ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO 2013 · Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional 2015 5 SIGLAS Y ABREVIATURAS ALBANISA Alba de Nicaragua, S.A. BCN Banco Central

ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO NACIONAL

2015

Julio 2016

Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional 2015

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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 Sistemas, Empresas y Plantas. ............... 10 1.2 Capacidad Instalada Nominal por Tipo de Fuente. ......................................................... 12 1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistemas, Empresas y Plantas. ................ 13 1.4 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Fuente ........................................................... 16

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

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistemas, Empresas y Planta. ...................................... 18 2.2 Generación Bruta por Tipo de Fuente. .............................................................................. 20 2.3 Generación Neta por Tipo de Sistemas, Empresas y Plantas. ..................................... 22 2.4 Generación Neta por Tipo de Fuente. ............................................................................... 25 2.5 Inyecciones Eléctricas al SIN .............................................................................................. 27 2.5.1 Despacho del Parque Generador ................................................................................... 27 2.5.2 Despacho del Parque Generador por Bloque Horario ................................................. 33

III.INSUMOS PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y RENDIMIENTO ..... 36

3.1 Insumos para la Generación de Electricidad. ................................................................... 36 3.2 Rendimiento por Tipo de Planta. ........................................................................................ 41

IV.IMPORTACION Y EXPORTACION, DEMANDA MAXIMA, MÍNIMA Y FACTOR DE CARGA ........................................................................................ 42

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta. ...................................................... 42 4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga. ............................................................... 43

V. TRANSMISIÓN ELECTRICA ......................................................................... 45

5.1 Capacidad Instalada del Sistema Nacional de Transmisión (SNT). ............................. 45 5.2 Pérdidas de Transmisión. .................................................................................................... 46

VI. MERCADO MAYORISTA NACIONAL ........................................................... 47

6.1 Precios de la Electricidad en el Mercado de Contratos .................................................. 47 6.2 Precios de la Electricidad en el Mercado de Ocasión ..................................................... 48

VII. DISTRIBUCION ELECTRICA ...................................................................... 51

7.1 Oferta Disponible. ................................................................................................................. 51 7.2 Ventas de Electricidad. ........................................................................................................ 51 7.2.1 Ventas de Electricidad por Agente de Mercado. .......................................................... 53 7.2.2 Ventas de Electricidad por Tipo de Tarifa. .................................................................... 54 7.2.3 Pérdidas de Distribución Eléctrica. ................................................................................. 57 7.3 Clientes Facturados a Nivel Nacional. ............................................................................... 57 7.3.1 Clientes Facturados por Agente de Mercado. .............................................................. 59 7.3.2 Clientes Facturados por Tipo de Tarifa. ......................................................................... 59 7.4 Precio y Consumo Promedio por Tipo de Tarifa en el SIN. ........................................... 61 ANEXOS .......................................................................................................... 63


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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 23 Gráfico No.8 Generación neta (GWh) por tipo de fuente 26 Gráfico No. 9 Inyecciones diarias de electricidad (MWh) por tipo de fuente 27 Gráfico No. 10 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora y tipo de fuente (MWh) 28 Gráfico No. 11 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora y tipo de fuente. Verano (MWh) 29 Gráfico No. 12 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora y tipo de fuente. Invierno (MWh) 30 Gráfico No. 13 Acumulado de Inyecciones eléctricas por hora y día de la semana (MWh) 31 Gráfico No. 14 Inyecciones diarias de electricidad 2013 – 2014 (MWh) 31 Gráfico No. 15 Acumulado de inyecciones eléctricas por bloque y tipo de fuente (MWh) 32 Gráfico No. 16 Acumulado de inyecciones eléctricas (MWh) en cada bloque horario 33 Gráfico No. 17 Acumulado de inyecciones eléctricas por bloque y fuente 2013 – 2014 (MWh) 34 Gráfico No. 18 Consumo mensual de fuel oil y diesel oil para generación de electricidad 38 Gráfico No. 19 Agentes del mercado que exportan electricidad en el mercado regional (MWh) 40 Gráfico No. 20 Importaciones y exportaciones de electricidad (MWh) 41 Gráfico No. 21 Demanda máxima, mínima (MW) y factor de carga (%) 42 Gráfico No. 22 Curva de pérdidas diarias de transmisión (MWh) 44 Gráfico No. 23 Precio monómico en el mercado de contratos (US$/MWh) 45 Gráfico No. 24 Precio monómico en el mercado de contratos 2014 – 2015 (US$/MWh) 46 Gráfico No. 25 Precios de electricidad en el mercado de ocasión (US$/MWh) 47 Gráfico No. 26 Precios de electricidad en el mercado de ocasión 2014 - 2015 (US$/MWh) 48 Gráfico No. 27 Venta de electricidad por agente económico (GWh) 51 Gráfico No. 28 Ventas de electricidad. Grandes consumidores (GWh) 52 Gráfico No. 29 Ventas de electricidad por tipo de tarifa (GWh) 53 Gráfico No. 30 Curva de pérdidas mensuales de distribución (MWh) 55 Gráfico No. 31 Clientes facturados por agente económico 57 Gráfico No. 32 Clientes facturados por tipo de tarifa 58 Gráfico No. 33 Precio y consumo promedio por tipo de tarifa 60

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 22 Tabla No. 8 Generación neta (GWh) por sistemas, empresas y plantas 24 Tabla No. 9 Generación neta (GWh) plantas ALBANISA 25 Tabla No. 10 Generación neta (GWh) por tipo de fuente 26 Tabla No. 11 Insumos para la generación de electricidad 36 Tabla No. 12 Resumen de insumos para la generación de electricidad 37 Tabla No. 13 Consumo de fuel oil y diesel oil, miles de galones/barriles 38 Tabla No. 14 Rendimientos por plantas del SIN y el SAN 39 Tabla No. 15 Importación y exportación de electricidad - MWh 41 Tabla No. 16 Demanda máxima, mínima y factor de carga 42 Tabla No. 17 Subestaciones, capacidad y líneas de transmisión 43 Tabla No. 18 Oferta disponible de electricidad (GWh) 49 Tabla No. 19 Ventas de electricidad (GWh), estructura y crecimiento 50


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Tabla No. 20 Ventas de electricidad por tipo de tarifa (GWh) 54 Tabla No. 21 Clientes facturados a diciembre, estructura y crecimiento 56 Tabla No. 22 Clientes facturados por tipo de tarifa 59 Tabla No. 23 Precio y consumo promedio por tipo de tarifa 60

ANEXOS Anexo No. 1 Capacidad nominal por tipo de fuente (MW) 1991 – 2014 62 Anexo No. 2 Capacidad efectiva por tipo de fuente (MW) 1991 – 2014 63 Anexo No. 3 Generación bruta de electricidad (GWh) 1991 – 2014 64 Anexo No. 4 Generación neta de electricidad (GWh) 1991 – 2014 65 Anexo No. 5 Consumo de combustibles para generación de electricidad 1991 – 2014 66 Anexo No. 6 Importación, Exportación, Demanda y Factor de Carga 1991 - 2014 67 Anexo No. 7 Subestaciones, Líneas de Transmisión y Capacidad 1991 – 2014 68 Anexo No. 8 Pérdidas eléctricas (%) 2004 – 2014 69 Anexo No. 9 Ventas de electricidad por tipo de tarifa (GWh) 1991 – 2014 70 Anexo No. 10 Clientes facturados por tipo de tarifa al mes de diciembre 1991 – 2014 71 Anexo No. 11 Precios promedios por tipo de tarifa (US$/kWh) 1991 – 2014 72 Anexo No. 12 Consumo promedio por tipo de tarifa (MWh/Cliente) 1991 – 2014 73 Anexo No. 13 Inyecciones diarias de electricidad de centrales hidroeléctricas (MWh). 74 Anexo No. 14 Inyecciones diarias de electricidad de centrales geotérmicas (MWh). 74 Anexo No. 15 Inyecciones diarias de electricidad de centrales eólicas (MWh). 75 Anexo No. 16 Inyecciones diarias de electricidad de ingenios azucareros (MWh). 75 Anexo No. 17 Inyecciones diarias de electricidad de centrales térmicas (MWh). 76 Anexo No. 18 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Lunes (MWh) 76 Anexo No. 19 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Martes (MWh) 77 Anexo No. 20 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Miércoles (MWh) 77 Anexo No. 21 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Jueves (MWh) 78 Anexo No. 22 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Viernes (MWh) 78 Anexo No. 23 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Sábado (MWh) 79 Anexo No. 24 Acumulado de inyecciones eléctricas por hora de los días Domingo (MWh) 79 Anexo No. 25 Niveles mensuales de embalse Apanás (msnm) 80 Anexo No. 26 Niveles mensuales de embalse Asturias (msnm) 80 Anexo No. 27 Niveles mensuales de embalse La Virgen (msnm) 81 Anexo No. 28 Niveles mensuales de embalse Hidropantasma (msnm) 81 Anexo No. 29 Niveles mensuales de embalse Larreynaga (msnm) 82 Anexo No. 30 Aportes naturales de embalse Apanás (10

3 m

3) 82

Anexo No. 31 Derrame de embalse Apanás (103 m

3) 83

Anexo No. 32 Aportes naturales de embalse Asturias (103 m

3) 83

Anexo No. 33 Derrame de embalse Asturias (103 m

3) 84

Anexo No. 34 Aportes naturales de embalse La Virgen (103 m

3) 84

Anexo No. 35 Derrame de embalse La Virgen (103 m

3) 85


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SIGLAS Y ABREVIATURAS

ALBANISA Alba de Nicaragua, S.A. BCN Banco Central de Nicaragua BID Banco Interamericano de Desarrollo CEPAL Comisión Económica para América Latina y el Caribe CENSA Corporación Eléctrica de Nicaragua S.A CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga DGE Dirección de Estudios Económicos y Tarifas DGPPE Dirección General de Políticas y Plantificación Energética DISNORTE Distribuidora de Electricidad del Norte DISSUR Distribuidora de Electricidad del Sur EEC Empresa Energética de Corinto EGOMSA Empresa Generadora de Ometepe S.A 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. IMR Ingenio Monte Rosa 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 MPC Momotombo Power Company MW Megavatio MWh Megavatio-hora NSEL Nicaragua Sugar Estate Limited PCP Puerto Cabezas Power PENSA Polaris Energy Nicaragua, S.A. RACCN Región Autónoma de la Costa Caribe Norte RACCS Región Autónoma de la Costa Caribe Sur SIN Sistema Interconectado Nacional SAN Sistema Aislado Nacional TPC Tipitapa Power Company TP Tichaná Power


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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 Solar 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 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:

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


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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.

g) Industria Turística: Comprende instalaciones de la Industria Hotelera con no menos de 15 unidades habitacionales para alojamiento, así como paradores de Nicaragua y parques de atracciones turísticas permanentes (parques temáticos).

h) Apoyo a la Industria Turística: Comprende Hospederías Menores, servicios de alimentos y bebidas; entretenimiento y centros nocturnos; centros de convenciones y marinas turísticas.

i) Bombeo Comunitario: Tarifa aplicada a los Comités de Agua Potable y Saneamiento que suministra agua mediante un sistema de mayor complejidad, operado por un Mini Acueductos por Bombeo Eléctrico (MABE)

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 MW en un periodo de tiempo. Demanda mínima: Se refiere a la menor potencia instantánea demandada por el sistema, registrada en MW en un período de tiempo. Factor de carga: Es el cociente entre la energía real generada por una central eléctrica durante un período de tiempo y la energía generada si hubiese trabajado a plena carga durante el mismo período. Generación Bruta: 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.


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Nodo de Interconexión: Es el nodo directamente vinculado con el punto de interconexión. 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 2015”. 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 2015. 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 Generación de Electricidad y Rendimiento IV: Importación y Exportación de Electricidad, Demanda Máxima, Mínima

y Factor de Carga VI: Transmisión Eléctrica VI: Mercado Mayorista Nacional VII: Distribución 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 Sistemas, Empresas y Plantas. En el mes de diciembre del año 2015, la capacidad instalada nominal en el país registró 1,346.07 MW, correspondiendo 1,330.58 MW (98.85%) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) y 15.49 MW (1.15%) al Sistema Aislado Nacional (SAN). El SIN y el SAN es conformado por empresas públicas y privadas. El SIN cuenta con 252.08 MW (18.73%) que corresponde a 7 plantas públicas y 1,078.50 MW (80.12%) que corresponde a 25 plantas privadas. Por otro lado, el SAN con 2.89 MW de capacidad (0.21%) en 6 plantas públicas que son propiedad de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) y 12.60 MW (0.94%) en 3 plantas privadas, propiedad de las empresas: Empresa Generadora Ometepe S.A, Puerto Cabezas Power y Tichaná Power. En forma general, de los 1,346.07 MW instalados a nivel nacional (incluye SIN Y SAN), 254.97 MW (18.94%) son de propiedad pública y 1,091.10 (81.06%) son empresas de propiedad privada. (Ver Gráfico No.1)

Gráfico No.1

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia.

La capacidad instalada nominal de diciembre 2015, tuvo un crecimiento neto de 17.50 MW respecto a diciembre 2014 (1,328.57 MW), con tasa creciente de 1.32%, debido a la instalación adicional en el SIN de 17.50 MW de la planta hidroeléctrica Larreynaga, propiedad de la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), la cual entró en operación comercial en marzo del 2015. (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 Momotombo Power Company (MPC), tiene la responsabilidad de la operación y mantenimiento del campo geotérmico Momotombo, propiedad de la empresa ENEL.

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

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

NOMINAL NOMINAL PARTICIP VARIACION VARIACION

dic-14 dic-15 % % MW

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL 1,313.08 1,330.58 98.85 1.33 17.50

EMPRESAS PÚBLICAS 234.58 252.08 18.73 7.46 17.50

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 226.80 244.30 18.15 7.72 17.50

Planta Centroamérica 50.00 50.00 3.72 - -

Planta Carlos Fonseca 54.40 54.40 4.04 - -

Planta Larreynaga - 17.50 1.30 - 17.50

Planta Managua 57.40 57.40 4.26 - -

Planta Las Brisas 65.00 65.00 4.83 - -

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) 6.40 6.40 0.48 - -

Generadora Fotovoltaica La Trinidad 1.38 1.38 0.10 - -

EMPRESAS PRIVADAS 1,078.50 1,078.50 80.12 - -

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.07 - -

Hidro Pantasma (HPA) 14.40 14.40 1.07 - -

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 330.80 330.80 24.57 - -

Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 291.20 291.20 21.63 - -

Planta Camilo Ortega Saavedra 39.60 39.60 2.94 - -

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 65.30 65.30 4.85 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 74.00 74.00 5.50 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 52.20 52.20 3.88 - -

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 106.00 106.00 7.87 - -

Planta Nicaragua 106.00 106.00 7.87 - -

Momotombo Power Company (MPC) 77.50 77.50 5.76 - -

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 77.00 77.00 5.72 - -

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 79.30 79.30 5.89 - -

Monte Rosa S.A. (IMR) 54.50 54.50 4.05 - -

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 63.00 63.00 4.68 - -

Blue Power & Energy S.A. 39.60 39.60 2.94 - -

Eolo de Nicaragua, S.A. 44.00 44.00 3.27 - -

SISTEMA AISLADO NACIONAL 15.49 15.49 1.15 - -

EMPRESAS PÚBLICAS 2.89 2.89 0.21 - -

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 2.89 2.89 0.21 - -

RACCN ( Waspam) 0.56 0.56 0.04 - -

RACCS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 2.33 2.33 0.17 - -

San Juan de Nicaragua)

EMPRESAS PRIVADAS 12.60 12.60 0.94 - -

Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 2.50 2.50 0.19 - -

Puerto Cabezas Power (PCP) 9.70 9.70 0.72 - -

Tichana Power (TP) 0.40 0.40 0.03 - -

TOTAL NACIONAL 1,328.57 1,346.07 100.00 1.32 17.50

AGENTES DEL MERCADO

CAPACIDAD INSTALADA NOMINAL -MW


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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 generación de electricidad en las distintas plantas, se observa que del total de 1,346.07 MW instalados, 732.59 MW (54.43%) están constituidos por el parque térmico que genera electricidad a base de fuel oil y diesel oil, el parque hidroeléctrico tiene 137.60 MW (10.22%), la capacidad instalada geotérmica es de 154.50 MW (11.48%), las plantas eólicas tienen una capacidad instada de 186.20 MW (13.83%), las plantas de biomasa que operan con bagazo de caña (ingenios azucareros) incorporan 133.80 MW (9.94%) 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 2015, se han instalado 296.48 MW en energía renovable, de los cuales 186.20 MW (62.80%) son plantas eólicas, 77.00 MW (25.97%) plantas geotérmicas, 31.90 MW (10.76%) plantas hidroeléctricas y 1.38 MW (0.47%) planta solar fotovoltaica.

NOMINAL NOMINAL PARTICIP VARIACION VARIACION


Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 330.80 330.80 24.60 - -

Hugo Chávez 60.00 60.00 4.46 - -

Che Guevara I (Tipitapa) 20.40 20.40 1.52 - -

Che Guevara II (Masaya) 20.40 20.40 1.52 - -

Che Guevara III (Managua) 20.40 20.40 1.52 - -

Che Guevara IV (Masaya) 20.40 20.40 1.52 - -

Che Guevara V (Masaya) 20.40 20.40 1.52 - -

Che Guevara VI (Nagarote) 13.60 13.60 1.01 - -

Che Guevara VII (Nagarote) 40.80 40.80 3.03 - -

Che Guevara VIII (León) 27.20 27.20 2.02 - -

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 47.60 47.60 3.54 - -

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 39.60 39.60 2.94 - -

AGENTES DEL MERCADO

CAPACIDAD INSTALADA NOMINAL -MW


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Gráfico No.2


1.3 Capacidad Instalada Efectiva por Tipo de Sistemas, Empresas y Plantas. La capacidad instalada efectiva en diciembre 2015, registró 1,088.39 MW, distribuidos entre el SIN con 1,075.48 MW (98.81%) y el SAN con 12.91 MW (1.19%). 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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Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. De 1,088.39 MW efectivo instalado, las empresas públicas figuran con 129.34 MW (11.86%) y las empresas privadas con 959.05 MW (88.14%). Respecto a diciembre 2014, la capacidad instalada efectiva total tuvo un crecimiento neto de 26.24 MW debido principalmente a: i) Incremento de 17.00 MW de capacidad instalada efectiva referente a la

entrada en operación de la planta hidroeléctrica Larreynaga. ii) Incremento de 14.00 MW de capacidad instalada efectiva del ingenio Monte

Rosa, con lo cual recupera la disminución que sufrió en el año 2014, por una reducción de los días de operación de su planta de producción de azúcar.

iii) Incremento de 0.60 MW en la planta Puerto Cabezas Power en el SAN, lo cual obedece a la disponibilidad de la misma 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 2014, éstas obedecen a la disponibilidad de las mismas en el año y a sus horas trabajadas. i) Disminuciones menores en la planta eólica Amayo I y II (2.10 MW) ii) Disminuciones menores de la capacidad efectiva en las plantas Momotombo

Power Company (0.50 MW) y Polaris Energy (2.76 MW). 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 en diciembre 2015 y la variación ocurrida en relación a diciembre 2014.


15

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



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


Durante el mes de diciembre 2015, la planta Las Brisas estuvo fuera por despacho.

EFECTIVA EFECTIVA PARTICIP VARIACION VARIACION





Planta Centroamérica 48.00 48.00 4.40 - -

Planta Carlos Fonseca 50.00 50.00 4.59 - -


Planta Managua 11.00 11.00 1.01 - -

Planta Las Brisas - - - - -

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

Generadora Fotovoltaica La Trinidad 1.00 1.00 0.09 - -

EMPRESAS PRIVADAS 939.84 948.48 87.16 0.92 8.64

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 0.90 0.90 0.08 - -

Hidro Pantasma (HPA) 13.00 13.00 1.19 - -

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 314.26 314.26 28.88 - -

Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 276.86 276.86 25.44 - -

Planta Camilo Ortega Saavedra 37.40 37.40 3.44 - -

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 60.90 60.90 5.60 - -

Empresa Energética Corinto (EEC) 70.50 70.50 6.48 - -

Tipitapa Power Company (TPC) 50.90 50.90 4.68 - -

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 100.00 100.00 9.19 - -

Planta Nicaragua 100.00 100.00 9.19 - -

Momotombo Power Company (MPC) 24.50 24.00 2.21 (2.04) (0.50)

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 57.12 54.36 4.99 (4.83) (2.76)

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 77.30 77.30 7.10 - -

Monte Rosa S.A. (IMR) 33.00 47.00 4.32 42.42 14.00

Consorcio Eólico S.A. (AMAYO) I y II 60.90 58.80 5.40 (3.45) (2.10)

Blue Power & Energy S.A. 39.60 39.60 3.64 - -

Eolo de Nicaragua, S.A. 36.96 36.96 3.40 - -

SISTEMA AISLADO NACIONAL 12.31 12.91 1.19 4.88 0.60

EMPRESAS PÚBLICAS 2.34 2.34 0.21 0.03 -

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 2.34 2.34 0.21 0.03 -

RACCN ( Waspam) 0.45 0.45 0.04 - -

RACCS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 1.89 1.89 0.17 0.03 -

San Juan de Nicaragua) - -


Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 2.35 2.35 0.22 - -

Puerto Cabezas Power (PCP) 7.40 8.00 0.74 8.11 0.60

Tichana Power (TP) 0.22 0.22 0.02 - -

TOTAL NACIONAL 1,062.15 1,088.39 100.00 2.47 26.24

AGENTES DEL MERCADO

CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA -MW


16

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 generación de electricidad en las distintas plantas, se observa que del total de 1,088.39 MW instalados efectivos, 582.85 MW (53.56%) están constituidos por el parque térmico que genera electricidad a base de fuel oil y diesel oil, el parque hidroeléctrico tiene 129.12 MW (11.86%), la capacidad instalada geotérmica es de 78.36 MW (7.20%), las plantas eólicas tienen una capacidad de 172.76 MW (15.87%) las plantas de biomasa que operan con bagazo de caña (ingenios azucareros) incorporan 124.30 MW (11.42%) y la planta solar fotovoltaica tiene 1.00 MW (0.09%). (Ver Gráfico No.4).

EFECTIVA EFECTIVA PARTICIP VARIACION VARIACION


Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 314.26 314.26 28.85 - -

Hugo Chávez 60.00 60.00 5.51 - -

Che Guevara I (Tipitapa) 19.20 19.20 1.76 - -

Che Guevara II (Masaya) 19.20 19.20 1.76 - -

Che Guevara III (Managua) 19.20 19.20 1.76 - -

Che Guevara IV (Masaya) 19.20 19.20 1.76 - -

Che Guevara V (Masaya) 18.60 18.60 1.71 - -

Che Guevara VI (Nagarote) 12.87 12.87 1.18 - -

Che Guevara VII (Nagarote) 38.00 38.00 3.49 - -

Che Guevara VIII (León) 25.27 25.27 2.32 - -

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 45.32 45.32 4.16 - -

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 37.40 37.40 3.44 - -

AGENTES DEL MERCADO

CAPACIDAD INSTALADA EFECTIVA -MW


17

Grafico No. 4



18

II.GENERACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA

2.1 Generación Bruta por Tipo de Sistemas, Empresas y Plantas. La generación bruta a nivel nacional, totalizó 4,585.21 GWh en 2015, el SIN aportó 4,530.58 GWh (98.82%) y el SAN generó 54.63 GWh (1.18%). En el SIN, las empresas públicas produjeron 283.73 GWh y las privadas 4,246.85 GWh. La generación de electricidad en el SAN se realizó de la siguiente forma, 7.96 GWh las empresas públicas y 46.67 GWh las privadas. A nivel nacional las plantas del sector público generaron 291.69 GWh, es decir 6.37% y las empresas privadas 4,293.52 GWh, es decir 93.63% de participación. (Ver Gráfico No. 5)

Grafico No. 5


La generación bruta a nivel nacional creció 146.76 GWh, es decir 3.31% con respecto al año 2014. El SIN creció un 3.32% correspondiendo a 145.73 GWh, para el caso de las empresas publicas disminuyeron en 82.31 GWh, sin embargo se presentó un significativo incremento de 228.04 GWh en las empresas privadas. En el SAN, tanto empresas públicas como privadas aumentaron su generación en 0.42 GWh y 0.61 GWh respectivamente. (Ver Tabla No.5).


19

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



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


BRUTA BRUTA PARTICIP VARIACION VARIACION

2014 2015 % % GWh


EMPRESAS PÚBLICAS 366.05 283.73 6.20 (22.49) (82.31)

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 364.62 281.50 6.15 (22.80) (83.11)

Planta Centroamérica 214.07 154.38 3.37 (27.88) (59.69)

Planta Carlos Fonseca 125.60 58.67 1.28 (53.29) (66.93)


Planta Managua 24.94 37.43 0.82 50.12 12.50

Planta Las Brisas 0.01 2.13 0.05 18,490.55 2.12

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) - 0.01 - - 0.01

Generadora Fotovoltaica La Trinidad 1.43 2.22 0.05 55.57 0.79

EMPRESAS PRIVADAS 4,018.83 4,246.85 92.62 5.67 228.04

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 4.72 4.12 0.09 (12.68) (0.60)

Hidro Pantasma (HPA) 50.03 47.57 1.04 (4.92) (2.46)

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 774.03 886.06 19.33 14.47 112.03

Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 613.12 724.71 15.81 18.20 111.59

Planta Camilo Ortega Saavedra 160.91 161.35 3.52 0.28 0.44

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 245.33 269.96 5.89 10.04 24.63

Empresa Energética Corinto (EEC) 493.91 475.63 10.37 (3.70) (18.28)

Tipitapa Power Company (TPC) 326.76 345.16 7.53 5.63 18.40

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 285.37 381.85 8.33 33.81 96.48

Planta Nicaragua 285.37 381.85 8.33 33.81 96.48

Momotombo Power Company (MPC) 188.39 199.85 4.36 6.08 11.46

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 473.62 477.89 10.42 0.90 4.28

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 254.74 226.70 4.94 (11.01) (28.04)

Monte Rosa S.A. (IMR) 236.87 227.97 4.97 (3.76) (8.90)


Blue Power & Energy S.A. 176.15 193.46 4.22 9.82 17.31

Eolo de Nicaragua, S.A. 229.81 236.22 5.15 2.79 6.41




RACCN ( Waspam) 1.98 1.93 0.04 (2.11) (0.04)

RACCS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 5.56 6.03 0.13 8.29 0.46



Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 8.87 9.67 0.21 8.98 0.80

Puerto Cabezas Power (PCP) 35.73 35.51 0.77 (0.62) (0.22)

Tichana Power (TP) 1.46 1.49 0.03 2.14 0.03

TOTAL NACIONAL 4,438.48 4,585.21 100.00 3.31 146.76

AGENTES DEL MERCADO

GENERACION BRUTA -GWh


20

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 electricidad para el año 2015, fue de 4,585.21 GWh la cual fue producida de la siguiente forma: las plantas hidroeléctricas generaron 295.12 GWh (6.44%); las plantas geotérmicas generaron 677.74 GWh (14.78%); plantas eólicas generaron 865.44 GWh (18.87%); las plantas térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil generaron 2,290.02 GWh (49.94%), las plantas de biomasa que utilizan bagazo de caña (ingenios azucareros) generaron 454.67 GWh (9.92%) y finalmente, la planta solar fotovoltaica generó 2.22 GWh (0.05%). Las variaciones más importantes entre el año 2014 y 2015, se observan en la significativa reducción de la generación hidroeléctrica en un 25.45%, afectando especialmente las grandes centrales como Centroamérica (reducción de 27.88%) y Carlos Fonseca (reducción de 53.29%). La planta Centroamérica presenta una reducción de 5.27% en las horas trabajadas de su Unidad 1, aunque un incremento de 16.34% en las horas trabajadas de su Unidad 2. Por otro lado, la planta Carlos Fonseca presenta una reducción de 62.53% de las horas trabajadas de su Unidad 1, causado principalmente por fallas internas; y una reducción de 19.33% de las horas trabajadas de su Unidad 2, igualmente causado principalmente por fallas internas. Otro factor que ha afectado la generación de las principales centrales hidroeléctricas ha sido la reducción en las precipitaciones a causa del mal invierno, de tal manera que comparado con el año 2014, los aportes naturales de los embalses se redujeron 18.59% en Apanás, 94.46% en La Virgen, así como 11.38% en Asturias. En anexos puede observarse información más detallada de los balances hidrológicos de los embalses.

BRUTA BRUTA PARTICIP VARIACION VARIACION

2014 2015 % % GWh

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 774.02 886.06 19.32 14.47 112.04

Hugo Chávez 6.17 18.09 0.39 193.02 11.92

Che Guevara I (Tipitapa) 31.48 45.37 0.99 44.09 13.88

Che Guevara II (Masaya) 30.45 39.73 0.87 30.45 9.27

Che Guevara III (Managua) 32.43 34.95 0.76 7.77 2.52

Che Guevara IV (Masaya) 20.25 25.19 0.55 24.39 4.94

Che Guevara V (Masaya) 14.33 21.41 0.47 49.40 7.08

Che Guevara VI (Nagarote) 74.88 67.51 1.47 (9.84) (7.36)

Che Guevara VII (Nagarote) 188.17 218.32 4.76 16.03 30.16

Che Guevara VIII (León) 65.00 77.66 1.69 19.47 12.66

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 149.95 176.48 3.85 17.69 26.53

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 160.91 161.35 3.52 0.28 0.44

AGENTES DEL MERCADO

GENERACION BRUTA -GWh


21

Por otro lado, también se redujo la generación de electricidad de los ingenios azucareros en 7.51%, especialmente el ingenio San Antonio (reducción de 11.01%) y en menor medida el ingenio Monte Rosa (reducción de 3.76%), ambas plantas tuvieron una menor cantidad de horas trabajadas comparado al año anterior, por razones de mantenimiento principalmente. La reducción en la generación eléctrica de estas plantas, forzó el aumento de la generación térmica para evitar racionamientos, la cual incrementó en 12.17% comparado con el año anterior, a través de los aportes de las plantas Albanisa, Managua, Las Brisas, Gesarsa, Censa, Tipitapa Power y Geosa. Por su significancia en la continuidad de la política de diversificación de la matriz de la generación eléctrica nacional, se destacan los aportes al SIN de la planta hidroeléctrica Larreynaga que inició operaciones en el mes de marzo, así como el incremento de 55.57% de la generación de la planta solar fotovoltaica La Trinidad, el incremento de 2.38% de los aportes de las plantas geotérmicas y el incremento de 2.30% en la generación a base de energía eólica. (Ver Gráfico No. 6 y Tabla No. 7)

Gráfico No.6



22

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 electricidad producida por su planta, utilizada tanto para sus instalaciones industriales como para la inyección de energía eléctrica al SIN.

2.3 Generación Neta por Tipo de Sistemas, Empresas y Plantas. La generación neta de electricidad a nivel nacional, es decir, el total de electricidad que las plantas de generación entregaron al sistema, alcanzó 4,220.92 GWh, del cual 4,169.01 GWh (98.76%) corresponden al SIN, mientras el SAN con 51.91 GWh (1.24%). En el SIN las empresas públicas generaron 278.21 GWh (6.56%) y las empresas privadas 3,890.80 GWh (92.20%). En el SAN las empresas públicas produjeron 7.93 GWh (0.19%) y las empresas privadas 43.98 GWh (1.05%). (Ver Gráfico No. 7)

TIPO DE FUENTE 2014 2015 Variación %

Hidroeléctricas 394.42 293.63 (25.56)

Geotérmicas 662.01 677.74 2.38

Eólicas 845.97 865.44 2.30

Solar Fotovoltaica 1.43 2.22 55.57

Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 1,989.44 2,236.88 12.44

Biomasa (Bagazo de Caña) 491.61 454.67 (7.51)

TOTAL S.I.N. 4,384.88 4,530.58 3.32

Hidroeléctricas 1.46 1.49 2.14

Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 52.14 53.14 1.90

TOTAL S.A.N 53.60 54.63 1.91


Geotérmicas 662.01 677.74 2.38

Eólicas 845.97 865.44 2.30




TOTAL NACIONAL 4,438.48 4,585.21 3.31


23

Gráfico No.7


Entre los años 2014 y 2015, la generación neta de electricidad creció 169.39 GWh (4.18%). El SIN aumentó 168.39 GWh (4.21%), mientras que el SAN aumento 1.00 GWh (1.97%). A nivel de plantas, las empresas públicas disminuyeron su generación neta en 81.40 GWh (16.63%), mientras que las empresas privadas aumentaron su generación neta en 250.79 GWh (8.13%). Cabe destacar que en el caso de los ingenios azucareros, la diferencia entre generación bruta y neta es significativa, debido a que parte de la generación de electricidad es utilizada en su planta de producción de azúcar y el excedente es inyectado al SIN.


24

Tabla No.8

Generación Neta (GWh) por Sistemas, Empresas y Plantas



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


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

NETA NETA PARTICIP VARIACION VARIACION

2014 2015 % % GWh


EMPRESAS PÚBLICAS 360.07 278.21 6.56 (22.74) (81.86)

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 358.70 276.08 6.51 (23.03) (82.62)

Planta Centroamérica 211.64 152.55 3.60 (27.92) (59.09)

Planta Carlos Fonseca 123.23 57.43 1.35 (53.40) (65.80)


Planta Managua 23.82 35.57 0.84 49.31 11.75

Planta Las Brisas 0.01 2.03 0.05 18,939.82 2.02

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) - 0.01 - - 0.01

Generadora Fotovoltaica La Trinidad 1.37 2.12 0.05 54.44 0.75

EMPRESAS PRIVADAS 3,640.55 3,890.80 92.20 6.87 250.25

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 4.70 4.10 0.10 (12.76) (0.60)

Hidro Pantasma (HPA) 49.54 47.10 1.12 (4.93) (2.44)

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 758.61 867.53 20.56 14.36 108.91

Planta Hugo Chávez 1 - 2 y Che Guevara 1 - 9 598.22 706.91 16.75 18.17 108.68

Planta Camilo Ortega Saavedra 160.39 160.62 3.81 0.14 0.23

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 239.49 264.30 6.26 10.36 24.80

Empresa Energética Corinto (EEC) 470.57 452.27 10.72 (3.89) (18.29)

Tipitapa Power Company (TPC) 322.66 340.99 8.08 5.68 18.33

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA) 266.02 356.56 8.45 34.03 90.53

Planta Nicaragua 266.02 356.56 8.45 34.03 90.53

Momotombo Power Company (MPC) 160.69 171.01 4.05 6.42 10.32

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 429.74 433.99 10.28 0.99 4.25

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 118.11 109.69 2.60 (7.12) (8.41)

Monte Rosa S.A. (IMR) 147.12 151.13 3.58 2.72 4.01


Blue Power & Energy S.A. 173.52 190.42 4.51 9.74 16.91

Eolo de Nicaragua, S.A. 225.56 232.13 5.50 2.91 6.57




RACCN ( Waspam) 1.97 1.93 0.05 (2.11) (0.04)

RACCS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 5.50 6.00 0.14 9.06 0.50



Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) 8.52 9.28 0.22 8.93 0.76

Puerto Cabezas Power (PCP) 33.47 33.22 0.79 (0.74) (0.25)

Tichana Power (TP) 1.45 1.48 0.04 2.15 0.03

TOTAL NACIONAL 4,051.53 4,220.92 100.00 4.18 169.39

AGENTES DEL MERCADO

GENERACION NETA -GWh


25

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 para el año 2015, fue de 4,220.92 GWh, generada por plantas que utilizan diferentes tipos de fuentes para la generación de electricidad, los cuales pueden clasificarse según el tipo de combustible o insumos que utilizan. Las plantas hidroeléctricas generaron 291.16 GWh (6.90%); las plantas geotérmicas generaron 605.00 GWh (14.33%); plantas eólicas generaron 852.75 GWh (20.20%); las plantas térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil generaron 2,209.07 GWh (52.34%), las plantas de biomasa que utilizan bagazo de caña (ingenios azucareros) generaron 260.82 GWh (6.18%) y finalmente la planta solar fotovoltaica generó 2.12 GWh (0.05%). 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 2015 y 2014, en el SIN y el SAN. De manera agregada, la generación neta en base a fuentes renovables durante el 2015, fue de 47.66% a nivel nacional (incluyendo SIN y SAN). Esta participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica, disminuyó en comparación con el año anterior en 3.71 puntos porcentuales. La disminución de los aportes naturales de los embalses, fallas internas en las plantas hidroeléctricas, reducción en horas trabajadas y días de zafra en los ingenios azucareros, forzaron un incremento en la generación térmica para evitar racionamientos.

NETA NETA PARTICIP VARIACION VARIACION

2014 2015 % % GWh

Alba de Nicaragua, S.A. (ALBANISA) 758.61 867.53 20.57 14.36 108.91

Hugo Chávez 6.11 17.87 0.42 192.65 11.76

Che Guevara I (Tipitapa) 30.72 44.20 1.05 43.87 13.48

Che Guevara II (Masaya) 29.59 38.65 0.92 30.63 9.06

Che Guevara III (Managua) 31.40 33.77 0.80 7.52 2.36

Che Guevara IV (Masaya) 19.68 24.47 0.58 24.31 4.79

Che Guevara V (Masaya) 13.93 20.77 0.49 49.11 6.84

Che Guevara VI (Nagarote) 73.26 66.08 1.57 (9.80) (7.18)

Che Guevara VII (Nagarote) 183.84 213.32 5.05 16.03 29.47

Che Guevara VIII (León) 63.46 75.77 1.80 19.41 12.32

Che Guevara IX (Puerto Sandino) 146.23 172.01 4.08 17.63 25.78

Camilo Ortega Saavedra (Rivas) 160.39 160.62 3.81 0.14 0.23

AGENTES DEL MERCADO

GENERACION NETA -GWh


26

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 electricidad inyectada al SIN.

TIPO DE FUENTE 2014 2015 Variación %


Geotérmicas 590.43 605.00 2.47

Eólicas 833.69 852.75 2.29




TOTAL S.I.N. 4,000.63 4,169.01 4.21

Hidroeléctricas 1.45 1.48 2.15

Termoeléctricas (Fuel Oil + Diesel) 49.46 50.43 1.96

TOTAL S.A.N 50.91 51.91 1.97


Geotérmicas 590.43 605.00 2.47

Eólicas 833.69 852.75 2.29




TOTAL NACIONAL 4,051.54 4,220.92 4.18


27

2.5 Inyecciones Eléctricas al SIN El SIN es la estructura por medio de la cual se transporta la mayor parte de la electricidad a nivel nacional, desde la generación 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 electricidad 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 2015.

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


28

las plantas hidroeléctricas y eólicas. En las plantas hidroeléctricas los períodos secos y lluviosos determinan en gran manera los niveles de los embalses y sus caudales, de forma que en los meses con más lluvias presentan sus mayores aportes. Para el año 2015, los mayores aportes de las plantas hidroeléctricas se presentaron a inicios del invierno, entre los meses de mayo y junio, un hecho atípico explicado por el asentamiento del fenómeno conocido como El Niño, el cual en nuestro territorio se caracteriza por una reducción significativa de las precipitaciones y que afectó principalmente en el segundo semestre del 20151. 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 generan más electricidad comparándola con los meses de lluvia, donde la velocidad del viento se reduce. Los ingenios azucareros están marcados por factores estacionales distintos, en este caso las entregas de energía eléctrica 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 eléctrica 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 cómo factores estacionales determinan la manera en que se despacha la energía eléctrica entre una época del año y otra.

1 De acuerdo a información del Centro Internacional para la Investigación del Fenómeno El Niño (CIIFEN)


29

Gráfico No. 10


En el gráfico anterior se observa el total de electricidad inyectada en el SIN durante el año 2015, 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 es posible identificar el comportamiento diferenciado que tienen cada una de las horas del día. En ese sentido, se observa que las mayores inyecciones eléctricas ocurren entre las 19:00hrs y las 22:00hrs, que son las horas con mayor demanda (hora pico). En estas horas de mayor demanda, el 55.39% de la electricidad 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 43.53% de la electricidad inyectada proviene de centrales térmicas. Sin embargo, considerando factores estacionales en el año, se observan variaciones en la manera que la electricidad 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 viernes 30 de enero del 2015, se observa en el gráfico No. 11, que el 36.48% de la electricidad es generada por centrales térmicas, teniendo mayor participación de plantas renovables (63.52%), en donde se destacan las centrales eólicas (31.16%), geotérmicas (15.42%), ingenios azucareros (12.90%) y 4.04% plantas hidroeléctricas.


30

Gráfico No. 11


Por otro lado, analizando un día de invierno, el viernes 02 de octubre, en el gráfico No. 12, se observa que el comportamiento es distinto, las plantas térmicas participan con el 85.03% de las inyecciones de electricidad y las renovables con 14.97%, en donde se destaca las centrales hidroeléctricas con 1.32%, geotérmicas con 11.52% y eólicas con apenas 2.13%, en este día no existe generación por parte de los ingenios azucareros al encontrarse fuera de los días de zafra. Es importante mencionar que este fue un invierno atípico caracterizado por bajas precipitaciones.

Gráfico No. 12


31


Por otro lado, existen también diferencias interesantes en las inyecciones de electricidad según el día de la semana. De tal manera que mientras los días miércoles del año 2015, la participación térmica en las inyecciones eléctricas fue de 52.93%, los días domingos esta participación se reduce a 45.13%, ya que la demanda de los domingos es menor que el resto de la semana (2.42% menor), esto debido a costumbres de consumo en los hogares y las jornadas laborales. En el gráfico No. 13, se observa el comportamiento de las inyecciones eléctricas de las plantas de generación según el día de la semana, en anexos puede observarse la inyección horaria de cada día de la semana en el año 2015.


32

Gráfico No. 13


De manera general, las inyecciones de electricidad generadas por las centrales de generación eléctrica en el SIMEC han aumentado 3.98% en el año 2015, con respecto al año anterior. Ver gráfico No. 14. En anexos puede observarse la inyección diaria de cada tipo de tecnología entre el año 2014 y 2015.

Gráfico No. 14


33


2.5.2 Despacho del Parque Generador por Bloque Horario Para facilitar el análisis del comportamiento de las inyecciones de electricidad 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 electricidad 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.


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Gráfico No. 15


En el gráfico anterior se observa que el acumulado de las inyecciones de electricidad en las horas que corresponden al bloque I representa el 5.04%, el bloque II el 14.05%, el bloque III el 31.96%, el bloque IV el 23.69% y el bloque V el 25.26%, del total de electricidad inyectada en el año. Por otro lado, en el gráfico No. 16, se analizan éstos por 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 (53.98%) seguido por el bloque IV (50.90%), bloque II (44.62%), bloque III (44.45%) y bloque I (43.34%).

Gráfico No. 16


35



36

De manera general, las inyecciones de electricidad por parte de las plantas de generación reportadas en el SIMEC han aumentado 3.98% en el año 2015, con respecto a lo reportado en el año 2014. A nivel de bloque horario, el acumulado de electricidad agrupada en los bloques aumentó en 3.05% para el bloque I, 3.13% para el bloque II, 3.00% para el bloque III, 4.10% para el bloque IV y finalmente 5.81% para el bloque V. (Ver gráfico No. 17)

Gráfico No. 17


III.INSUMOS PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Y RENDIMIENTO

3.1 Insumos para la Generación de Electricidad La generación eléctrica utiliza diferentes fuentes de energía como insumos. Las plantas térmicas utilizan como principal combustible, 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 aprovechan el agua y vapor de agua a altas temperaturas y presión, almacenado en un reservorio de agua subterránea. Finalmente, las plantas de biomasa (ingenios azucareros) utilizan de combustible el bagazo de caña principalmente y en menor cantidad leña, que son quemados por calderas de vapor.


37

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, ya desde el año 2014, con la disminución en los precios de los combustibles, el consumo de los mismos se ha incrementado, por ende, la participación de la generación termica. Para el año 2015, el consumo de fuel oil aumentó 12.80% comparado con el año anterior, mientras que el diesel oil aumentó 27.93%. El incremento en la generación térmica se explica en parte a la función de regulación que estas ejercen sobre la generación eólica que es altamente oscilante, igualmente para compensar la reducción en la generacion renovable, especialmente en la generacion hidroeléctrica y los aportes de ingenios azucareros. En ese sentido, el consumo de fuel oil para generación eléctrica fue de 3,316.08kbbl (miles de barriles) en el año 2015. En el SIN, el consumo de este combustible fue de 3,260.76 kbbl, de los cuales 54.67 kbbl fue consumido por empresas públicas (ENEL Planta Managua y Gesarsa) y 3,206.10 kbbl por empresas privadas (Albanisa, Censa, EEC, TPC y Geosa). En el SAN el consumo de fuel oil fue de 55.32 kbbl, unicamente por empresas privadas (Puerto Cabezas Power). El consumo de diesel oil totalizó 115.39 miles de barriles en el año 2015. En el SIN, el consumo de este combustible fue de 75.11 kbbl, de los cuales 4.97 kbbl fue consumido por empresas públicas (Planta Las Brisas) y 70.14 kbbl por empresas privadas (Albanisa, EEC, TPC y Censa). En el SAN el consumo de diesel oil fue de 40.28 kbbl, de los cuales 17.18 kbbl fue consumido por empresas públicas (ENEL) y 23.10 kbbl por empresas privadas (Egomsa y Puerto Cabezas Power). El consumo de bagazo de caña medido en toneladas métricas durante el año 2015, fue de 1.612,951.69 (en los ingenios San Antonio con 844,600.65 tm y Monte Rosa con 768,351.04 tm), este volumen implica una reducción de 9.66% respecto al año 2014, que registró un consumo de 1.785,435.55 tm 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. Por otro lado, este año no se reporta consumo de leña en el Ingenio San Antonio. El uso del vapor geotérmico en las plantas Momotombo Power Company y Polaris Energy Nicaragua, aumentó en 1.05% al pasar de 5,264.76 miles de tonelada en 2014, a 5,320.18 miles de toneladas en 2015. 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, disminuyó en 2.31% respecto al 2014, al pasar de 18,185.27 miles de metros cúbicos en 2014 a 17,766.09 miles de metros cúbicos en 2015. Las generadoras hidroeléctricas recibieron un aporte de 585,463.65 miles de metros cúbicos de agua en el año 2015, disminuyendo en 15.66% con respecto al año anterior, a causa de las bajas precipitaciones en el año. (Ver Tablas No. 11 y 12).


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Tabla No. 11 Insumos para la Generación de Electricidad

EMPRESAS Unidad de Medida 2014 2015 Crecim. %

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Miles de Metros Cúbicos de Agua 103 m

3 Agua 616,605.66 513,120.54 (16.78)

Planta Centroamérica (ENEL) 103 m

3 Agua 355,355.79 256,266.85 (27.88)

Planta Carlos Fonseca (ENEL) 103 m

3 Agua 261,249.87 122,031.10 (53.29)

Planta Larreynaga (ENEL) 103 m

3 Agua - 134,822.59

Miles de Barriles de Fuel Oil 103 Barriles FO 36.28 54.67 50.69

Planta Managua (ENEL) 103 Barriles FO 36.28 54.66 50.66

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

Miles de Barriles de Diesel Oil 103 Barriles DO 0.10 4.23 4,130.00

Planta Las Brisas (ENEL) 103 Barriles DO 0.10 4.23 4,130.00

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

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 0.01 0.74 7,300.00

Planta Managua (ENEL) 103 Barriles DO 0.01 - (100.000)

Planta Las Brisas (ENEL) 103 Barriles DO - 0.74

EMPRESAS PRIVADAS


3 Agua 73,972.92 68,741.69 (7.07)

Hidroeléctrica ATDER - El Bote 103 m

3 Agua 20,522.86 17,919.82 (12.68)

Hidro Pantasma (HPA) 103 m

3 Agua 53,450.06 50,821.87 (4.92)

Miles de Barriles de Fuel Oil 103 Barriles FO 2,847.65 3,206.09 12.59

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles FO 838.59 988.20 17.84

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 103 Barriles FO 356.31 395.60 11.03

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barriles FO 666.63 642.50 (3.62)

Tipitapa Power Company (TPC) 103 Barriles FO 466.12 476.95 2.32

Planta Nicaragua (GEOSA) 103 Barriles FO 520.00 702.84 35.16

Miles de Barriles de Diesel Oil 103 Barriles DO 51.04 69.14 35.46

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles DO 49.92 68.27 36.76

Empresa Energética Corinto (EEC) 103 Barriles DO 1.12 0.87 (22.32)

Miles de Toneladas de Vapor Geotérmico 103 Ton Vapor 5,264.76 5,320.18 1.05

Momotombo Power Company (MPC) 103 Ton Vapor 1,465.21 1,560.98 6.54

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) 103 Ton Vapor 3,799.55 3,759.20 (1.06)

Miles de Toneladas de Agua de Salmuera 103 M

3 Salmuera 18,185.27 17,766.09 (2.31)

Momotombo Power Company (MPC) 103 M

3 Salmuera 8,386.99 8,491.68 1.25

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

3 Salmuera 9,798.28 9,274.41 (5.35)

Miles de Toneladas Métricas de Bagazo Caña 103 Ton Met Bagazo 1785,435.55 1612,951.69 (9.66)

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 103 Ton Met Bagazo 993,933.48 844,600.65 (15.02)

Monte Rosa S.A. (IMR) 103 Ton Met Bagazo 791,502.07 768,351.04 (2.92)

Miles de Toneladas Métricas de Leña 103 Ton Met Leña 16,430.00 - (100.00)

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 103 Ton Met Leña 16,430.00 - (100.00)

Combustible para Otros Usos (Fuel Oil) 103 Barriles FO 2.37 - (100.00)

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) 103 Barriles FO 2.37 - (100.00)

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 1.47 1.00 (31.97)

Alba de Nicaragua S.A. (ALBANISA) 103 Barriles DO - 0.01

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

Tipitapa Power Company (TPC) 103 Barriles DO 0.87 0.39 (55.17)


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Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. Nota:

En el caso de PENSA, no se utiliza el agua de salmuera para generar electricidad, solamente se reinyecta a los pozo de producción.

Tabla No.12

Resumen de Insumos para la Generación de Electricidad


En la Tabla No. 13 y Gráfico No. 18 se muestra por mes el consumo de fuel oil y diesel oil en miles de barriles que fueron requeridos para satisfacer la generación eléctrica de las plantas termoeléctricas del país en el 2015.

EMPRESAS Unidad de Medida 2014 2015 Crecim. %

SISTEMA AISLADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Miles de Barriles de Diesel Oil 103 Barriles DO 17.37 17.18 (1.09)

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) 103 Barriles DO 17.37 17.18 (1.09)

RAAN ( Waspam) 103 Barriles DO 4.57 4.61 0.88

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 103 Barriles DO 12.80 12.57 (1.80)


EMPRESAS PRIVADAS


3 Agua 3,633.04 3,601.42 (0.87)

Tichana Power (TP) 103 m

3 Agua 3,633.04 3,601.42 (0.87)

Miles de Barriles de Fuel Oil 103 Barriles FO 53.58 55.32 3.25

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles FO 53.58 55.32 3.25

Miles de Barriles de Diesel Oil 103 Barriles DO 16.71 18.88 12.99

Empresa Generadora Ometepe, S.A. (EGOMSA) 103 Barriles DO 15.51 17.25 11.22

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles DO 1.20 1.63 35.83

Combustible para Otros Usos (Diesel Oil) 103 Barriles DO 3.48 4.22 21.26

Puerto Cabezas Power (PCP) 103 Barriles DO 3.48 4.22 21.26

RESUMEN DE INSUMOS PARA GENERACION ELECTRICA 2014 2015 Crecim %

Total Agua (103 M3) 694,211.62 585,463.65 (15.66)

Total Agua Salmuera (103 M3) 18,185.27 17,766.09 (2.31)

Total Vapor Geotérmico (103 Toneladas) 5,264.76 5,320.18 1.05

Total Bagazo Caña (Toneladas Métricas) 1785,435.55 1612,951.69 (9.66)

Total Leña (Toneladas Métricas) 16,430.00 0.00 (100.00)

Total Fuel Oil (103 Barriles) 2,939.88 3,316.08 12.80

Total Diesel Oil (103 Barriles) 90.18 115.39 27.96


40

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

MILES DE GALONES

Fuel Oil 6,890.36 7,720.46 9,003.59 11,128.32 11,054.21 11,083.41 11,115.20 13,999.93 15,426.14 16,858.71 14,110.41 10,884.76 139,275.50

Diesel Oil 258.21 266.14 301.63 407.87 324.68 396.06 314.10 406.56 700.37 581.49 560.29 329.25 4,846.65

MILES DE BARRILES

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

Fuel Oil 164.06 183.82 214.37 264.96 263.20 263.89 264.65 333.33 367.29 401.40 335.96 259.15 3,316.08

Diesel Oil 6.15 6.34 7.18 9.71 7.73 9.43 7.48 9.68 16.68 13.85 13.34 7.82 115.39

Tabla No.13 Consumo de Fuel Oil y Diesel Oil, Miles de Galones/Barriles - Año 2015


Gráfico No.18


El consumo de los combustibles fósiles, como se muestra en la gráfica anterior, aumenta considerablemente a partir del mes de junio y decrece a finales de octubre. Este comportamiento atípico pronunciado en estos meses, es consecuencia de la reducción en la generación hidroeléctrica esperada en los meses de lluvia. Un año caracterizado por las bajas precipitaciones, a como se ha mencionado anteriormente, además de la reducción de la velocidad del viento en el invierno que reduce la generación eólica, provocó un incremento de la generación térmica y del uso de combustibles fósiles durante el invierno para cubrir la demanda eléctrica.


41

3.2 Rendimiento por Tipo de Planta. La Tabla No.14 muestra el rendimiento por cada tipo de fuente utilizado por todas las plantas públicas y privadas del SIN y los Sistemas Aislados en los años 2014 y 2015.

Tabla No.14

Rendimientos por Plantas del SIN y el SAN


EMPRESA Unidad de Medida 2014 2015

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL)

Planta Centroamérica 0.60 0.60

Planta Carlos Fonseca 0.48 0.48

Planta Larreynaga 0.21

Planta Managua kWh / Galón de Fuel Oil 16.37 16.31

Planta Las Brisas kWh/Galón Diesel 10.07 11.97

Generadora San Rafael S.A.(GESARSA) kWh / Galón de Fuel Oil + Diesel 0.00 14.13

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 13.83 14.02

Planta Che Guevara 1 - 9 kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 16.40 16.35

Corporación Eléctrica Nicaragüense S.A. (CENSA) kWh/Galón Fuel Oil 16.39 16.25

Empresa Energética Corinto (EEC) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 17.61 17.60

Tipitapa Power Company (TPC) kWh/Galón Fuel Oil 16.69 17.23

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA)

Planta Nicaragua kWh/Galón Fuel Oil 13.07 12.94

Momotombo Power Company (MPC) kWh/Ton. Vapor 99.40 99.22

Planta Momotombo (OEC) kWh/ Salmuera 5.10 5.30

Polaris Energy Nicaragua S.A. (PENSA) kWh/Ton. Vapor 124.65 127.13

Nicaragua Sugar Estates Limited (NSEL) 252.12 268.41

Monte Rosa S.A. (IMR) 299.27 296.70

SISTEMA AISLADO NACIONAL

EMPRESAS PÚBLICAS

Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL)

RAAN ( Waspam) 10.29 10.00

RAAS (Corn Island, Karawala, Orinoco, Pueblo Nuevo 9.64 10.43


EMPRESAS PRIVADAS

Empresa Generadora Ometepe S.A. (EGOMSA) kWh/Galón Diesel 13.61 13.34

Puerto Cabezas Power (PCP) kWh/Galón Fuel Oil + Diesel 15.53 14.85

Tichana Power (TP) kWh/Metro Cúbico de Agua 0.40 0.41

kWh/Tonelada Bagazo de Caña

kWh/Galón Diesel

kWh/M3 Agua

kWh/Metro Cúbico de Agua


42

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

4.1 Importaciones, Exportaciones e Interconexión Neta En el año 2015, se importaron 33,536.41 MWh de energía eléctrica. En el mes de octubre se registró la mayor importación del año, de 11,103.92 MWh. Las exportaciones de electricidad sumaron 21,512.67 MWh en 2015. La mayor exportación mensual ocurrió en abril y fue de 7,684.48 MWh. Entre los agentes del mercado que exportaron electricidad en el mercado regional está la empresa Disnorte con el 47.21%, seguido por DISSUR con 46.28%, ALBANISA con 5.69% y en menor medida Empresa Energética Corinto (EEC) con 0.82% de participación. En el siguiente gráfico se muestran las exportaciones de electricidad por agente de mercado.

Gráfico No. 19

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

Con respecto al año anterior, se observa que las exportaciones de electricidad se han reducido en 56.08%. En Tabla No. 15 y Gráfico No. 20, se observan las transacciones regionales de electricidad en 2014 y 2015, el crecimiento absoluto y los porcentajes de variación.


43

Tabla No.15 Importaciones y Exportaciones de Electricidad – MWh


Nota

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

Gráfico No.20


4.2 Demanda Máxima, Mínima y Factor de Carga En el año 2015, la demanda máxima de potencia registrada en el SIN se fijó en 665.41 MW y ocurrió el 21 de agosto a las 19:00 horas. En el año 2014, esta demanda alcanzó 636.10 MW, de manera que el aumento al año 2015, es de 29.31 MW y representa un crecimiento de 4.61 %.

Año Variación Variación

2014 2015 Absoluta %

IMPORTACIONES 22,317.44 33,536.41 11,218.97 50.27

EXPORTACIONES 48,977.71 21,512.67 (27,465.04) (56.08)

INTERCONEXION NETA (4,694.31) 2,332.13 7,026.44 (149.68)

ENERGIA NO SERVIDA 8,046.91 10,976.41 2,929.50 36.41

Racionamiento - - -

Otras Causas 8,046.91 10,976.41 2,929.50 36.41

TRANSACCIONES


44

La demanda mínima en 2015, se situó en 323.56 MW el día 25 de julio a las 10:00 horas. El factor de carga promedio del año fue de 71.56%. La Tabla No. 16 muestra las demandas máximas, mínimas y el factor de carga obtenido en los años 2014 y 2015, así como las diferencias absolutas y el porcentaje de crecimiento. El Gráfico No.21 también muestra por meses del año 2015, la demanda máxima y mínima en MW y el factor de carga en porcentaje.

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


Gráfico No.21


Demandas AÑO 2014 AÑO 2015 Diferencia Crecim %

Máxima 636.10 665.41 29.31 4.61

Hora 19:00:00 19:00:00

Fecha 02-abr-14 21-ago-15

Mínima 236.90 323.56 86.66 36.58

Hora 18:00:00 10:00:00

Fecha 10-abr-14 25-jul-15

Factor de Carga (%) 70.45 71.56 1.11 1.58


45

V. TRANSMISIÓN 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 electricidad generada por las plantas eléctricas 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 2015, totalizan 2,739.63 kilómetros, distribuidos por niveles de voltaje de manera que 770.68 kilómetros corresponden líneas de 230 kV, 1,141.63 kilómetros a líneas de 138 kV y 827.32 kilómetros a líneas de 69 kV. De éstas es importante mencionar que 2,310.81 km pertenecen al Sistema Nacional de Transmisión y los restantes 428.82 km a sistemas secundarios pertenecientes a privados donde 311.0 kilómetros de línea de 230 kV corresponde al SIEPAC propiedad a la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Así mismo al finalizar el 2015, existían 87 subestaciones eléctricas, tanto estatales como privadas, con una capacidad de transformación de 4,093.48 MVA. (Ver Tabla No.17).

Tabla No.17 Subestaciones, Capacidad y Líneas de Transmisión

Fuente: Estadísticas Eléctricas ENATREL. Elaboración propia.

Nota:

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

ENATREL OTROS ENATREL OTROS

Número de Subestaciones 63 20 83 67 20 87 4.82

Enlace 3 - 3 3 - 3 -

Enlace/Reductoras 9 - 9 10 - 10 11.11

Elevadoras 9 14 23 10 14 24 4.35

Reductoras 42 6 48 44 6 50 4.17

Capacidad de Transformación (MVA) 2,103.83 1,631.30 3,735.13 2,438.18 1,655.30 4,093.48 9.59

Enlace - - - - - -

Enlace/Reductoras 861.85 - 861.85 1,141.85 - 1,141.85 32.49

Elevadoras 394.50 1,581.80 1,976.30 394.50 1,605.80 2,000.30 1.21

Reductoras 847.48 49.50 896.98 901.83 49.50 951.33 6.06

Kilometros de línea de Transmisión 2,184.83 428.82 2,613.65 2,310.81 428.82 2,739.63 4.82

230 kV (km línea de transmisión) 424.17 310.74 734.91 459.94 310.74 770.68 4.87

138 kV (km línea de transmisión) 967.62 83.80 1,051.42 1,057.83 83.80 1,141.63 8.58

69 kV (km línea de transmisión) 793.04 34.28 827.32 793.04 34.28 827.32 -

Variación

(%)Sistema

Año 2014 Total

2014

Año 2015 Total

2015


46

5.2 Pérdidas de Transmisión

De acuerdo a las estadísticas del INE, se destaca que las pérdidas del sistema de transmisión en 2015, fueron 2.35%, las cuales se han reducido en comparación con el año 2014, que se situaron en 2.43%. Estas pérdidas son calculadas en base al total de inyecciones netas de electricidad en el SIN, considerando todas las plantas de generación eléctrica, así como las compras de electricidad 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 electricidad en el SIN forman una curva de pérdidas a como se muestra en la siguiente gráfica.

Gráfico No. 22

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 26 de enero, con un equivalente de 3.10% en pérdidas, es decir el 296.70 MWh.


47

Por otro lado, las menores pérdidas de transmisión eléctrica en el año ocurrieron el día 08 de agosto, con un equivalente de 1.61%, es decir el 191.00 MWh. En forma agregada las pérdidas totales de transmisión eléctrica fueron de 99,602.29 MWh. En anexos puede observarse el comportamiento de estas pérdidas en el período 2005-2015.

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 Electricidad 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 2015, 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. 23)

Gráfico No. 23

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


48

Los precios por energía y potencia facturados por DISNORTE y DISSUR a empresas de generación eléctrica en el año 2015, de acuerdo al tipo de fuente, fue el siguiente: En plantas de generación térmica 115.69 US$/ MWh (37.93% menor al 2014), en plantas geotérmicas 108.95 US$/MWh (5.93% menor al 2014), en plantas de biomasa el precio fue de 115.28 US$/MWh (2.15% mayor al 2014), en plantas hidroeléctricas fue de 105.58 US$/MWh (0.27% mayor al 2014), plantas eólicas 106.47 US$/MWh (2.03% mayor al 2014) y en plantas solares se pagó a 110.00 US$/MWh (igual al 2014). Ver Gráfico No. 24

Gráfico No. 24

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

6.2 Precios de la Electricidad 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. 25 se observan los precios promedios de la energía durante el año 2015.


49

Gráfico No. 25

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

El precio promedio en el mercado de ocasión fue de 88.46 US$/MWh por energía en el año 2015, siendo en el mes de noviembre donde se presentó el precio más alto, es decir, 205.01 US$/MWh y en el mes de diciembre el precio más bajo del año de 50.43 US$/MWh. En comparación con el año 2014, los precios promedio de la energía en el mercado de ocasión presentan una reducción de aproximadamente 40.00%, esto debido en gran medida por la reducción en los precios del petróleo, lo que ha reducido también los costos variables de generación de las centrales térmicas. En el siguiente gráfico se muestra el comportamiento del precio promedio de la energía en los años 2014 y 2015.


50

Gráfico No. 26

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

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 124.55 US$/MWh en el año 2015. Este precio ha disminuido 20.72% en comparación al año 2014, debido en gran parte a la reducción de los precios de los combustibles y por lo tanto, la reducción de los costos variables de generación de las centrales térmicas. En anexos se puede observar serie histórica de precios mayoristas.


51

VII. DISTRIBUCION ELÉCTRICA

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 Electricidad (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 Electricidad Las ventas netas de energía eléctrica realizadas a los usuarios finales por parte de las diferentes distribuidoras del mercado suman 3,263.33 GWh (incluye ventas a grandes consumidores), presentando un crecimiento de 5.87% respecto al año 2014 y su efecto neto fue de 180.96 GWh de incremento. El mayor incremento es atribuido a la evolución de las ventas de las 19 pequeñas distribuidoras con 6.11% de crecimiento, igualmente las ventas a los grandes consumidores con 6.11%, ventas de Disnorte y Dissur aumentaron 5.87% y finalmente las ventas del sistema aislado aumentó 4.81%, respecto al año anterior. (Ver Tabla No. 19)

CONCEPTOS SIN SAN TOTAL

Generación Bruta 4,530.57 54.62 4,585.19

Consumo Propio 361.57 2.71 364.28

Generación Neta 4,169.00 51.91 4,220.91

Interconexión Neta 2.33 2.33

Importaciones 33.54 33.54

OFERTA DISPONIBLE 4,204.87 51.91 4,256.78


52

Tabla No.19 Ventas de Electricidad (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 (Wapí).

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 electricidad nacional.

2014 2015

SIST.INT.NACIONAL 3,047.86 3,227.16 98.90 5.88 179.30

Disnorte 1,485.02 1,577.35 48.35 6.22 92.33

Dissur 1,397.79 1,474.68 45.19 5.50 76.89

DN + DS 2,882.81 3,052.03 93.54 5.87 169.22

Aprodelbo 1.14 1.33 0.04 16.67 0.19

Atder - bl 2.11 2.53 0.08 19.91 0.42

Bluefields 25.10 26.01 0.80 3.63 0.91

Bonanza 4.50 4.88 0.15 8.44 0.38

El Ayote 1.32 1.53 0.05 15.91 0.21

El Bluff 0.83 0.72 0.02 (13.25) (0.11)

Kukra Hill 1.91 2.02 0.06 5.76 0.11

Laguna de Perlas 1.59 1.68 0.05 5.66 0.09

Mulukukú 4.12 4.65 0.14 12.86 0.53

Plan de Gramma 0.21 0.20 0.01 (4.76) (0.01)

Rosita 5.20 5.62 0.17 8.08 0.42

Sahsa 0.39 0.45 0.01 15.38 0.06

Siuna 6.05 6.55 0.20 8.26 0.50

Tasbapauni 0.20 0.21 0.01 5.00 0.01

Tortuguero 0.57 0.83 0.03 45.61 0.26

Wamblan 0.12 0.14 - 16.67 0.02

Wiwili 2.15 2.38 0.07 10.70 0.23

Zelaya luz, S.A. 0.19 0.09 - (52.63) (0.10)

Hismow (Wapí) 0.56 - - (100.00) (0.56)

Pequeñas Distribuidoras 58.26 61.82 1.89 6.11 3.56

Grandes Consumidores 106.79 113.31 3.47 6.11 6.52

SIST.AISLADO NACIONAL 34.51 36.17 1.10 4.81 1.66

Públicos (ENEL) 27.59 28.51 0.87 3.33 0.92

Privados (Isla de Ometepe) 6.92 7.66 0.23 10.69 0.74

NACIONAL 3,082.37 3,263.33 100.00 5.87 180.96

AGENTES DEL MERCADOVariación

GWh

AñoEstruct %

2015

Variación

%


53

7.2.1 Ventas de Electricidad por Agente de Mercado El total de electricidad vendida a nivel nacional fue de 3,263.33 GWh, el SIN abasteció 3,227.16 GWh y los sistemas aislados 36.17 GWh, representando el 98.90% y 1.10% del total de ventas de energía eléctrica (Ver Gráfico No.27).

Gráfico No.27


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). Así mismo, las ventas netas realizadas en el SIN a los usuarios finales en el año 2015, 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.


54

Gráfico No. 28


7.2.2 Ventas de Electricidad por Tipo de Tarifa El tipo de tarifa con mayor consumo de energía eléctrica fue el residencial, concentrando 34.51% en el total de ventas a nivel nacional, seguido por la tarifa industrial con 24.12% y comercial o general con 34.51%. En menor medida participan las tarifas de bombeo (9.01%), irrigación (4.05%), alumbrado público (3.10%), apoyo a la industria turística 2 (1.71%), industria turística 3 (0.73%) y bombeo comunitario (0.09%). Ver Gráfico No.29.

2

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. 3 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).


55

Gráfico No.29

Fuente: Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración propia. 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 tipo de tarifas. Es importante mencionar la participación de las ventas residenciales en la estructura del consumo por sistemas, representa el 34.21% en el SIN, 59.47% en Sistemas Aislados y 34.51% 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.


56

AGENTES DEL MERCADO Residencial Comercial Industrial Irrigación BombeoAlumbrado

Público

Ap. Industria

Turística

Industria

Turística

Bombeo

ComunitarioTOTAL

SIST.INT.NACIONAL 1,104.10 733.40 781.86 132.17 292.48 100.59 55.55 23.95 3.06 3,227.16

Disnorte 540.17 415.82 348.69 78.46 100.02 52.81 21.46 18.64 1.28 1,577.35

Dissur 521.47 304.32 399.52 53.71 107.92 46.78 34.09 5.09 1.78 1,474.68

DN + DS 1,061.64 720.14 748.21 132.17 207.94 99.59 55.55 23.73 3.06 3,052.03

Aprodelbo 1.33 - - - - - - - - 1.33

Atder - bl 2.51 0.02 - - - - - - - 2.53

Bluefields 13.83 7.72 2.79 - 0.77 0.90 - - - 26.01

Bonanza 4.79 0.04 - - 0.05 - - - - 4.88

El Ayote 1.37 0.03 - - 0.13 - - - - 1.53

El Bluff 0.46 0.20 0.06 - - - - - - 0.72

Kukra Hill 1.52 0.40 0.10 - - - - - - 2.02

Laguna de Perlas 1.13 0.23 0.28 - 0.04 - - - - 1.68

Mulukukú 3.41 1.13 - - 0.10 - - 0.01 - 4.65

Plan de Gramma 0.20 - - - - - - - - 0.20

Rosita 3.68 1.77 - - - - - 0.17 - 5.62

Sahsa 0.43 0.02 - - - - - - - 0.45

Siuna 4.74 1.35 - - 0.42 - - 0.04 - 6.55

Tasbapauni 0.21 - - - - - - - - 0.21

Tortuguero 0.50 0.24 - - - 0.09 - - - 0.83

Wamblan 0.14 - - - - - - - - 0.14

Wiwili 2.13 0.11 - - 0.14 - - - - 2.38

Zelaya luz, S.A. 0.08 - - - - 0.01 - - - 0.09

Hismow (Wapí) - - - - - - - - - -

Pequeñas Distribuidoras 42.46 13.26 3.23 - 1.65 1.00 - 0.22 - 61.82

Grandes Consumidores - - 30.42 - 82.89 - - - - 113.31

SIST.AISLADO NACIONAL 21.51 6.88 5.38 0.02 1.51 0.56 0.31 - - 36.17

Públicos (ENEL) 17.07 5.52 5.31 - 0.51 0.10 - - - 28.51

Privados (Isla de Ometepe) 4.44 1.36 0.07 0.02 1.00 0.46 0.31 - - 7.66

NACIONAL 1,125.61 740.28 787.24 132.19 293.99 101.15 55.86 23.95 3.06 3,263.33

Tabla No.20 Ventas de Electricidad por Tipo de Tarifa

(GWh)


La información de las 19 pequeñas distribuidoras corresponde al reporte facturado a sus clientes.

En el año 2014, la información de la pequeña distribuidora Hismow (Wapí), 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 electricidad nacional.

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


57

7.2.3 Pérdidas de Distribución de Electricidad La diferencia entre la electricidad extraída por las distribuidoras eléctricas y la facturación por venta de esa energía a sus clientes finales en el SIN, resultó en 20.62% en pérdidas de distribución, lo que equivale a 808,716.83 MWh. Los sistemas aislados registraron 30.31% en pérdidas de distribución, es decir, 15,736.53 MWh. (Ver Gráfico No. 30)

Gráfico No.30


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

2005-2015.

7.3 Clientes Facturados a Nivel Nacional En el mes de diciembre del 2015, los clientes facturados totales alcanzaron la cifra de 1.047,811 clientes (incluyendo grandes consumidores, uso de redes y pequeñas concesionarias en Disnorte y Dissur), mostrando un crecimiento anual de 43,875 clientes respecto a diciembre del 2014, lo que representó 4.37% de incremento. (Ver Tabla No.21).


58

Tabla No.21 Clientes Facturados 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.

En el total de clientes de Disnorte y Dissur, se incluyen 4 pequeñas concesionarias y 12 clientes en uso de red.

Según el número de clientes activos inscritos en los registros de las distribuidoras, el SIN atendió 1.024,762 representando un aumento de 42,880 clientes y 4.37 en términos porcentuales, respecto a diciembre del 2014. El resto de clientes (23,049) fueron atendidos por las distribuidoras del sistema aislado, las cuales registraron 995 clientes adicionales, que significó 4.51% de incremento anual. En términos porcentuales por sistema, los clientes se distribuyen en 97.81% en el SIN y 2.19% en los sistemas aislados.

2014 2015

SIST.INT.NACIONAL 981,882 1024,762 97.81 4.37 42,880

Disnorte 516,258 538,745 51.42 4.36 22,487

Dissur 420,079 436,861 41.69 3.99 16,782

DN + DS 936,337 975,606 93.11 4.19 39,269

Aprodelbo 1,650 1,831 0.17 10.97 181

Atder - bl 3,902 4,487 0.43 14.99 585

Bluefields 10,264 10,555 1.01 2.84 291

Bonanza 4,439 4,603 0.44 3.69 164

El Ayote 1,403 1,563 0.15 11.40 160

El Bluff 507 515 0.05 1.58 8

Kukra Hill 1,754 1,844 0.18 5.13 90

Laguna de Perlas 1,050 1,077 0.10 2.57 27

Mulukukú 4,609 4,892 0.47 6.14 283

Plan de Gramma 518 - - (100.00) (518)

Rosita 4,718 5,114 0.49 8.39 396

Sahsa 746 769 0.07 3.08 23

Siuna 5,131 5,358 0.51 4.42 227

Tasbapauni 292 308 0.03 5.48 16

Tortuguero 806 1,229 0.12 52.48 423

Wamblan 311 - - (100.00) (311)

Wiwili 3,132 5,007 0.48 59.87 1,875

Zelaya luz, S.A. 309 - - (100.00) (309)

Hismow (Wapí) - - - - -

Pequeñas Distribuidoras 45,541 49,152 4.70 7.93 3,611

Grandes Consumidores 4 4 - - -

SIST.AISLADO NACIONAL 22,054 23,049 2.19 4.51 995

Públicos (ENEL) 15,739 16,186 1.54 2.84 447

Privados (Isla de Ometepe) 6,315 6,863 0.65 8.68 548

NACIONAL 1003,936 1047,811 100.00 4.37 43,875

Variación

%

Variación

ClientesAGENTES DEL MERCADO

Año

Estruct %

2015


59

7.3.1 Clientes Facturados por Concesonaria Los 1.024,762 clientes atendidos por el SIN se distribuyen en 975,606 atendidos por Disnorte y Disssur (incluye pequeñas concesionarias que DN y DS les vende energía eléctrica y uso de redes), 4 clientes reportados como grandes consumidores habilitados por INE, además de 49,152 usuarios reportados por 19 pequeñas distribuidoras (Ver Gráfico No. 31). Por su parte, los 23,049 clientes atendidos en el sistema aislado se distribuyen en 16,186 clientes reportados por ENEL y 6,863 clientes atendidos por la concesión privada (Isla de Ometepe).

Gráfico No.31


7.3.2 Clientes Facturados por Tipo de Tarifa La tarifa residencial concentra 980,163 clientes representando 93.54% de los clientes a nivel nacional, seguido por la tarifa comercial o general con 55,754 clientes (5.32%). El resto de los clientes que representaron 1.14% de los clientes a nivel nacional, se distribuyen en las tarifas industrial, irrigación, bombeo, alumbrado público, apoyo a la industria turística, industria turística, bombeo comunitario, pequeñas concesionarias de DN y DS y uso de redes. (Ver Gráfico No. 32)


60

Gráfico No.32


Notas:

Los grandes consumidores se encuentran distribuidos dentro de Industrial y Bombeo.

A continuación se presentan los clientes distribuidos por tipo de tarifas en el SIN y sistema aislado, las pequeñas distribuidoras, los grandes consumidores habilitados por el INE, las pequeñas concesionarias atendidas por Disnorte y Dissur y el uso de redes. (Ver Tabla No.22).


61

AGENTES DEL MERCADO Residencial Comercial Industrial Irrigación BombeoAlumbrado

Público

Ap. Industria

Turística

Industria

Turística

Bombeo

Comunitario

Peq.

Concesiones

DN+DS

Uso de Redes TOTAL

SIST.INT.NACIONAL 957,825 55,119 7,534 1,276 1,150 796 797 122 121 5 17 1024,762

Disnorte 503,916 27,803 4,627 873 655 397 333 44 91 2 4 538,745

Dissur 406,378 25,790 2,877 403 475 377 464 51 30 3 13 436,861

DN + DS 910,294 53,593 7,504 1,276 1,130 774 797 95 121 5 17 975,606

Aprodelbo 1,831 - - - - - - - - - - 1,831

Atder - bl 4,462 25 - - - - - - - - - 4,487

Bluefields 9,874 644 16 - 3 18 - - - - - 10,555

Bonanza 4,587 11 - - 5 - - - - - - 4,603

El Ayote 1,560 2 - - 1 - - - - - - 1,563

El Bluff 487 26 2 - - - - - - - - 515

Kukra Hill 1,797 41 6 - - - - - - - - 1,844

Laguna de Perlas 1,041 32 2 - 2 - - - - - - 1,077

Mulukukú 4,731 156 - - 4 - - 1 - - - 4,892

Plan de Gramma - - - - - - - - - - - -

Rosita 4,893 206 - - - - - 15 - - - 5,114

Sahsa 760 9 - - - - - - - - - 769

Siuna 5,159 186 - - 2 - - 11 - - - 5,358

Tasbapauni 306 2 - - - - - - - - - 308

Tortuguero 1,055 169 1 - - 4 - - - - - 1,229

Wamblan - - - - - - - - - - - -

Wiwili 4,988 17 - - 2 - - - - - - 5,007

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

Hismow (Wapí) - - - - - - - - - - - -

Pequeñas Distribuidoras 47,531 1,526 27 - 19 22 - 27 - - - 49,152

Grandes Consumidores - - 3 - 1 - - - - 4

SIST.AISLADO NACIONAL 22,338 635 26 6 16 14 14 - - - - 23,049

Públicos (ENEL) 15,819 348 10 - 2 7 - - - - - 16,186

Privados (Isla de Ometepe) 6,519 287 16 6 14 7 14 - - - - 6,863

NACIONAL 980,163 55,754 7,560 1,282 1,166 810 811 122 121 5 17 1047,811

Tabla No.22 Clientes Facturados por Tipo de Tarifa (Dic 2015)


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 electricidad.

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

7.4 Precio y Consumo Promedio por Tipo de Tarifa en el SIN En la Tabla No.23 y en el Gráfico No. 33, se muestra el precio promedio de Disnorte y Dissur según tipos de tarifas, así como el consumo promedio expresado en MWh por cliente.


62

PROMEDIO

Residencial Comercial Industrial Irrigación BombeoAlumbrado

Público

Ap. Industria

Turística

Industria

Turística

Bombeo

ComunitarioNACIONAL

C$/kWh 5.32559 6.71873 5.14787 4.33566 4.69171 6.62575 5.68975 5.47130 4.36105 5.57923

USD$/kWh 0.19539 0.24650 0.18887 0.15907 0.17213 0.24309 0.20875 0.20073 0.16000 0.20469

kWh/Clte año 1,166.26 14,261.50 101,584.67 103,583.31 168,671.65 128,675.74 69,698.87 249,789.47 25,289.26 3,006.30

MWh/Clte año 1.17 14.26 101.58 103.58 168.67 128.68 69.70 249.79 25.29 3.01

AÑO 2015

BLOQUES DE CONSUMO (DN+DS)

Tabla No.23 Precio y Consumo Promedio por Tipo de Tarifa – Año 2015


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

Gráfico No.33



63

ANEXOS


64

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

Período 1991-2015

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 electricidad 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 120.10 154.50 186.20 732.59 133.80 1.38 1,328.57

2015 137.60 154.50 186.20 732.59 133.80 1.38 1,346.07

Año TotalPlantas por Tipo de Fuente


65

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

Período 1991-2015


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


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 81.62 174.86 582.25 110.30 1.00 1,062.15

2015 129.12 78.36 172.76 582.85 124.30 1.00 1,088.39

Total Año Plantas por Tipo de Fuente


66

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

Período: 1991 – 2015


Las plantas de Biomasa reportan el total de su generación bruta, utilizada para autoconsumo y para entrega de electricidad 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

2015 295.12 677.74 865.44 2,290.02 454.67 2.22 4,585.21



67

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

Período: 1991 – 2015


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 4,051.54

2015 291.16 605.00 852.75 2,209.07 260.82 2.12 4,220.92



68

Anexo No. 5 Insumos para Generación de Electricidad

Período 1991 – 2015

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

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

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

Arroz (ton)

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

2015 139,275.50 4,846.65 5,320.18 585.46 8,491.68 - 1,612.95 3,316.08 115.39

Años


69

Anexo No. 6 Importación y Exportación de Electricidad, Demanda de Potencia y Factor de

Carga. Sistema Interconectado Nacional Período 1991 - 2015

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

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

Importaciones Exportaciones Máxima 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

2015 33.54 21.51 665.41 323.56 71.56

Años


70

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

(MVA). Sistema de Transmisión Período 1991 - 2015

Fuente: Serie Histórica de Estadísticas Eléctricas INE. 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

2015 69 4,022.85 530.68 1,063.76 794.14 2,388.58

Líneas de Transmisión por Niveles de Voltaje (kms)Año


71

Anexo No. 8 Pérdidas Eléctricas (%)

Período 2005 – 2015


SIN SAN Transmisión

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

2015 20.62 30.31 2.35

Distribución Año


72

Residencial Comercial Industrial Riego

Bombeo +

Bombeo

Comunitario

Alumbrado

Público

Apoyo a

Industria

Turística

Industria

Turistica

2005 602.61 546.57 514.12 65.78 150.59 70.32 - - 17.38 1,967.37

2006 639.69 575.71 549.35 65.56 150.22 70.83 - - 26.06 2,077.43

2007 657.88 586.65 563.57 57.32 155.60 71.94 0.53 1.71 28.14 2,123.34

2008 705.44 596.74 616.84 63.82 162.92 71.17 4.58 7.42 29.28 2,258.20

2009 756.46 606.61 586.73 82.21 172.51 74.44 9.28 9.11 24.88 2,322.23

2010 822.91 618.98 653.05 65.55 180.85 76.12 22.59 12.56 24.12 2,476.72

2011 896.88 630.36 642.72 74.10 247.88 77.46 34.11 17.53 25.67 2,646.72

2012 968.54 651.06 691.47 93.35 257.13 79.51 39.33 22.07 28.72 2,831.19

2013 1,017.41 681.11 709.75 87.42 273.43 83.34 44.44 23.04 30.41 2,950.35

2014 1,048.55 695.37 746.66 110.60 284.80 87.09 50.87 23.92 34.51 3,082.37

2015 1,104.10 733.40 781.86 132.17 295.54 100.59 55.55 23.95 36.16 3,263.32

Sistema Interconectado Nacional Sistema

Aislado

Nacional

AÑOS Total

Nacional

Anexo No. 9 Ventas de Electricidad por Tipo de Tarifas (GWh)

Periodo 2005 – 2015



73

Anexo 10 Clientes Facturados por Tipo de Tarifas el Mes de Diciembre 2015

Período 2005 – 2015


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

Residencial Comercio Industrial Otros Total SIN

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 52,945 7,386 3,991 981,882 22,054 1003,936

2015 957,825 55,119 7,534 4,284 1024,762 23,049 1047,811

AñoSistema Interconectado Nacional Sist. Aislado

NacionalTotal Nacional


74

Anexo 11 Precios Promedios por Tipo de Tarifa (SIN + Aislado)

(C$/kWh)

(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 electricidad que compran a los generadores.

Residencial Comercio Industrial

2005 2.0183 2.4743 1.9266 2.1157 0.2403 2.6865 2.1225

2006 2.5767 3.2559 2.5255 2.7483 0.2714 3.2187 2.7399

2007 2.8161 3.6036 2.7585 3.0196 0.2873 3.5062 3.0115

2008 3.6096 4.7088 3.6090 3.8681 0.3370 3.8326 3.8676

2009 3.2800 4.2828 3.3227 3.5421 0.3743 3.7984 3.5449

2010 3.8892 5.0797 3.8889 4.1945 0.4120 4.0158 4.1927

2011 5.0019 6.6016 5.1100 5.4177 0.4906 4.4683 5.4082

2012 5.4032 6.9922 5.3491 5.7601 0.5181 4.6542 5.7398

2013 5.6825 7.2770 5.6605 6.0178 0.5965 4.8996 6.0059

2014 5.8383 7.4497 5.6822 6.1454 0.6598 5.2097 6.1346

2015 5.3292 6.7187 5.1444 5.5845 0.6549 5.1277 5.5792

Año Promedio

Nacional Promedio SIN

Sistema Interconectado NacionalUso de Red

Sist. Aislado

Nacional

Residencial Comercio Industrial

2005 0.1206 0.1479 0.1151 0.1264 0.0144 0.1605 0.1268

2006 0.1467 0.1853 0.1437 0.1564 0.0154 0.1832 0.1559

2007 0.1526 0.1953 0.1495 0.1637 0.0156 0.1901 0.1632

2008 0.1863 0.2431 0.1863 0.1997 0.0174 0.1978 0.1997

2009 0.1613 0.2106 0.1634 0.1741 0.0184 0.1867 0.1743

2010 0.1821 0.2379 0.1821 0.1964 0.0193 0.1880 0.1963

2011 0.2231 0.2944 0.2279 0.2416 0.0219 0.1993 0.2412

2012 0.2295 0.2969 0.2272 0.2446 0.0220 0.1977 0.2438

2013 0.2298 0.2943 0.2290 0.2434 0.0241 0.1982 0.2429

2014 0.2249 0.2870 0.2189 0.2367 0.0254 0.2007 0.2363

2015 0.1955 0.2465 0.1887 0.2049 0.0240 0.1881 0.2047

Promedio

Nacional Año

Sistema Interconectado Nacional Promedio SIN Uso de Red

Sist. Aislado

Nacional


75

Anexo 12 Consumo Promedio por Tipo de Tarifa (SIN + Aislado)

(MWh/Cliente)


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

Residencial Comercio Industrial Total SIN

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

2015 1,166.26 14,261.50 101,584.67 3,038.64 1,568.78 3,006.30

AñoSistema Interconectado Nacional Sist. Aislado

NacionalTotal Nacional


76

Anexo 13


Anexo 14



77

Anexo 15


Anexo 16



78

Anexo 17


Anexo 18



79

Anexo 19


Anexo 20



80

Anexo 21


Anexo 22



81

Anexo 23


Anexo 24



82

Anexo 25

Fuente: Balance Hidrológico. Estadísticas Eléctricas INE. Elaboración Propia.

Anexo 26



83

Anexo 27


Anexo 28



84

Anexo 29


Anexo 30



85

Anexo 31


Anexo 32



86

Anexo 33


Anexo 34



87

Anexo 35


Documents

ANUARIO ESTADISTICO DEL SECTOR ELECTRICO 2013 · Anuario Estadístico del Sector Eléctrico Nacional 2015 5 SIGLAS Y ABREVIATURAS ALBANISA Alba de Nicaragua, S.A. BCN Banco Central