,380 47,644 6,821 2,525 814,370 16,504 830,874

2011 804,735 49,665 7,107 2,677 864,184 17,981 882,165

2012 840,669 51,330 7,225 2,879 902,103 18,223 920,326

2013 876,626 52,840 7,388 2,961 939,815 19,107 958,922

2014 917,560 53,687 7,514 3,121 981,882 22,054 1003,936

AñoSistema Interconectado Nacional Sist. Aislado

NacionalTotal Nacional


80

Anexo 11 Precios Promedios por Bloques de Consumo (SIN + Aislado)

(US$/kWh)

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Notas:

El bloque de alumbrado público, se refiere a circuitos exclusivos (Parques, Plazas, Canchas, Monumentos, etc.)

Uso de redes. Se refiere a los grandes consumidores que usan las redes de distribución para el transporte de energía que compran a los generadores.

Residencial Comercio Industrial

1991 0.07224 0.10046 0.06719 0.06962 0.07103 0.06961

1992 0.08615 0.10020 0.07846 0.08041 0.07878 0.08038

1993 0.09412 0.10154 0.07830 0.08400 0.08706 0.08405

1994 0.08914 0.09910 0.07391 0.07965 0.08509 0.07972

1995 0.09353 0.10907 0.08204 0.08712 0.08780 0.08713

1996 0.09653 0.11649 0.08975 0.09435 0.09481 0.09436

1997 0.10315 0.12302 0.09211 0.09870 0.09876 0.09871

1998 0.11115 0.13279 0.10095 0.11054 0.13900 0.11077

1999 0.11913 0.12975 0.10240 0.11219 0.13627 0.11243

2000 0.11020 0.12969 0.10237 0.11018 0.14870 0.11053

2001 0.10687 0.12833 0.10088 0.10847 0.14781 0.10892

2002 0.11245 0.13481 0.10445 0.11474 0.14795 0.11509

2003 0.11792 0.14163 0.10743 0.12005 0.16556 0.12017

2004 0.11875 0.14271 0.11053 0.12256 0.01575 0.16231 0.12304

2005 0.12061 0.14787 0.11514 0.12644 0.01436 0.16055 0.12684

2006 0.14665 0.18531 0.14374 0.15642 0.01544 0.18319 0.15594

2007 0.15265 0.19533 0.14953 0.16368 0.01557 0.19005 0.16324

2008 0.18633 0.24308 0.18630 0.19968 0.01740 0.19784 0.19965

2009 0.16126 0.21057 0.16336 0.17415 0.01840 0.18675 0.17429

2010 0.18211 0.23785 0.18209 0.19641 0.01929 0.18804 0.19632

2011 0.22306 0.29440 0.22788 0.24160 0.02188 0.19926 0.24117

2012 0.22947 0.29695 0.22717 0.24462 0.02200 0.19766 0.24376

2013 0.22985 0.27402 0.22896 0.24341 0.02413 0.19818 0.24293

2014 0.22361 0.26541 0.22169 0.23538 0.02527 0.19954 0.23496

Promedio

Nacional Año

Sistema Interconectado Nacional Promedio SIN Uso de Red

Sist. Aislado

Nacional


81

Anexo 12 Consumo Promedio por Bloques de Consumo (SIN + Aislado)

(MWh/Cliente)


El bloque de alumbrado público, se refiere a circuitos exclusivos (Parques, Plazas, Canchas, Monumentos, etc.)

Residencial Comercio Industrial Total SIN

1991 1,376.21 18,008.04 89,572.46 3,568.92 1,289.57 3,508.04

1992 1,396.65 17,524.67 75,490.82 3,445.41 1,468.21 3,397.02

1993 1,303.66 16,947.06 60,047.77 3,160.78 1,658.21 3,126.01

1994 1,133.04 16,332.54 57,573.26 2,928.24 1,770.36 2,898.56

1995 1,131.39 17,216.79 59,444.25 2,923.29 2,702.94 2,941.93

1996 1,124.44 17,965.12 63,139.39 3,035.28 2,944.53 3,034.57

1997 1,172.50 19,372.49 66,750.43 3,275.41 2,969.45 3,273.01

1998 1,122.77 20,521.08 70,947.08 3,271.01 1,531.06 3,240.79

1999 1,135.90 21,041.07 74,507.40 3,425.92 1,253.03 3,367.73

2000 1,080.36 20,913.53 72,029.22 3,408.44 1,244.01 3,355.30

2001 1,062.29 20,412.11 67,583.48 3,392.25 1,224.07 3,332.43

2002 1,128.27 21,925.95 79,362.58 3,729.61 1,281.40 3,658.63

2003 1,113.86 18,104.95 75,912.78 3,528.73 1,252.57 3,468.29

2004 1,095.96 16,985.84 68,212.00 3,373.57 1,300.47 3,313.86

2005 1,106.31 16,533.41 68,483.19 3,341.30 1,373.27 3,289.57

2006 1,135.96 15,862.89 72,436.24 3,381.51 1,513.87 3,329.96

2007 1,101.02 15,052.78 78,953.34 3,254.36 1,508.24 3,205.14

2008 1,110.92 15,244.77 84,921.35 3,267.93 1,484.84 3,217.83

2009 1,141.30 13,370.76 79,090.73 3,190.64 1,510.48 3,153.07

2010 1,091.84 13,545.49 85,190.64 3,011.66 1,461.17 2,980.86

2011 1,122.15 13,322.07 88,675.66 3,032.98 1,427.44 3,000.26

2012 1,166.22 13,488.06 95,056.78 3,106.59 1,576.20 3,076.29

2013 1,174.00 13,872.12 95,984.68 3,106.93 1,591.37 3,076.74

2014 1,154.80 14,033.74 99,230.13 3,104.08 1,565.05 3,070.27

AñoSistema Interconectado Nacional Sist. Aislado

NacionalTotal Nacional


82

Anexo 13


Anexo 14



83

Anexo 15


Anexo 16



84

Anexo 17


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