El documento argumenta que existe una urgente necesidad de una nueva Ley General Eléctrica en Costa Rica. Actualmente, el modelo eléctrico ha alcanzado el 99.7% de cobertura pero las tarifas eléctricas han crecido a un ritmo vertiginoso del 25% anual desde el 2002, impactando la inflación. Se necesita promover más competencia en generación, permitir el uso de más recursos renovables y nuevas tecnologías para generar electricidad a bajo costo y con menor contaminación.

1. La Ley General Eléctrica
es una verdadera
Urgencia Nacional
Ricardo Trujillo Molina
Máster en Ciencias de la Ingeniería Eléctrica
Universidad de California en Santa Bárbara
Ex Candidato a diputado por el ML

2. 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

3. 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

4. El modelo eléctrico actual
1) Le corresponde al ICE la responsabilidad de
suplir la demanda eléctrica, o sea, el
determinar la potencia de generación y
reservas adecuadas para suplir la energía
requerida en todo momento y a futuro
2) A la ARESEP, la fijación de tarifas bajo el
principio de generación y distribución al
costo, mas un rédito para la expansión de
las redes, en cumplimiento al principio de
solidaridad, para así brindarle el servicio al
100% de la población.

5. 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
15
colones
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

6. 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.

7. 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 M
I.C.E. Otros Térmicas A frecuencia y A
A N
Voltajes fijos (calidad) N D
O A
Generación
Líneas de Transmisión Distribución
ICE, Coop Elec Sin Competencia
Alto Voltaje
ESP y Privados Alguna. Se respetan
Monopolio del ICE
Sin Competencia Zonas territoriales

8. 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%

9. 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.

10. 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)

11. 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)

12. 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

16. Tarifas de Generación Eléctrica
Colones /KWh ( US$ 0,07 promedio)
50
40
30
20
10
0 ICE y CNFL Distribuc Usuarios
Hora Pico 46,5 46 43,1
Hora Valle 38,1 37,7 35,4
Hora Noche 32,4 32,1 30,1

17. Tarifas al abonado Colones/KWhora
ICE Res Exceso 300KWh
180 Tarifa Penalización Residencial
ICE Comercial 3,000KWh
160
CNFL Comercial
140
Tarifas Comerciales
Coopelesca Comercial
120
100 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

18. Desglose de Tarifa
Comercial CNFL
C100/KWatthora
Generacion
35%
Distribucion
57%
Transmision
8%

19. 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 %

20. Tendencias en Demanda Eléctrica
Sector Servicios ( Hoteles, Datacentros, Edificios, Malles, comercios
Gobierno ) crece al 9% anual, por el requerimiento de iluminación
diurna, y fuerza motriz para la climatización de ambientes y
alimentación de sistemas electrónicos. Por cada 10m2 de espacio,
se genera un empleo de mediana o alta remuneración (forum, global
park, etc). Cada nuevo empleo en esa área requiere de 4 a 5
MWhora anuales. El CFIA ha aprobado 8.3 millones de m2 para
construcciones nuevas para servicios durante últimos 5 años.
Sector Industrial crece al 3% anual, impulsado por la Agroindustria
y sus requerimientos de refrigeración, a falta de maquinaria pesada.
Sector Residencial crece al 3.5% anual, pero el promedio por
residencia permanece estable en 245 KWhora por mes, en gran
medida por la mejor eficiencia en bombillos y electrodomésticos.
Esto cambiaria drásticamente con la adopción de los carros híbridos
y eléctricos, a razón de 15 KWhora diarios adicionales, 450 KWhora
mensuales adicionales. ( Consumo promedio seria triplicado )

21. 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

22. Disparadores de la demanda
comercial eléctrica :
Aire Acondicionado
Refrigeración
Iluminación
Computación
y a corto plazo será también :
recarga de baterías en flota
vehicular hibrida

23. Área Construcción por empleado
STARTEK FORUM SANTA ANA
3,300m2 /400 personas 68,521m2 / 5,950 personas
8.25 m2 / empleo 11.5 m2 / empleo

24. 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 Urbanístico
0,08 5,61 Turístico
4,88
0,55 Institucional
2,92
2,89 Deportivas
0,97
1,86 2,89
Salud
Religioso

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

26. Demanda Comercial 2010 = 33.3%
COSTA RICA, S.E.N.: ABONADOS PROMEDIO, VENTAS EN UNIDADES FÍSICAS Y MONETARIAS
CONSUMO POR ABONADO Y PRECIO PROMEDIO DEL KWh SEGÚN EMPRESA DISTRIBUIDORA
POR SECTOR DE CONSUMO. ACUMULADO A DICIEMBRE DE 2010
EMPRESA DISTRIBUIDORA RESIDENCIAL GENERAL INDUSTRIAL ALUMBRADO TOTAL
TOTAL
ABONADOS 1.264.418 181.084 9.129 -- 1.454.631
VENTAS EN MWh 3.355.094 2.831.728 2.088.242 220.216 8.495.280
VENTAS EN MILES DE COLONES 238.144.801 247.563.276 143.470.057 18.452.450 647.630.584
CONSUMO POR ABONADO (kWh) 221 1.303 19.062 -- 474
PRECIO PROMEDIO POR kWh (¢) 70,98 87,42 68,70 83,79 76,23
US$ 0,139 US$ 0,135
US$ 0,171 US$ 0,149

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

28. Recarga diaria de las baterías internas de los
futuros Automóviles Eléctricos = 15 KWhora
Carga lenta a 120VAC
Carga Rápida a 240 VAC
Carga Veloz a 440VAC

29. Tendencias en Generación Eléctrica
1) 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.

30. Problemática de la Generación
Térmica de alto costo marginal
MWh Reales despachados del dia Viernes 1ro de Abril del 2011
Térmico ARDESA Filo-ICE Geotérmico Otras Intercambio Eólico
1% 1%
7%
11%
35%
9,907 MWattshora
20%
25%

31. Patrón de Generación Optimo

32. Generación Térmica en Verano

33. Pero también….. en Invierno

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

38. Costo Marginal estacional al 2025

39. Ubicación geográfica del PH Diquis

40. Proyecto Hidroelectrico Diquis (ICE)

41. Potencia
655MW
Costo
US$
2072M
******
US$3,163
por KW
potencia
productiva

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

43. Estructura de costos del cemento

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

45. Túnel principal de 11 Km largo x 10 m diámetro
perforado con brocas de diamante

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

47. ¿ 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.

48. Potencia instalada

49. 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

50. 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.

51. ¿Es confiable hoy día el ICE para
cumplirnos a tiempo y en costo ?
• Desgraciadamente los graves casos de
corrupción relacionados con las grandes
contrataciones del ICE siguen todavía en
las instancias judiciales, y no hay ninguna
garantía de que no vuelvan a ocurrir.
• El ICE ha sido prácticamente incapaz de
cumplir con los cronogramas de
construcción propuestos, incidiendo con
ello en alza de costos y por ende en tarifas

52. Grandes contratos con el estado y
sus instituciones gran
tentación y estimulo a la corrupción
mayor costo de obras
Beneficio a testigo de Fiscalía retrasa juicio ICE - 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

53. Demoras + percances = alzas en
costos en últimos proyectos del ICE
• Construcción de planta Pirris tiene un 87,4% de avance
• Pirrís generará la energía hídrica más cara del país (US$ 0.13/ KWh) y
costará un 30% más que el KWh promedio hidroeléctrico ($0.10/KWh)
•Planta empezaría a operar en 2011, con 3 años de atraso y el doble del
costo inicial Pagina 4A La Nación , 19 de abril 2010

54. 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

55. La Inversión privada es vital para
complementar la capacidad en
generación para el 2020, para mas
adelante y para exportar excedentes
durante la época lluviosa
• Pero para incentivar la inversión privada es
necesario un marco legal que le garantice
un mercado abierto, en contraste con el
aval del estado y el monopsomio que han
garantizado todas las inversiones del ICE

56. 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)

57. 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)

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

59. La “biblia” en Turbinas de Gas

64. 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.

65. 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.

66. Precio USA del Gas Natural
Durante los últimos tres años, el MMBTU
se ha cotizado por debajo de los $ 7,00 Precio Actual = US$ 1,908
En el ultimo año, por debajo de los $ 4,50

67. Costos estimados de las Plantas TGCC

68. Calculo de Rentabilidad de una TGCC
Initial 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 price
Key Intermediate Calculations
Construction cost, $ 360.000.000 capcost = cap*costkw
Effective capacity, kW 510.000 effcap = cap*capfac
Hours per year 8.760 hours = 365*24
Generation, kWh per year 4.467.600.000 kwh = effcap*hours
Annual revenue, $ 290.394.000 rev = kwh*price
Fuel required, million BTU 40.208.400 fuel = kwh*heatrate/1000000
Fuel Cost Scenarios
Low Middle High
Price per mcf, $ 6,00 7,00 8,00 gasprice
Annual cost of fuel, $ 241.250.400 281.458.800 321.667.200 fuelcost = fuel*gasprice

69. Comparativo de Gastos e Ingresos : Diquis vs TGCC
Supuestos 600 MW con 0,6 y 0,94 uso plantas
Utilidades de 3 y 2 centavos dólar por KWh generado
Amortización a inversión de $8M mensuales
3000
2500
Millones $$$$
2000
1500
1000
500
0
1 26 51 76 101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351
Meses

70. El modelo eléctrico Ley Contingencia
o Ley Parche de la Admon. Chinchilla
Coloca al MINAET
Como el ente
Rector del Sector
Mantiene y
Eleva los actuales Deja al Centro de despacho fortalece los
Topes de Generación De Energía dentro del ICE Feudos de
Privada del 15% al 25% Distribución
Mantiene el monopolio de la Autorizando
Introduce competencia entre transmisión en el ICE, y además les proyectos
Generadores privados, pero le concede la planificación De genera-
Excluye al ICE y a sus eléctrica nacional y la operación cion hasta
Plantas de esa competencia y despacho ante el MER 100MW
Generación Transmisión Distribución

71. 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 de
Ley General de Electricidad
electricidad a partir de fuentes renovables.
MINAET

72. 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

73. 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

74. 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 ICE
Ley 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

75. 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

76. 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

77. 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-venta
Ley 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

78. 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 renovables
Ley 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

79. 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.

80. El modelo eléctrico abierto y en competencia
Proyecto Ley 17666 ( Admon. Arias )
Distribuidoras
Se disputan
grandes
Clientes
Generación
En total competencia Distribución
En total competencia
Contratos a largo plazo Transmisión Se permite la trasgresión
Con distribuidoras y ICE, EPR y Territorial y se introducen
En mercado “spot” con Otros a futuro Comercializadores y distri-
Despacho transparente buidores virtuales

81. La Inversión privada es vital para
complementar la capacidad en
generación para el 2020, en especial
para generar en meses secos y para
exportar excedentes durante la
época lluviosa
• Pero para incentivar la inversión privada es
necesario un marco legal que le garantice
un mercado abierto, en contraste con el
aval del estado y el monopsomio que han
garantizado todas las inversiones del ICE

82. 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.

83. 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.