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Urgencia de una ley electrica
 

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Presentación del Sr. Ricardo Trujillo Molina, MSc EE en la Mesa Redonda: Desarrollo Energético de Costa Rica: 2012, organizada por el Capítulo de Aplicaciones Industriales, IAS, de la Sección ...

Presentación del Sr. Ricardo Trujillo Molina, MSc EE en la Mesa Redonda: Desarrollo Energético de Costa Rica: 2012, organizada por el Capítulo de Aplicaciones Industriales, IAS, de la Sección Costa Rica, IEEE, el 24 de abril de 2012.

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    Urgencia de una ley electrica Urgencia de una ley electrica Presentation Transcript

    • La Ley General Eléctrica es una verdadera Urgencia Nacional Ricardo Trujillo MolinaMáster en Ciencias de la Ingeniería EléctricaUniversidad de California en Santa Bárbara Ex Candidato a diputado por el ML
    • Agenda• El modelo eléctrico actual: éxito, limitaciones agotamiento, distorsiones y aberraciones.• Incremento sostenido de las tarifas a partir del año 2000 y su impacto inflacionario: explicaciones y justificaciones• Aberración tarifaria vigente:• Tendencias en la demanda eléctrica y su impacto en la creación de empleo servicios• Problemática de la matriz eléctrica actual con recursos renovables
    • Agenda• Proyectos hidroeléctricos del ICE con sus altos costos y limitaciones inherentes• Tendencias regionales hacia similar cobertura y hacia una reducción de costos con recursos renovables.• Nuevas tecnologías para la generación base a un bajo costo y con baja contaminación.• Ley de Contingencia Eléctrica para el ICE• Ley General Eléctrica y sus beneficios al abonado y a la industria en general
    • El modelo eléctrico actual1) Le corresponde al ICE la responsabilidad de suplir la demanda eléctrica, o sea, el determinar la potencia de generación y reservas adecuadas para suplir la energía requerida en todo momento y a futuro2) A la ARESEP, la fijación de tarifas bajo el principio de generación y distribución al costo, mas un rédito para la expansión de las redes, en cumplimiento al principio de solidaridad, para así brindarle el servicio al 100% de la población.
    • Periodo estabilidad en tarifas 79-02 Gráfico Nº 3 Ingreso de ICELEC: Tarifa promedio anual por KWh Plantas 1979-2000 Privadas colones de 1995 Ley 7200 25 20 15colones 10 5 0 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 años tarifa promedio tarifa residencial tarifa general tarifa industrial
    • Limitaciones del modelo cerrado• La producción de energía tiene que ser igual a la demanda en todo momento, y para ello está controlada por un centro de despacho de energía del ICE, lo cual implica que a falta de un mercado regional abierto para la exportación de excedentes, existe un desaprovechamiento de la capacidad de potencia máxima hidroeléctrica en la temporada lluviosa, y el uso intensivo de la generación térmica con combustible fósil en meses secos.
    • El modelo eléctrico actual (P = 230KV x I @ 60 Hz) No permite la expansión de la CNFL Coope Centro Generación y Demanda a Control ICE tasas de crecimiento mayores ICE ESPH JASEC al 2 o 3 % anual V D Corriente Variable E E Plantas R MI.C.E. Otros Térmicas A frecuencia y A A N Voltajes fijos (calidad) N D O A Generación Líneas de Transmisión DistribuciónICE, Coop Elec Sin Competencia Alto Voltaje ESP y Privados Alguna. Se respetan Monopolio del ICESin Competencia Zonas territoriales
    • Índices de Cobertura Eléctrica en C.A. Para finales 2011 Cifras de CEPAL Belize Guatemala 85,3% El Salvador 92,0% Honduras 82,0% Nicaragua 75,0% Costa Rica 99,6% Panamá 91,0%
    • Éxito y dificultades del modelo actual• Se logró expandir la cobertura del sistema eléctrico nacional a prácticamente el 100% de la población a lo largo y ancho del territorio• El rédito para solidaridad en la distribución no está siendo ya mas utilizado en la expansión de las redes y del servicio, pues ya se alcanzo el100%, sino que esta siendo desviado hacia otros fines, lo cual mantiene la tendencia al alza tarifaria.• La falta de competencia y apertura total en la generación eléctrica, así como la auto restricción al uso de solo recursos renovables, está empujando la tarifa a niveles similares a los de nuestros vecinos, perdiendo la competitividad del país.
    • Resumen Situación Actual• Se ha alcanzado el 99.7 % de cobertura en servicio eléctrico a la población actual• Se ha alcanzado una capacidad total en generación de 2,400 MWatts de potencia y de 9,700 GWhora en energía anual generada, (demanda máxima diaria de 1,505 MW y producción energía diaria de 29,2 GWhora )• El consumo energético eléctrico anual por habitante es de 1,90 MWh (vs Panama = 1,88 MWh y Chile 3,2 MWh)
    • Sin embargo, ya ingresamos a un periodo de crisis a causa de: • Las tarifas eléctricas en colones, se han desestabilizado, y vienen creciendo desde el 2002, al ritmo vertiginoso de un 25% anual, convirtiéndose en el servicio publico con tarifa regulada de mas impacto en el índice de inflación anual. (17% en el 2009, según el BCCR)
    • 100 Colones Alza en Tarifa ¢ el KWhora Año 2011 Comercial del 200% en 9 años =1,85 % mensual 22,2 % anual ¢ 33 Colones el KWhora Año 2002
    • Tarifas de Generación Eléctrica Colones /KWh ( US$ 0,07 promedio) 50 40 30 20 10 0 ICE y CNFL Distribuc UsuariosHora Pico 46,5 46 43,1Hora Valle 38,1 37,7 35,4Hora Noche 32,4 32,1 30,1
    • Tarifas al abonado Colones/KWhora ICE Res Exceso 300KWh180 Tarifa Penalización Residencial ICE Comercial 3,000KWh160 CNFL Comercial140 Tarifas Comerciales Coopelesca Comercial120100 JASEC Commercial 80 ICE Resid. 200 KWh 60 CNFL Resd 200 KWh 40 CNFL Res. 200 KWh 20 Tarifas Residenciales Copelesca Res 200 KWh 0 ESPH Res 200 KWh
    • Desglose de Tarifa Comercial CNFL C100/KWatthora Generacion 35% Distribucion 57% Transmision 8%
    • Crecimiento de la facturación nacional en energía eléctrica a tarifa comercial Incremento Precio KWH Incremento• 2002 1,613 GWh XXX ¢ 33,40 XXX• 2003 1,774 9,9% ¢ 34,37 3%• 2004 1,922 8,3% ¢ 38,99 13%• 2005 2,068 7,6% ¢ 43,85 12 %• 2006 2,235 8,0% ¢ 49,98 14 %• 2007 2,440 9,2% ¢ 54,85 10 %• 2008 2,601 6,6% ¢ 64,75 18 %• 2009 2,692 3,5% ¢ 84,12 30 %• 2010 2,880 7,0% ¢112,00 33 %
    • Tendencias en Demanda EléctricaSector Servicios ( Hoteles, Datacentros, Edificios, Malles, comerciosGobierno ) crece al 9% anual, por el requerimiento de iluminacióndiurna, y fuerza motriz para la climatización de ambientes yalimentación de sistemas electrónicos. Por cada 10m2 de espacio,se genera un empleo de mediana o alta remuneración (forum, globalpark, etc). Cada nuevo empleo en esa área requiere de 4 a 5MWhora anuales. El CFIA ha aprobado 8.3 millones de m2 paraconstrucciones nuevas para servicios durante últimos 5 años.Sector Industrial crece al 3% anual, impulsado por la Agroindustriay sus requerimientos de refrigeración, a falta de maquinaria pesada.Sector Residencial crece al 3.5% anual, pero el promedio porresidencia permanece estable en 245 KWhora por mes, en granmedida por la mejor eficiencia en bombillos y electrodomésticos.Esto cambiaria drásticamente con la adopción de los carros híbridosy eléctricos, a razón de 15 KWhora diarios adicionales, 450 KWhoramensuales adicionales. ( Consumo promedio seria triplicado )
    • El sector que mas energía demanda ya no es el residencial, sino el de servicios, con una tasa de crecimiento anual del 9%, con tendencia a alcanzar los 6 TWhora para el 2020.GWatthora Demanda de Energia Electrica en 7000 Costa Rica por sectores Para finales del 6000 Para mediados 2013 la demanda del 2007 la electrica del demanda electrica sector servicios del sector 5000 habra superado a servicios supero a la del sector 4000 industrial 3000 Datos estimados 2000 para el ano 2011 de acuerdo 1000 a tasa promedio de 0 crecimiento 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Residencial 2720 2854 2951 3056 3183 3283 3344 3312 3355 3455 Servicios 1613 1774 1922 2068 2235 2440 2601 2692 2831 3100 Industrial 1861 1912 1950 2046 2240 2250 2206 2031 2088 2130
    • Disparadores de la demanda comercial eléctrica : Aire Acondicionado Refrigeración Iluminación Computación y a corto plazo será también : recarga de baterías en flota vehicular hibrida
    • Área Construcción por empleado STARTEK FORUM SANTA ANA3,300m2 /400 personas 68,521m2 / 5,950 personas8.25 m2 / empleo 11.5 m2 / empleo
    • Aprobación Planos CFIA 2008 Comercial + Turístico + Institucional + Salud = 26.48% Habitacional C omercial 48,32 21,18 Industrial Sanitario Agroindustrial Obras C omplementarias 7,85 Urbanístico0,08 5,61 Turístico 4,88 0,55 Institucional 2,92 2,89 Deportivas 0,97 1,86 2,89 Salud Religioso
    • Aprobación Planos CFIA 2011Comercial + Turístico + Institucional + Salud = 31.7%
    • Demanda Comercial 2010 = 33.3% COSTA RICA, S.E.N.: ABONADOS PROMEDIO, VENTAS EN UNIDADES FÍSICAS Y MONETARIAS CONSUMO POR ABONADO Y PRECIO PROMEDIO DEL KWh SEGÚN EMPRESA DISTRIBUIDORA POR SECTOR DE CONSUMO. ACUMULADO A DICIEMBRE DE 2010EMPRESA DISTRIBUIDORA RESIDENCIAL GENERAL INDUSTRIAL ALUMBRADO TOTALTOTALABONADOS 1.264.418 181.084 9.129 -- 1.454.631VENTAS EN MWh 3.355.094 2.831.728 2.088.242 220.216 8.495.280VENTAS EN MILES DE COLONES 238.144.801 247.563.276 143.470.057 18.452.450 647.630.584CONSUMO POR ABONADO (kWh) 221 1.303 19.062 -- 474PRECIO PROMEDIO POR kWh (¢) 70,98 87,42 68,70 83,79 76,23 US$ 0,139 US$ 0,135 US$ 0,171 US$ 0,149
    • Perdida de competitividad productivaEl equivalente de la tarifa actual del ICE en US$ ya excedió a las tarifaseléctricas promedio vigentes en los USA , a pesar de que es energía mas caraproducida en base a carbón y gas, transportados hasta la planta generadora
    • Recarga diaria de las baterías internas de losfuturos Automóviles Eléctricos = 15 KWhora Carga lenta a 120VAC Carga Rápida a 240 VAC Carga Veloz a 440VAC
    • Tendencias en Generación Eléctrica1) El ICE continua apostando a la hidroelectricidad en sus proyectos estrella a futuro, como son el Reventazón y el Diquis, con el cuento de que sus embalses permitirán la regulación plurianual de su vaciado, sustituyendo parte de la generación térmica, pero sin comprometerse a un valor estimado de la producción a futuro en Centavos de dólar por Kilovatio hora.2) La inversión privada esta prácticamente paralizada no solo por los topes en las leyes actuales, sino por la falta de un modelo tarifario que debió emitir la ARESEP hace mas de 10 años, y que ha congelado las tarifas de generación privada a valores muy por debajo del costo actual .3) La mayoria de los proyectos de generación de las cooperativas y empresas publicas son pequeñas plantas para el auto- consumo, y siguen siendo de operación estacional como las eólicas de la CNFL y CoopeSantos y las hidro a filo de agua.
    • Problemática de la Generación Térmica de alto costo marginal MWh Reales despachados del dia Viernes 1ro de Abril del 2011Térmico ARDESA Filo-ICE Geotérmico Otras Intercambio Eólico 1% 1% 7% 11% 35% 9,907 MWattshora 20% 25%
    • Patrón de Generación Optimo
    • Generación Térmica en Verano
    • Pero también….. en Invierno
    • Crecimiento de la potencia térmica en respaldo de la renovable en meses de verano
    • Costo Marginal estacional al 2025
    • Ubicación geográfica del PH Diquis
    • Proyecto Hidroelectrico Diquis (ICE)
    • Potencia 655MW Costo US$ 2072M ******US$3,163 por KW potenciaproductiva
    • Represa de enrrocado con cara de concreto. Altura : 172 metros
    • Estructura de costos del cemento
    • Transporte de materiales para la construcción de la represa durante por lo menos 5 anos
    • Túnel principal de 11 Km largo x 10 m diámetro perforado con brocas de diamante
    • Potencial altura hídrica ¿250 m? o ¿200m?
    • ¿ Caudal de operación suficiente?• Si el potencial de una hidroeléctrica es para efectos prácticos de 9 x Caudal x Altura y sabemos que el salto de aguas o la altura máxima aprovechable será de 200m, entonces se requiere un caudal de 333 metros cúbicos de agua por segundo para generar 600 MWatts. Pero el caudal anual promedio del rio General es de solo 182,3 m3/seg de acuerdo a la información que brinda el ICE.
    • Potencia instalada
    • Montos no contemplados• Sub estimación de presupuesto y/o alzas durante la obra = 25% = US$ 525 millones• Pago de intereses durante cinco años de la obra (asumiendo desembolsos de $518 /año y una tasa del 9% ) = US$ 700 millones• Intereses a pagar durante 20 años al 9% anual sobre (préstamo + intereses = US$ 3,290)= US$ 3,833 millones• Costo de la operación y mantenimiento = 1% anual sobre el total del capital invertido
    • Monto total del Proyecto• El monto total del proyecto podría alcanzar los US$ 7,641 millones, el cual tendría que pagarse con la producción anual de 3,050 GWhora durante 20 años con un costo inicial estimado en US$ 0,125 /KWhora.• Se asume que el factor de planta será del 60% de manera que la producción anual no podrá exceder a los 3,050 GWhora.
    • ¿Es confiable hoy día el ICE paracumplirnos a tiempo y en costo ?• Desgraciadamente los graves casos de corrupción relacionados con las grandes contrataciones del ICE siguen todavía en las instancias judiciales, y no hay ninguna garantía de que no vuelvan a ocurrir.• El ICE ha sido prácticamente incapaz de cumplir con los cronogramas de construcción propuestos, incidiendo con ello en alza de costos y por ende en tarifas
    • Grandes contratos con el estado y sus instituciones gran tentación y estimulo a la corrupción mayor costo de obrasBeneficio a testigo de Fiscalía retrasa juicio ICE - ALCATEL Lobo declarará contra ex mandatario Rodríguez a cambio de no ser acusado Portada La Nación 20 de Abril del 2010 Testigo Contra Rodríguez devolvió US $ 1,5 millones Portada La Nación 21 de Abril del 2010
    • Demoras + percances = alzas encostos en últimos proyectos del ICE• Construcción de planta Pirris tiene un 87,4% de avance• Pirrís generará la energía hídrica más cara del país (US$ 0.13/ KWh) ycostará un 30% más que el KWh promedio hidroeléctrico ($0.10/KWh)•Planta empezaría a operar en 2011, con 3 años de atraso y el doble delcosto inicial Pagina 4A La Nación , 19 de abril 2010
    • Generadoras Privadas se construyen a tiempo, son mas eficientes y producen a menor precio• Eólica Guanacaste con 49,5MW entro en operación 7 meses antes de lo previsto y producirá energía eléctrica a $ 0,097/KWh en verano y a US$ 0,038/KWh en la época lluviosa. Emplea a solo 26 personas y se construyo en apenas 20 meses
    • La Inversión privada es vital para complementar la capacidad en generación para el 2020, para masadelante y para exportar excedentes durante la época lluviosa• Pero para incentivar la inversión privada es necesario un marco legal que le garantice un mercado abierto, en contraste con el aval del estado y el monopsomio que han garantizado todas las inversiones del ICE
    • Tendencias en el mercado regional• Esta cambiando rápidamente de sistemas basados en generación térmica, hacia sistemas con recursos renovables y con no renovables de mas bajo costo que los derivados del petróleo ( gas natural y carbón mineral ) (+ competitivos)• Sus mercados internos están rápidamente siendo atendidos por pequeñas centrales de bajo costo, y la cobertura poblacional expandiéndose hacia el 90% (+ competitivos)
    • ISTMO CENTROAMERICANO: LAS FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA Y EL CUMPLIMIENTO DE LA ESTRATEGIA Informe de la CEPAL LC/MEX/L.953 del 22 de diciembre de 2009• Las cifras anteriores significan que, entre 2009 y 2011, los países centroamericanos incorporarán 1.527 MegaWatts de energía renovable,con inversiones de alrededor de US$ 3.400 millones de dólares.• Guatemala con 8 Hidroeléctricas (384MW)• Honduras con 2 Hidroeléctricas (250MW) + eolicas• Nicaragua con Geotérmicas, Hidroeléctricas y Eolicas• Panamá 15 Hidroeléctricas en construcción (597MW) + otras concesiones ( 821 MWatts)
    • Documento disponible enwww.grupoice.com/wps/portal/gice/elect_hubBajo el titulo de Proyectos Energéticos
    • La “biblia” en Turbinas de Gas
    • Contaminación Atmosférica de CO2• Una planta de 570 Mwatts libera 1,661 MTons por año = 4,552 Tons/dia x 500m3/Ton = 2,27 Mm3 por día• Un ser humano exhala 0,018 M3/hora= 0,432 m3/día, de manera que todo C.R. contamina x 5 millones = 2,16 Mm3 por día• CONCLUSION: Una Planta 570 MW de GNCC es tan contaminante de CO2 a la atmosfera, como lo es la población de CR por el simple hecho de respirar y exhalar.
    • Análisis de Rentabilidad de una TGCC• Analisis de Rentabilidad de una Turbina de Gas en ciclo combinado con capacidad de 600 Megavatios de Potencia maxima y con un precio de generacion a razon de US$ 0,065 el Kilovatio hora.• Conclusion: rentabilidad asegurada siempre que el precio del gas natural no exceda a los US$ 6,00 el MMBTU puesto en la planta.
    • Precio USA del Gas NaturalDurante los últimos tres años, el MMBTUse ha cotizado por debajo de los $ 7,00 Precio Actual = US$ 1,908En el ultimo año, por debajo de los $ 4,50
    • Costos estimados de las Plantas TGCC
    • Calculo de Rentabilidad de una TGCCInitial Data Variable Value Name or Formula Capacity, kW 600.000 cap Capital cost, $/kW 600 costkw Useful life, years 20 life Capacity factor 85% capfac Maintenance cost, $ 12.000.000 maint Heat rate, BTU/kWh 9.000 heatrate Interest rate 8% intrate Electricty price, $/kWh 0,065 priceKey Intermediate Calculations Construction cost, $ 360.000.000 capcost = cap*costkw Effective capacity, kW 510.000 effcap = cap*capfac Hours per year 8.760 hours = 365*24 Generation, kWh per year 4.467.600.000 kwh = effcap*hours Annual revenue, $ 290.394.000 rev = kwh*price Fuel required, million BTU 40.208.400 fuel = kwh*heatrate/1000000Fuel Cost Scenarios Low Middle High Price per mcf, $ 6,00 7,00 8,00 gasprice Annual cost of fuel, $ 241.250.400 281.458.800 321.667.200 fuelcost = fuel*gasprice
    • Comparativo de Gastos e Ingresos : Diquis vs TGCCSupuestos 600 MW con 0,6 y 0,94 uso plantasUtilidades de 3 y 2 centavos dólar por KWh generadoAmortización a inversión de $8M mensuales 3000 2500Millones $$$$ 2000 1500 1000 500 0 1 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351 Meses
    • El modelo eléctrico Ley Contingencia o Ley Parche de la Admon. Chinchilla Coloca al MINAET Como el ente Rector del Sector Mantiene yEleva los actuales Deja al Centro de despacho fortalece losTopes de Generación De Energía dentro del ICE Feudos dePrivada del 15% al 25% Distribución Mantiene el monopolio de la AutorizandoIntroduce competencia entre transmisión en el ICE, y además les proyectosGeneradores privados, pero le concede la planificación De genera-Excluye al ICE y a sus eléctrica nacional y la operación cion hastaPlantas de esa competencia y despacho ante el MER 100MW Generación Transmisión Distribución
    • Página No. 73 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO I: GENERALIDADES Objetivo general Establecer mecanismos que permitan atender, en el corto y mediano plazo, la creciente demanda deLey General de Electricidad electricidad a partir de fuentes renovables. MINAET
    • Página No. 74 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO II: FORTALECIMIENTO DE LAS ENTIDADES DEL SUBSECTOR Creación del Sector Energía y Rectoría.  Se crea el Sector Energía.  Se establece la Rectoría  Se crea por ley la Secretaria Ejecutiva de Planificación para fortalecer su capacidad de planificación.  El Rector será el responsable de la planificación energética nacional.Ley General de Electricidad Planificación eléctrica.  El ICE realiza la planificación eléctrica nacional con base en lineamientos, objetivos y metas del Plan Nacional de Energía y Plan Nacional de Desarrollo.  El plan de desarrollo eléctrico y sus ajustes son evaluados, aprobados por el Rector  El rector incorpora el plan aprobado en el PNE. MINAET
    • Página No. 75 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO II: FORTALECIMIENTO DE LAS ENTIDADES DEL SUBSECTOR Otorgamiento de concesiones de agua para generar.  El ICE y sus empresas podrán hacer uso del agua y aprovechar las fuerzas hidráulicas  Deberán informar al Registro Nacional de Concesiones  Todas las empresas de generación eléctrica que hagan uso del recurso hídrico deberán cancelar el canon .Ley General de Electricidad Declaratoria de interés público de los proyectos.  Se declaran de interés público y conveniencia nacional los proyectos de generación, transmisión y distribución que se encuentren en el PNE.  Se dará prioridad a los trámites y gestiones necesarias para el adecuado desarrollo de estos proyectos. MINAET
    • Página No. 76 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO III: REFORMAS 1. Ley Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, N° 8345.  Para igualar las condiciones de endeudamiento de JASEC y ESPH a las del ICE y sus empresas.  Permitir desarrollo conjunto de proyectos de hasta 100 MW y vender excedentes al ICELey General de Electricidad 2. Ratificación y adición del Contrato Eléctrico Ley N° 2 del 08 de abril de 1941, modificado por las Leyes N° 4197 del 20 de setiembre de 1968 y Ley N° 4977 del 19 de mayo de 1972.  Para garantiza el trabajo futuro de la CNFL y ampliar plazos del Contrato  Igualar condiciones de concesión de servicio público a las de ICE, JASEC y ESPH MINAET
    • Página No. 77 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO III: REFORMAS 3. Modificación de los artículos 2, 7 y 14 de la Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, N° 7200.  Se incrementa el porcentaje de participación de la Ley 7200 del 15% al 25%.Ley General de Electricidad  Se incrementa la participación privada total del 30% al 40%.  Se eleva el tamaño de las plantas de la ley 7200, capítulo I de 20MW a 30 MW. MINAET
    • Página No. 78 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO IV: GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y EFICIENCIA ENERGÉTICA Generación distribuida de pequeña escala.  Todas las personas físicas o jurídicas pueden desarrollar proyectos  Solo energía renovables  Para autoconsumo y entrega de excedentes a la red  No se requiere concesión de servicio  Interconexión a bajo voltaje (110-220 voltios)Ley General de Electricidad Generación distribuida de mediana escala.  Todas las personas físicas o jurídicas pueden desarrollar proyectos  Solo energía renovables  Máximo 2.000 kW por instalación  Que en su conjunto no sobrepase el 10% de la demanda de la empresa. MINAET
    • Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO IV: GENERACIÓN DISTRIBUIDA Y EFICIENCIA Página No. 79 ENERGÉTICA Obligación de acceso y desarrollo de proyectos de generación distribuida.  Las empresas distribuidoras tienen la obligación de proporcionar acceso a la red.  Los costos de estos programas deberán ser incorporados en las tarifas que establezca ARESEP.  La ARESEP establecerá los precios de compra-ventaLey General de Electricidad Programas de eficiencia energética.  Distribuidoras deben desarrollar programas de eficiencia energética.  Los costos de estos programas deberán ser incorporados en las tarifas que establezca ARESEP. MINAET
    • Página No. 80 Ley de Contingencia Eléctrica CAPÍTULO V: MERCADO REGIONAL Acceso al MER.  Las empresas generadoras nacionales podrán entregar excedentes al MER  Cumpliendo previamente con compromisos locales  Generación con energías renovablesLey General de Electricidad  Bajo reglamentación de ARESEP  Se autoriza al Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), que dependerá de la gerencia del ICE, para actuar como ente operador nacional para estos efectos. MINAET
    • Urgencia para cambio de modelo• En Generación. El modelo solidario original en el logro de la satisfacción de la demanda, no puede seguir financiando ad-eternum, la eterna expansión de la capacidad en generación, y en mayor beneficio del sector servicios.• En Distribución. El modelo solidario para universalizar el servicio eléctrico es una meta cumplida con 99.8% de cobertura, y no debería ser perpetuado, pues solo podría servir para incrementar las utilidades y monopolio regional de las distribuidoras eléctricas.
    • El modelo eléctrico abierto y en competencia Proyecto Ley 17666 ( Admon. Arias ) Distribuidoras Se disputan grandes Clientes GeneraciónEn total competencia Distribución En total competenciaContratos a largo plazo Transmisión Se permite la trasgresiónCon distribuidoras y ICE, EPR y Territorial y se introducenEn mercado “spot” con Otros a futuro Comercializadores y distri-Despacho transparente buidores virtuales
    • La Inversión privada es vital para complementar la capacidad engeneración para el 2020, en especialpara generar en meses secos y para exportar excedentes durante la época lluviosa• Pero para incentivar la inversión privada es necesario un marco legal que le garantice un mercado abierto, en contraste con el aval del estado y el monopsomio que han garantizado todas las inversiones del ICE
    • Garantías para la inversión privada • La LGE establece un marco de garantías para incentivar los altos montos de inversión que se requieren para generación eléctrica, los cuales han sido estimados conservadoramente en 1,000 MW x $4,000,000/MW = CUATRO MIL MILLONES DE DOLARES en una década La garantía mas importante es la de establecer un mercado abierto nacional y centroamericano para que el generador eléctrico tenga adonde colocar su producción de energía, y se decida a invertir sin temor alguno en Costa Rica.
    • Garantías para el abonado eléctrico• El gran consumidor del Sector industrial y de servicios podar comprar su energía mediante concurso competitivo y cierre de un contrato bilateral con la generadora.• El sector residencial seguirá siendo abonado minorista de las empresas distribuidoras, pero se beneficiara de la estabilidad de las tarifas, a consecuencia de las compras de energía mediante concurso competitivo que harán las distribuidoras.