PLANEAMIENTO OPERATIVO DE AMERICA CENTRAL 2020-2021...Informe de metodología y premisas Planeamiento Operativo de América Central 2019-2020 (I Semestre 2019) Colonia San Benito,

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Área responsable: Gerencia de Planificación y Operación

Fecha: Julio de 2020

PLANEAMIENTO OPERATIVO

DE AMERICA CENTRAL 2020-2021 Actualización Julio 2020

Informe de metodología y premisas Planeamiento Operativo de

América Central 2019-2020 (I Semestre 2019)


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Contenido

Introducción........................................................................................................................................................... 1

1. Premisas y criterios .................................................................................................................................... 2

1.1. Base de Datos ..................................................................................................................................... 2

1.2. Proyección de demanda ................................................................................................................. 2

1.3. Discretización de los bloques horarios ..................................................................................... 8

1.4. Representación de demandas elásticas .................................................................................. 10

1.5. Precios de los combustibles ........................................................................................................ 11

1.6. Parámetros económicos ............................................................................................................... 13

1.6.1. Tasa de Descuento ................................................................................................................ 13

1.6.2. Costo de energía no suministrada ................................................................................... 13

2. Parámetros y premisas de simulación .............................................................................................. 15

2.1. Parámetros del modelo................................................................................................................. 15

2.2. Premisas del caso de estudio ..................................................................................................... 16

2.1.1. Horizonte de análisis............................................................................................................. 16

2.1.2. Año inicial de hidrología ..................................................................................................... 16

2.1.3. Capacidad de intercambio regional ................................................................................ 18

3. Estado del sistema ................................................................................................................................... 23

3.1. Oferta existente ................................................................................................................................ 23

3.2. Incorporaciones recientes ............................................................................................................ 24

3.2.1. Proyectos de generación ..................................................................................................... 24

3.2.2. Proyectos de transmisión .................................................................................................... 24

3.3. Expansiones y modificaciones programadas para el período julio 2020 a

diciembre 2021 .............................................................................................................................................. 25

3.3.1. Proyectos de generación ..................................................................................................... 25

3.3.2. Ampliaciones de transmisión............................................................................................. 27




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4. Resultados ................................................................................................................................................... 31

4.1. Resultados para el sistema eléctrico de Guatemala ........................................................... 31

4.1.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 31

4.1.2. Importaciones desde México............................................................................................. 33

4.1.3. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 34

4.1.4. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 37

4.1.5. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 38

4.2. Resultados para el sistema eléctrico de El Salvador .......................................................... 39





4.3. Resultados para el sistema eléctrico de Honduras ............................................................. 47





4.4. Resultados para el sistema eléctrico de Nicaragua ............................................................ 55





4.5. Resultados para el sistema eléctrico de Costa Rica ........................................................... 62





4.6. Resultados para el sistema eléctrico de Panamá ................................................................ 69




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4.7. Resultados del Mercado Eléctrico Regional .......................................................................... 76






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Introducción

El Planeamiento Operativo, está definido en el RMER como la planeación energética de la

operación de los recursos de generación y transmisión regionales, con un horizonte de uno

(1) a dos (2) años y las etapas máximas de resolución serán mensuales, siendo su objeto

proveer información indicativa sobre el MER.

En este proceso se calculará la producción esperada (MWh) de los distintos recursos de

generación que cumplan con el criterio de maximizar el valor esperado del valor presente

neto del beneficio social de la región, considerando el uso de los recursos de generación en

forma coordinada y las limitaciones eléctricas del SER.

El informe de resultados del Planeamiento Operativo abarca entre otros aspectos

importantes, los siguientes temas:

a) Evolución esperada del uso de los recursos de generación de la región;

b) Evolución de los indicadores de confiabilidad energética del SER;

c) Intercambios esperados de energía en los nodos frontera; y

d) Tendencia de crecimiento o decrecimiento de los volúmenes esperados de

transacciones.

Las características y premisas que deberá cumplir el Planeamiento Operativo están

establecidas en el Capítulo 4 del Libro II del RMER.


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1. Premisas y criterios

El Planeamiento Operativo es desarrollado con el Sistema de Planeamiento de la Generación

y Transmisión Regional (SPTR), mediante el módulo de simulación del MER, que está

conformado por el modelo de optimización SDDP de la firma brasileña PSR-Inc., haciendo

uso de la Base de Datos Regional descrita en el Capítulo 5 del Libro III del RMER.

1.1. Base de Datos

Las premisas y criterios para conformar la Base de Datos Regional se encuentran

establecidos en la “Guía para Conformación y Actualización de la Base de Datos para los

Procesos de la Planificación de la Transmisión y de la Generación Regional”, en la que se

abordan diferentes aspectos, entre estos la representación de los diferentes elementos del

sistema eléctrico de potencia:

i. Representación de centrales hidroeléctricas;

ii. Representación de centrales termoeléctricas;

iii. Representación de centrales renovables;

iv. Representación de la red de transmisión;

v. Representación de la demanda.

La base de datos regional utilizada, fue actualizada con información suministrada por los

OS/OM de los seis países miembros entre los meses de octubre a diciembre de 2019.

1.2. Proyección de demanda

La demanda de electricidad de los años futuros se estima en base a las proyecciones

informadas por los OS/OM de los seis (6) países miembros, las cuales fueron actualizadas en

el mes de junio con el propósito de capturar el efecto causado por la pandemia COVID-19,

la cual ha causado una depresión generalizada en la demanda de energía de la región

debido a las medidas de confinamiento social que se han llevado a cabo en una u otra

medida en los países centroamericanos.

De acuerdo con los registros del primer semestre del año 2020, los efectos de la pandemia

en el consumo de energía eléctrica fueron sensibles en la región a partir del mes de marzo,


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debido que se observa disminución en el consumo respecto del mismo mes del año 2019.

Las reducciones de consumo van desde 1.38% en Costa Rica, hasta 9.81% en El Salvador,

debido que en este país las medidas de prevención fueron tomadas con mayor anticipación

que el resto de los países de la región. Cabe mencionar que en el mes de marzo el único

país que tuvo una variación positiva en el consumo de energía fue Panamá, con un valor de

20.4% respecto del mismo mes del año 2019.

En promedio, la demanda de los países de la región se ha contraído 8.30% entre los meses

de marzo a junio de 2020 respecto del mismo período del año 2019, siendo El Salvador el

país con la mayor reducción de consumo de energía eléctrica, con un valor estimado de

17.95%, seguido en su orden, por los sistemas de Honduras, Nicaragua, Guatemala, Costa

Rica y finalmente Panamá, con reducciones de consumo de 8.99%, 7.94%, 6.69%, 5.47% y

2.76%, respectivamente.

Tabla 1. Demanda real de energía de los seis países del MER durante el primer semestre de

los años 2019 y 2020.

Año Mes Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

2019

Ene 897 541 811 394 951 874

Feb 854 528 805 367 887 808

Mar 957 589 899 408 989 903

Abr 909 587 880 402 952 911

May 963 577 945 401 979 934

Jun 906 549 899 380 933 900

2020

Ene 1,061 526 851 381 960 956

Feb 995 513 843 367 927 902

Mar 918 532 826 384 975 1,088

Abr 841 453 819 365 880 844

May 875 455 832 373 908 927

Jun 851 449 820 342 880 898

Variación

Ene 18.26% 2.82% 4.95% 3.15% 1.01% 9.33%

Feb 16.43% 2.85% 4.77% 0.00% 4.50% 11.65%

Mar 4.07% 9.81% 8.19% 5.78% 1.38% 20.40%

Abr 7.48% 22.70% 7.03% 9.10% 7.56% 7.34%

May 9.12% 21.12% 12.00% 6.98% 7.22% 0.79%

Jun 6.07% 18.16% 8.74% 9.91% 5.73% 0.14%

Según las estimaciones de los OS/OM y de las estimaciones propias del EOR, el consumo de

energía eléctrica mantendrá un comportamiento más o menos parecido al del cuatrimestre


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de marzo a junio de 2020, y se irá reestableciendo progresivamente en el año 2021 a medida

que las actividades comerciales y productivas de los países se vayan normalizando. Dichas

estimaciones totalizan para la región 52,246 GWh en el año 2020, es decir una demanda

similar a la registrada en el año 2017, lo que representa que la demanda del año 2020 se

contraerá en promedio 4.68% respecto del año 2019. La demanda regional estimada para el

año 2021 totaliza 54,336 GWh, lo cual si bien es un incremento de 4.6% respecto de la

demanda estimada para el año 2020, representa al mismo tiempo una contracción de 1.5%

respecto de la demanda del año 2019.

Tabla 2. Proyecciones de demanda de energía de los países de América Central (GWh).


2020

Jul 881 486 821 349 888 863

Ago 884 496 839 356 906 881

Sep 847 475 806 342 867 845

Oct 874 488 826 351 892 868

Nov 846 464 783 333 847 823

Dic 852 479 807 343 875 850

2021

Ene 921 485 814 365 975 869

Feb 878 473 807 332 909 803

Mar 983 528 903 385 1,014 897

Abr 934 526 884 393 976 905

May 990 517 948 394 1,004 928

Jun 931 492 902 375 956 894

Jul 965 510 921 375 976 905

Ago 969 496 949 384 970 901

Sep 928 480 912 368 930 858

Oct 957 500 901 378 958 876

Nov 927 483 834 358 941 876

Dic 933 462 814 369 948 937

2020 Jul-Dic 5,184 2,888 7,659 2,074 5,274 5,131

2021 Ene-Dic 11,314 5,952 10,588 4,477 11,556 10,649


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Figura 1.Proyecciones de demanda de energía de los países de América Central (GWh).


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Tabla 3. Proyecciones de demanda de potencia de los países de América Central (MW).


2020

Jul 1,700 918 1,501 644 1,594 1,546

Ago 1,690 919 1,549 645 1,596 1,547

Sep 1,684 909 1,566 637 1,577 1,529

Oct 1,680 914 1,514 641 1,587 1,539

Nov 1,729 912 1,484 640 1,583 1,535

Dic 1,705 931 1,467 653 1,616 1,567

2021

Ene 1,740 807 1,533 718 1,706 1,501

Feb 1,820 874 1,661 727 1,732 1,533

Mar 1,815 886 1,692 745 1,700 1,660

Abr 1,789 938 1,696 745 1,727 1,635

May 1,825 933 1,709 751 1,722 1,667

Jun 1,763 870 1,702 711 1,720 1,667

Jul 1,758 797 1,638 719 1,660 1,580

Ago 1,748 822 1,711 720 1,655 1,648

Sep 1,742 842 1,729 712 1,654 1,581

Oct 1,737 812 1,672 716 1,637 1,548

Nov 1,788 890 1,639 714 1,693 1,636

Dic 1,763 795 1,620 729 1,646 1,660

2020 Jul-Dic 1,729 931 1,566 653 1,616 1,567

2021 Ene-Dic 1,825 938 1,729 751 1,732 1,667

Es importante resaltar que la demanda de potencia de los países ocurre en diferentes días y

horas a lo largo del año (demanda no coincidente), por lo que la demanda total de América

Central no es resultado de la suma de las demandas individuales de cada país, sino que esta

corresponde al máximo valor de demanda que sea registrado en el Sistema Eléctrico

Regional, en una hora y fecha determinada.


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Figura 2. Proyecciones de demanda de potencia de los países de América Central (MW).


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1.3. Discretización de los bloques horarios

Debido que el estudio abarca la planificación de los seis sistemas de América Central, es

necesario homologar cronológicamente las curvas de carga de los seis países, con el objeto

de representar de manera adecuada la demanda de energía mensual y de punta de cada

sistema en los modelos de planificación. Las versiones más recientes de los modelos tienen

capacidad para realizar una representación horaria de la curva de demanda, sin embargo,

deberá tenerse en consideración que el número de variables y restricciones que consideran

estos modelos en la solución del problema es proporcional al número de bloques de

demanda que se definan para cada una de las etapas del estudio; por lo cual, una

representación con mayor número de bloques horarios puede aumentar significativamente

el esfuerzo computacional requerido para resolver los problemas, lo cual requerirá largos

tiempos de solución.

De acuerdo con lo anterior, la representación de la curva de carga del sistema se ha realizado

por medio de cinco bloques horarios, los cuales fueron conformados en base a los registros

de demanda horaria del año 2016, por medio del algoritmo de clusters; dado a que a la

fecha se mantienen el mismo comportamiento de la demanda regional se considera que la

conformación de bloques se mantiene vigente.

La curva de carga discretizada en cinco bloques de carga se muestra en la siguiente figura,

en la que el área en color celeste representa la curva de duración de carga horaria de un

mes, mientras que la curva en color rojo representa la curva de carga en cinco bloques,

siendo el Bloque 1 el de máxima demanda, es decir, el bloque que agrupa los valores más

altos de demanda, seguido en orden decreciente de los bloques 2, 3, 4, y 5, siendo este

último el que agrupa los valores de mínima demanda del sistema.


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Figura 3. Curvas de duración de carga y su representación en cinco bloques horarios, para

los países de América Central.

La discretización de la curva de carga permite identificar el bloque al que pertenece cada

una de las horas del año, y con base en esta clasificación por bloques se realizará la

proyección de demanda de los años del estudio. El detalle de bloques horarios para los siete

días de una semana promedio del sistema centroamericano, se presenta en la siguiente

tabla:


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Tabla 4. Detalle horario de bloques para una semana promedio, de los países de América

Central.

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

Dom 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 2 3 4 4 5

Lun 5 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 3 4 4

Mar 5 5 5 5 5 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4

Mié 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4

Jue 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4

Vie 5 5 5 5 4 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 2 3 4 4

Sáb 5 5 5 5 5 5 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 3 3 4 4

1.4. Representación de demandas elásticas

Según lo establece el numeral 10.4 del Libro III del RMER, uno de los conceptos a considerar

en la planificación es el “Excedente del Consumidor”, definido en el Artículo 10.4.1 como “la

diferencia que un consumidor está dispuesto a pagar por una unidad de energía con

determinadas características de calidad, menos el costo de la energía comprada…”. Este

Artículo también establece que “La CRIE determinará la metodología de cálculo del excedente

del consumidor con base en las predisposiciones a pagar por la energía de estos, o, como

simplificación, en función de la estimación de la elasticidad demanda-precio para distintos

niveles y sectores de consumo de electricidad”.

Conforme a lo anterior, CRIE en su resolución CRIE-32-2018 adiciona el Anexo M al Libro III

del RMER, denominado “Metodología de Cálculo del Excedente del Consumidor”, y definió las

curvas de demanda elástica e inelástica para utilizar en los estudios de planificación, cuyos

valores se detallan a continuación:

Tabla 5. Curvas demanda-precio por país.

Sistema Coeficientes (respecto de la demanda total) Precio (USD/kWh)

Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4

Guatemala 0.813 0.954 0.986 1.035 Inelástica 0.16 0.10 0.04

El Salvador 0.853 0.967 0.990 1.023 Inelástica 0.16 0.10 0.04

Honduras 0.732 0.935 0.981 1.047 Inelástica 0.16 0.10 0.04

Nicaragua 0.652 0.916 0.976 1.058 Inelástica 0.16 0.10 0.04

Costa Rica 0.765 0.943 0.983 1.043 Inelástica 0.16 0.10 0.04

Panamá 1.000 - - - Inelástica - - -


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Como puede observarse en la tabla anterior, la demanda de Panamá es la única que no tiene

definida elasticidad (niveles demanda-precio 2, 3 y 4), y por tanto su demanda será

representada por un único escalón inelástico.

1.5. Precios de los combustibles

Los precios de la energía eléctrica en los países miembros del MER son sensibles a los precios

de los combustibles, debido que en las matrices de generación contienen máquinas que

operan con combustibles fósiles, cuyos precios de compra se encuentran ligados a los

precios internacionales del crudo.

Para estimar la evolución de los precios de combustibles y costos variables de las centrales

de generación térmica de la región, se utilizaron las estimaciones del Short Term Energy

Outlook del mes de julio de 2020, de la Administración de Información de Energía de EE. UU.

(EIA), la cual cuenta con proyecciones hasta diciembre de 2021.

Es importante tener en consideración lo indicado en esta publicación, en relación con la

elevada incertidumbre a la que se encuentran sujetas todas las fuentes de energía, incluidos

los combustibles, debido a los efectos de la pandemia COVID-19 que aún continúa

evolucionando y que ha causado un cambio en los patrones de oferta y demanda en el año

2020. En relación con el aumento de los precios de los combustibles en el mes de junio,

sugieren que se debió a que en diversas regiones del mundo ha incrementado la

movilización en vehículos particulares debido a la demanda de servicios a domicilio y la

paralización del transporte público colectivo, mientras que el suministro mundial de petróleo

disminuyó como resultado de los recortes de producción por parte de la Organización de

Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y países socios (OPEC+). La EIA espera que las

mayores caídas en el consumo de combustibles líquidos de EE. UU. ya hayan ocurrido y el

consumo incremente durante la segunda mitad de 2020 y en 2021.


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Tabla 6. Proyección de precios de los combustibles.

Año Mes Búnker

$/gal

Diésel

$/gal

Carbón

$/MMBtu

Gas Natural (HH)

$/MMBtu

2020

Ene 1.94 1.86 1.94 2.02

Feb 1.74 1.67 1.91 1.91

Mar 1.37 1.28 1.92 1.79

Abr 0.92 0.91 1.92 1.74

May 0.97 0.95 2.04 1.75

Jun 1.15 1.16 2.02 1.63

Jul 1.26 1.22 2.00 1.61

Ago 1.28 1.22 2.00 1.65

Sep 1.33 1.24 2.00 1.70

Oct 1.29 1.30 2.00 1.95

Nov 1.30 1.33 2.00 2.56

Dic 1.33 1.34 2.01 2.86

2021

Ene 1.00 1.32 2.03 3.04

Feb 1.04 1.39 2.04 3.07

Mar 1.03 1.48 2.05 3.05

Abr 1.02 1.51 2.07 2.95

May 1.04 1.54 2.06 2.96

Jun 1.05 1.58 2.04 3.06

Jul 1.04 1.58 2.03 3.07

Ago 1.08 1.64 2.04 3.13

Sep 1.08 1.65 2.04 3.18

Oct 1.07 1.68 2.03 3.20

Nov 1.10 1.68 2.04 3.22

Dic 1.12 1.64 2.04 3.26


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Figura 4. Proyección de los precios de los combustibles.

1.6. Parámetros económicos

Los parámetros económicos para considerar en los estudios de planificación abarcan la tasa

de descuento y el costo de energía no suministrada, cuyas metodologías de cálculo y valores

serán determinados por CRIE, según está establecido en el Capítulo 10 del Libro III del RMER,

en los numerales 10.4.5 y 10.8.1, respectivamente.

1.6.1. Tasa de Descuento

La tasa de descuento permite determinar las anualidades de los costos de inversión y

operación del sistema. Al respecto, el numeral 10.4.5 el Libro III del RMER establece, “el valor

presente neto de las series de costos se calculará usando una tasa de descuento calculada

mediante una metodología que definirá la CRIE. El valor que se adopte deberá considerar

adecuadamente los valores promedio de riesgos del conjunto de los Países Miembro”.

La tasa de descuento vigente para los estudios de planificación regional está definida en la

Resolución CRIE-35-2020, con un valor de 9.65%

1.6.2. Costo de energía no suministrada

El costo de energía no suministrada (CENS), corresponde en principio, al costo en el que

incurren los consumidores finales debido a la interrupción intempestiva y sin preaviso, de su

suministro de energía eléctrica. El CENS afecta en diferente medida a los consumidores

conectados a las redes eléctricas, según la duración de la falla y el sector de consumo

(industrial, comercial, residencial, u otro), por lo que en los modelos de planificación se hace

necesario establecer diferentes escalones de falla que permitan representar estos efectos en

la operación del sistema.

En relación con el CENS, el numeral 10.8.1 del RMER establece que, “A los efectos de su uso

en los estudios de planificación, la CRIE elaborará y aprobará una metodología para

determinar el Costo de la Energía no Suministrada en cada país. Esta metodología deberá ser

aprobada por la CRIE antes de cumplirse un (1) año posterior a la vigencia de este Reglamento.


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El costo de la Energía no Suministrada deberá ser actualizado como máximo cada cinco (5)

años”.

Los escalones y valores de ENS para los estudios de planificación regional se encuentran

definidos en la Resolución CRIE-34-2018, siendo estos los siguientes:

Tabla 7. Costo de energía no suministrada por escalón de profundidad para los estudios de

Planificación.

Bloque Profundidad CENS

(US$/MWh)

Bloque 1 Desde 0% - hasta 5% 466

Bloque 2 Mayor a 5% - hasta 10% 870

Bloque 3 Mayor de 10% - hasta 30% 1,216

Bloque 4 Mayor de 30% 2,056


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2. Parámetros y premisas de simulación

2.1. Parámetros del modelo

El Planeamiento Operativo es ejecutado con el módulo de simulación del MER (modelo

SDDP, de la firma brasileña PSR-Inc.), el cual forma parte del Sistema de Planificación de la

Generación y Transmisión Regional (SPTR). En este estudio será utilizada la versión 16.0.2 de

dicho modelo, cuyas opciones de ejecución se detallan a continuación:

Tabla 8. Parámetros definidos en el módulo de simulación del MER.

Parámetro Descriptor Valor / Criterio utilizado

Modelo de caudales

Modelo para generar las secuencias de

caudales estocásticos utilizados por la

simulación forward y los escenarios de

caudales condicionados utilizados en la

fase backward.

Modelo ARP

Tipo de estudio

Indica si serán utilizados diferentes

secuencias de caudales para el

algoritmo SDDP (estudio estocástico), o

si será utilizada una única secuencia de

caudales (estudio determinístico).

Estocástico

Número de escenarios forward

Número de secuencias hidrológicas

usadas en la fase forward del algoritmo

SDDP o en la actividad de la simulación.

100

Número de escenarios backward

Número de escenarios de caudales

condicionados usados en la fase

Backward del algoritmo SDDP, o en la

simulación.

50

Número mínimo de iteraciones

Límite mínimo de las fases simulación

forward y backward en el algoritmo de

la programación dinámica estocástica

dual (SDDP).

1

Número máximo de iteraciones

Límite máximo de las fases simulación

forward y backward en el algoritmo de

la programación dinámica estocástica

dual (SDDP).

15

Número de años adicionales

Este dato es utilizado en el cálculo de la

política operativa para amortiguar el

efecto de amortiguamiento de las

condiciones finales de los embalses.

2 años, sin incluir en la

simulación final

Configuración de restricciones

cronológicas

Se indica al modelo si considera las

modificaciones en los datos a lo largo

del período de planificación.

Dinámica


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Parámetro Descriptor Valor / Criterio utilizado

Representación de incertidumbre

de las fuentes renovables

Se indica al modelo la metodología para

seleccionar los escenarios de generación

de las fuentes renovables.

Sorteo de escenarios

Modo operativo Define la política de intercambio de

potencia entre subsistemas. Coordinado

Resolución

Tipo de etapas que serán utilizadas en

las simulaciones. Dos opciones están

disponibles en el modelo, etapas

semanales o mensuales.

Etapas mensuales

Evaluación de la red eléctrica

Opciones para representación de la red

eléctrica por medio de diferentes

modelos y modos de ejecución.

Flujo DC con pérdidas, corte de

carga en todas las barras y

monitoreo de límites de la red

de transmisión (circuitos con

tensión >= 115 kV) y circuitos

inter regionales.

2.2. Premisas del caso de estudio

2.1.1. Horizonte de análisis

El presente Planeamiento Operativo abarca el período de julio 2020 a diciembre 2021. En las

simulaciones se incluirán dos años adicionales al final del horizonte, para amortiguar el

efecto de los embalses, sin embargo, las etapas de los años adicionales no serán

consideradas en los resultados.

2.1.2. Año inicial de hidrología

Se define como año inicial de hidrología el 2003 considerando los pronósticos de lluvia

estimados en el informe de “Perspectiva Regional del Clima de Centroamérica” del Comité

Regional de Recursos Hidráulicos (CRRH), correspondientes a los meses de mayo a julio

2020, el cual refiere que la región ha estado influenciada por el Fenómeno de El Niño

debilitado, resultando pronósticos de lluvias irregulares y en general con valores menores a

los normales en algunas regiones del istmo y cercanos a lo normal en otras, sin embargo no

se descarta una posible transición a un enfriamiento del Pacífico ecuatorial oriental que

pueda ser catalogado como un evento de La Niña con influencia regional.


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Los pronósticos de lluvia estimados en este informe denotan que las lluvias tendrán un

comportamiento con tendencia normal en la mayor parte de la región, según los rangos que

se muestran en el mapa que sigue a continuación:

Figura 5. Mapa de la Perspectiva del Clima para Centroamérica, mayo a julio 2019.

Fuente: Perspectiva Regional del Clima Centroamérica, Comité Regional de Recursos

Hidráulicos.

Para esta perspectiva los colores del mapa muestran las diferentes probabilidades de

precipitación; las zonas indicadas en verde tienen una probabilidad de 40% que la lluvia

acumulada para el trimestre mayo a julio 2020 ocurran en el escenario arriba de lo normal,

mientras que las zonas indicadas en marrón tienen una probabilidad de 40% que la lluvia

ocurra por debajo de lo normal, y las zonas amarillas tienen una probabilidad de 45% que

la lluvia ocurra en el escenario normal.


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En la siguiente tabla se muestran los años que podrían representar las condiciones de lluvia

para los pronósticos de la perspectiva, de acuerdo a los análisis realizados para los países

del MER con la metodología de años análogos:

Tabla 9. Años análogos para las condiciones de lluvia previstas de mayo a julio de 2020.

País Años análogos

Guatemala 2003, 2006, 2013 y 2014

El Salvador 1978, 1986, 1989, 1990, 1991, 1995, 2003, 2206 y 2015

Honduras 1959, 1995 y 2005

Nicaragua 1986, 1988, 1989, 1994 y 2003

Costa Rica 1995, 2005

Panamá 1990, 1995, 2004 y 2007

2.1.3. Capacidad de intercambio regional

La capacidad operativa prevista para la red de transmisión regional ha sido modelada por

medio de la restricción eléctrica de “Suma de Flujo en Circuitos” disponibles en el módulo de

simulación, cuyos valores fueron estimados con base en la metodología de los Estudios de

Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia (MCTP) entre los sistemas del MER, en el

marco del estudio de Diagnóstico de Mediano Plazo 2021-2025 que actualmente se

encuentra en proceso, considerando las expansiones de generación y transmisión de corto

plazo. Teniendo en cuenta lo anterior, las MCTP estimadas para el horizonte de análisis se

presentan en la tabla que sigue a continuación:

Tabla 10. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y El Salvador en

sentido Norte a Sur (MW).

Bloque 2020 2021

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

1 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 270

2 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 240 240 240 240 240 240 270

3 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 240 240 240 240 240 240 270

4 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

5 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300


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Tabla 11. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y El Salvador en

sentido Sur a Norte (MW).

Bloque 2020 2021


1 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 360 360 360 360 360 360 270

2 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 180 180 180 180 180 180 280

3 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 180 180 180 180 180 180 280

4 300 300 300 300 300 240 240 240 240 240 240 210 210 210 210 210 210 230

5 300 300 300 300 300 240 240 240 240 240 240 210 210 210 210 210 210 230

Tabla 12. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y Honduras en


Bloque 2020 2021


1 240 300 300 300 300 300 60 60 60 60 60 150 150 150 150 150 150 90

2 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10

3 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10

4 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 250 250 250 250 250 250 300

5 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 250 250 250 250 250 250 300

Tabla 13. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y Honduras en


Bloque 2020 2021


1 300 300 300 300 300 300 160 160 160 160 160 90 90 90 90 90 90 110

2 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 170 170 170 170 170 170 290

3 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 170 170 170 170 170 170 290

4 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210

5 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210


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Tabla 14. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre El Salvador y Honduras en


Bloque 2020 2021


1 300 300 300 300 300 300 60 60 60 60 60 150 150 150 150 150 150 90

2 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10

3 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10

4 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 120 120 120 120 120 120 300

5 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 120 120 120 120 120 120 300

Tabla 15. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre El Salvador y Honduras en


Bloque 2020 2021


1 300 300 300 300 300 300 160 160 160 160 160 100 100 100 100 100 100 110

2 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 190 190 190 190 190 190 290

3 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 190 190 190 190 190 190 290

4 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210

5 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210

Tabla 16. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Honduras y Nicaragua en


Bloque 2020 2021


1 210 220 220 220 220 170 160 160 160 160 160 100 100 100 100 100 100 110

2 190 220 220 220 220 180 100 100 100 100 100 50 50 50 50 50 50 150

3 190 220 220 220 220 180 100 100 100 100 100 50 50 50 50 50 50 150

4 170 172 172 172 172 155 280 280 280 280 280 290 290 290 290 290 290 210

5 170 172 172 172 172 155 280 280 280 280 280 290 290 290 290 290 290 210


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Tabla 17. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Honduras y Nicaragua en


Bloque 2020 2021


1 220 260 260 260 260 300 60 60 60 60 60 160 160 160 160 160 160 90

2 220 140 140 140 140 30 30 30 30 30 30 40 40 40 40 40 40 10

3 220 140 140 140 140 30 30 30 30 30 30 40 40 40 40 40 40 10

4 220 230 230 230 230 220 220 220 220 220 220 260 260 260 260 260 260 290

5 220 230 230 230 230 220 220 220 220 220 220 260 260 260 260 260 260 290

Tabla 18. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Nicaragua y Costa Rica en


Bloque 2020 2021


1 180 260 260 260 260 180 130 130 130 130 130 270 270 270 270 270 270 160

2 170 250 250 250 250 200 140 140 140 140 140 270 270 270 270 270 270 210

3 170 250 250 250 250 200 140 140 140 140 140 270 270 270 270 270 270 210

4 170 213 213 213 213 185 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 230

5 170 213 213 213 213 185 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 230

Tabla 19. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Nicaragua y Costa Rica en


Bloque 2020 2021


1 220 220 220 220 220 220 90 90 90 90 90 80 80 80 80 80 80 190

2 220 220 220 220 220 150 150 150 150 150 150 300 300 300 300 300 300 110

3 220 220 220 220 220 150 150 150 150 150 150 300 300 300 300 300 300 110

4 220 138 138 138 138 200 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

5 220 138 138 138 138 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300


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Tabla 20. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Costa Rica y Panamá en


Bloque 2020 2021


1 130 50 50 50 50 270 230 230 230 230 230 30 30 30 30 30 30 300

2 100 100 100 100 100 270 150 150 150 150 150 10 10 10 10 10 10 190

3 100 100 100 100 100 270 150 150 150 150 150 10 10 10 10 10 10 190

4 170 25 25 25 25 235 240 240 240 240 240 30 30 30 30 30 30 300

5 170 25 25 25 25 235 240 240 240 240 240 30 30 30 30 30 30 300

Tabla 21. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Costa Rica y Panamá en


Bloque 2020 2021


1 150 150 150 150 150 280 270 270 270 270 270 70 70 70 70 70 70 120

2 50 50 50 50 50 260 260 260 260 260 260 180 180 180 180 180 180 110

3 50 50 50 50 50 260 260 260 260 260 260 180 180 180 180 180 180 110

4 220 100 100 100 100 290 290 290 290 290 290 40 40 40 40 40 40 40

5 220 100 100 100 100 290 290 290 290 290 290 40 40 40 40 40 40 40


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3. Estado del sistema

3.1. Oferta existente

La capacidad de generación disponible en los países del MER al mes de junio de 2020, de

acuerdo con la información remitida por los OS/OM y disponible en la Base de Datos

Regional, es de 17,093.1 MW, de los cuales 43% corresponde a centrales hidroeléctricas, 36%

a centrales térmicas con combustibles fósiles, 7% a centrales eólicas, 6% a centrales de

biomasa, 5% a centrales solares fotovoltaicas y 3% a geotérmicas. A continuación se presenta

un cuadro con el detalle de capacidad disponible por sistema y tipo de recurso:

Tabla 22. Oferta disponible en los países de América Central por tipo de recurso (MW).

Recurso Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total C.A.

Geotérmico 33.6 174.5 35.0 110.0 207.7 0.0 560.8

Hidroeléctrico 1,573.8 557.2 842.2 139.2 2,044.4 1,906.7 7,063.4

Eólico 102.5 0.0 254.3 186.6 400.6 270.0 1,214.0

Solar FV 80.0 204.0 538.5 24.0 21.4 187.7 1,055.6

Gas Natural 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 606.0 606.0

Biomasa 691.8 208.0 164.9 119.0 37.3 8.1 1,229.1

Carbón 589.8 0.0 119.0 0.0 0.0 407.0 1,115.8

Fuel Oil 736.0 708.7 782.8 767.9 418.3 1,389.2 4,802.8

Total sistema 3,807.4 1,852.3 2,736.7 1,346.7 3,129.7 4,774.6 17,647.5


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Figura 6. Oferta disponible en los países de América Central, por tipo de recurso.

3.2. Incorporaciones recientes

3.2.1. Proyectos de generación

De acuerdo con el programa de expansión de los sistemas nacionales, durante el primer

semestre del año 2020 entraron en operación 6 proyectos de generación, todos ellos solares

fotovoltaicos, los cuales totalizan 147.9 MW de nueva capacidad, siendo notable el parque

Capella Solar instalado en El Salvador, con capacidad de 100 MW.

Tabla 23. Incorporación de generación en los países de América Central durante el primer

semestre del año 2020.

Sistema Recurso Proyecto Fecha

incorporación

Capacidad

(MW)

El Salvador Solar FV Capella Solar 2 1/4/2020 100.0

El Salvador Solar FV Sonsonate Energía 1/4/2020 10.0

Honduras Solar FV Solar Lorenzo 1/1/2020 10.0

Honduras Solar FV Solar Manzanilla 1/1/2020 21.9

Costa Rica Solar FV P.S. Huacas 4/3/2020 5.0

Panamá Solar FV Solar Farallon 2 1/6/2020 1.0

Total

147.9

3.2.2. Proyectos de transmisión

´Con base en la información actualizada por los OSOM, se identifican siete modificaciones

que serían efectuadas en la red de transmisión durante el primer semestre del año 2020, que

corresponde a la incorporación de una nueva línea en el sistema de Guatemala, y el

incremento de capacidad en tres líneas del sistema nicaragüense, así como en tres

transformadores ubicados en Honduras, Costa Rica y Panamá.


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Tabla 24. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión ejecutadas durante el

primer semestre de 2020 en los países de América Central

Sistema Elemento Proyecto Barra

Origen

Barra

Destino

Tensión

(kV)

Capacidad

(MVA) Modificación

Fecha

Modificación

Guatemala Línea Los Esclavos –

Barberena 1406 14012 69 83.8 Incorporación ene/2020

Honduras Transformador Tocontín 610 3155 39032 230/138 150 Incremento

capacidad ene/2020

Nicaragua Línea Amayo –

Frontera 4750 4408 230 414

Incremento

capacidad ene/2020

Nicaragua Línea Masaya –

Eolo 4404 4803 230 330

Incremento

capacidad ene/2020

Nicaragua Línea Acahualinca –

Managua 4300 4317 138 200

Incremento

capacidad mar/2020

Costa Rica Transformador La Caja AT4 53000 53004 230/138 110 Incremento

capacidad mar/2020

Panamá Transformador Chorrera T1 6005 6007 230/34.5 100 Incremento

capacidad abr/2020

3.3. Expansiones y modificaciones programadas para el período julio

2020 a diciembre 2021

3.3.1. Proyectos de generación

Las adiciones de generación previstas en los países del MER para el período julio 2020 a

diciembre 2021, son aquellas que se encuentran en construcción de acuerdo con los planes

nacionales de expansión e información suministrada por los Agentes a través de los OS/OM.

En el período indicado se identifican 16 proyectos, los cuales totalizan 819.9 MW.

Tabla 25. Expansión de generación prevista a incorporarse en el período julio 2020 –

diciembre 2021, por país y recurso (MW).


entrada

Capacidad

(MW)

El Salvador

Solar FV Ecosolar oct-2020 9.9

Eólico Eólica Ventus nov-2020 50.0

Hidroeléctrico El Chaparral ene-2021 65.7

Honduras Hidroeléctrico Patuca 3 jul-2020 104.0

Nicaragua

Hidroeléctrico La Mora dic-2020 2.1

Solar FV Proyecto Solar 2 ene-2021 30.0

Gas Natural Gas Natural nov-2021 315.0


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entrada

Capacidad

(MW)

Costa Rica Hidroeléctrico Río Bonilla jun-2021 6.0

Hidroeléctrico P.H Río Bonilla 510 jun-2021 6.0

Panamá

Solar FV Planta Solar Fotovoltaica Penonomé nov-2020 120.0

Hidroeléctrico El Alto G4 jun-2021 1.1

Eólico Toabré Etapa 1 jun-2021 66.0

Solar FV Ecosolar jun-2021 10.0

Solar FV Farallón Solar 2 Etapa 2 jun-2021 5.2

Solar FV Don Félix Etapa 2 dic-2021 8.0

Solar FV La Esperanza Solar dic-2021 20.0

Total

818.9

Figura 7. Expansión de generación prevista a incorporarse en el período de julio 2020 a

diciembre de 2021, por país y recurso.

Como parte de las modificaciones en el sistema de generación, ha sido informada una

reducción escalonada de capacidad en el proyecto eólico Tejona en Costa Rica, el cual

operaba inicialmente con 20 MW de capacidad, a partir de enero de 2018 redujo su

capacidad a 17 MW, en enero 2020 se redujo a 10 MW, y finalmente saldrá de operación en

enero de 2024.


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3.3.2. Ampliaciones de transmisión

Las modificaciones previstas para la red de transmisión entre julio 2020 y diciembre 2021

son aquellas que se encuentran en construcción de acuerdo con los planes nacionales de

expansión e información suministrada por los Agentes a través de los OS/OM. A

continuación se presenta el cronograma de desarrollo previsto en cada uno de los países:

Tabla 26. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el

período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Guatemala.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto Tensión

Capacidad

(MVA) Modificación Fecha

Línea 1108 1444 Guate Norte – Tactic A 230 558.5 Retiro ene/2021

Línea 1108 1448 Guate Norte – Tactic B 230 558.5 Retiro ene/2021

Línea 1108 1138 Guate Norte – Lo de Reyes A 230 558.5 Incorporación ene/2021

Línea 1108 1138 Guate Norte – Lo de Reyes B 230 558.5 Incorporación ene/2021

Línea 1110 1134 Los Brillantes – Sololá A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1130 1134 Las Cruces – Sololá A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1130 1137 Las Cruces – Guate Oeste A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1130 1137 Las Cruces – Guate Oeste B 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1130 1139 Las Cruces – Palestina A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1130 1139 Las Cruces – Palestina B 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1134 1841 Sololá – Huehuetenango A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1137 1138 Guate Oeste – Lo de Reyes A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1137 1138 Guate Oeste – Lo de Reyes B 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1137 1793 Guate Oeste – Incienso A 230 424 Incorporación ene/2021

Línea 1138 1444 Lo de Reyes – Tactic A 230 558.5 Incorporación ene/2021

Línea 1138 1444 Lo de Reyes – Tactic B 230 558.5 Incorporación ene/2021

Línea 1315 1859 Sololá – Sololá A 69 83.8 Incorporación ene/2021

Línea 1730 1732 Izabal – Morales A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1840 1843 Covadonga – Chiantla A 230 438.2 Incorporación ene/2021

Línea 1841 1843 Huehuetenango – Chiantla A 230 424 Incorporación ene/2021


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período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de El Salvador.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Línea 27171 27531 Cerrón Grande - Chalate 1 115 130 Incorporación dic/2020

Línea 27481 27901 Talnique - Tamanique 1 115 130 Incorporación jul/2021

Línea 27171 27371 Cerrón Grande - Nejapa 1 115 260 Retiro sep/2021

Línea 27171 27561 Cerrón Grande - Apopa 1 115 260 Incorporación sep/2021

Línea 27371 27561 Nejapa - Apopa 1 115 260 Incorporación sep/2021

Línea 27181 27601 15 Septiembre - Chaparral 1 115 130 Incorporación ene/2021

Línea 27341 27541 San Miguel - Morazán 1 115 130 Incorporación dic/2021

Línea 27361 27481 San Antonio Abad - Talnique 1 115 260 Retiro dic/2021

Línea 27361 27551 San Antonio - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021

Línea 27421 27441 Nuevo Cuscatlán - Ateos 1 115 260 Retiro dic/2021

Línea 27421 27551 Nuevo Cuscatlán - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021

Línea 27441 27551 Ateos - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021

Línea 27481 27551 Talnique - Volcán 1 115 410 Incorporación dic/2021

Transformador 27431 22431 San Martín 115/23-1 115/23 75 Incorporación oct/2020

Transformador 27531 24561 Chalatenango 115/46-1 115/46 50 Incorporación dic/2020

Transformador 24481 27481 Talnique 46/115-1 46/115 100 Incremento capacidad may/2021

Transformador 27901 24901 Tamanique 115/46-1 115/46 50 Incorporación jul/2021

Transformador 27561 22551 Apopa 115/23-1 115/23 75 Incorporación sep/2021

Transformador 27541 24571 Rosario de Mora 115/46 115/46 50 Incorporación dic/2021

Transformador 27551 22541 Volcán 115/23-1 115/23 75 Incorporación dic/2021


período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Honduras.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Línea 3036 3424 Bermejo - Elcatex 1 69 68.3 Retiro ene/2021

Línea 3424 3116 Elcatex - Alston 69 47.9 Retiro ene/2021

Línea 3030 3101 Suyapa - Santa Fe 1 138 151.8 Retiro jun/2021

Línea 3060 3427 Comayagua - Amarateca 1 138 151.8 Retiro jun/2021

Línea 3033 3429 Suyapa - Amarateca 2 230 405.1 Retiro dic/2021

Línea 3030 3241 Suyapa – Sitio 138 151.8 Incorporación dic/2021

Línea 3033 3239 Suyapa - Cerro Grande 230 405.1 Incorporación dic/2021

Línea 3045 3191 Bella Vista - El Centro 138 151.8 Incorporación dic/2021

Línea 3239 3429 Cerro Grande – Amarateca 230 405.1 Incorporación dic/2021

Línea 3241 3101 Sitio - Santa Fe 138 151.8 Incorporación dic/2021

Transformador 3283 3097 Reguleto T01 230/138 150 Incorporación ene/2021

Transformador 3283 3097 Reguleto T02 230/138 150 Incorporación ene/2021


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Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Transformador 3413 3424 Elcatex 13.8/69-1 13.8/69 25 Retiro ene/2021

Transformador 3160 3161 El Retorno UM503 138/13.8 25 Retiro mar/2021

Transformador 3160 3161 El Retorno UM504 138/13.8 50 Incorporación mar/2021

Transformador 3191 3192 El Centro 138/13.8-1 138/13.8 50 Incorporación dic/2021

Transformador 3239 3240 Cerro Grande T01 230/13.8 50 Incorporación dic/2021

Transformador 3239 3275 Cerro Grande T02 230/34.5 50 Incorporación dic/2021

Transformador 3241 3242 SitioT01 138/13.8 50 Incorporación dic/2021


período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Nicaragua.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Línea 4407 4403 Frontera - León I 230 414 Incremento capacidad ene/2021

Línea 4330 4373 Rivas – Tola 138 150 Incorporación mar/2021

Línea 4401 4406 Los Brasiles – Ticuantepe 230 318 Incremento capacidad oct/2021

Línea 4402 4403 Sandino - León I 230 318 Incremento capacidad oct/2021

Línea 4404 4406 Masaya – Ticuantepe 230 318 Incremento capacidad oct/2021

Línea 4419 4402 Mateare I – Sandino 230 318 Incremento capacidad oct/2021

Línea 4750 4803 Amayo - Eolo 230 318 Incremento capacidad oct/2021


período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Costa Rica.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Línea 53850 56000 Rio Macho - San Isidro 230 300 Incremento

capacidad dic/2020

Línea 56000 56100 San Isidro - Palmar 230 300 Incremento

capacidad dic/2020

Línea 53004 53304 La Caja - El Coco 138 190 Incremento

capacidad dic/2021

Línea 53204 53004 Garita - La Caja 138 190 Incremento

capacidad dic/2021

Línea 53204 53304 Garita - El Coco 138 190 Incremento

capacidad dic/2021

Transformador 53000 53004 La Caja-AT3 230/138 110 Incremento

capacidad dic/2020


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Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Transformador 53000 53004 La Caja-AT2 230/138 110 Incremento

capacidad mar/2021


período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Panamá.

Elemento Barra

Origen

Barra

Destino Proyecto

Tensión

(kV)

Capacidad


Línea 6003 6171 Panamá II – Pacora

(230-1B) 230 608 Incremento capacidad jul/2020

Línea 6003 6470 Panamá II - 24 Diciembre

(230-2B) 230 608 Incremento capacidad jul/2020

Línea 6100 6171 Bayano – Pacora 230 202 Retiro jul/2020

Línea 6018 6350 Cáceres - Punto Medio

(115-8A) 115 140 Incorporación ene/2021

Línea 6032 6350 Marañón - Punto Medio

(115-8B) 115 114 Incorporación ene/2021

Línea 6003 6713 Panamá II - Burunga

(230-12A) 230 275 Retiro dic/2021

Línea 6003 6713 Panamá II - Burunga

(230-13A) 230 275 Retiro dic/2021

Transformador 6260 69001 Changuinola T02 230/115 50 Incorporación ago/2020


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4. Resultados

4.1. Resultados para el sistema eléctrico de Guatemala

4.1.1. Despacho de energía

El despacho de energía del sistema de Guatemala estimado para el período de este estudio

proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción del 64%, seguido

de centrales termoeléctricas con una proporción del 28%, y en proporciones menores a

partir de generación intermitente (eólicas y solares), geotermia e importaciones desde

México, con proporciones de 4%, 2% y 2%, respectivamente. El despacho totaliza 6,195.08

GWh entre julio y diciembre 2020 y 11,873.42 GWh en el año 2021.

Tabla 32. Despacho de energía estimado para el sistema de Guatemala, por etapa y tipo de

recurso (GWh).

Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Import.

México Total

2020

Jul 753.04 37.22 24.22 73.32 82.89 970.69

Ago 776.67 29.67 24.22 132.30 79.08 1,041.94

Sep 855.92 16.89 19.71 101.39 71.01 1,064.92

Oct 869.47 23.25 22.15 83.29 55.69 1,053.85

Nov 639.54 46.58 23.44 293.08 7.87 1,010.50

Dic 537.37 50.83 19.37 445.39 0.22 1,053.18

2021

Ene 443.88 51.31 22.15 486.09 0.00 1,003.43

Feb 319.67 41.70 21.88 510.74 0.04 894.02

Mar 385.17 47.40 24.22 559.05 4.15 1,019.99

Abr 367.68 25.33 23.44 611.41 19.56 1,047.42

May 448.74 26.97 18.75 369.39 53.12 916.97

Jun 681.63 30.33 23.44 178.20 9.55 923.14

Jul 795.78 37.57 24.22 76.14 3.87 937.57

Ago 789.36 29.67 24.22 135.86 6.39 985.50

Sep 877.26 17.02 19.71 97.92 8.80 1,020.70

Oct 895.38 23.59 22.15 93.62 6.04 1,040.77

Nov 661.08 46.44 23.44 289.43 0.22 1,020.61

Dic 538.22 51.37 19.37 454.32 0.00 1,063.28

2020 Jul-Dic 4,432.01 204.44 133.10 1,128.77 296.76 6,195.08

2021 Ene-Dic 7,203.85 428.69 266.97 3,862.17 111.73 11,873.42


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Figura 8. Despacho de energía estimado para el sistema de Guatemala, por etapa y tipo de

recurso.

Figura 9. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para el

sistema de Guatemala.


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4.1.2. Importaciones desde México

Las importaciones que se estiman desde el sistema mexicano hacia Guatemala resultan de

las inyecciones correspondientes al contrato del Instituto Nacional de Electrificación de

Guatemala (INDE) con la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE), así como las

correspondientes al contrato de la central de gas natural Energía del Caribe, esta última

instalada en el sistema eléctrico mexicano inyectando hacia el sistema guatemalteco por

medio de la interconexión entre Guatemala y México, en la subestación Los Brillantes.

Las inyecciones estimadas del contrato INDE-CFE resultan prácticamente nulas y totalizan

solamente 12.25 GWh en los 18 meses que abarca el estudio, mientras que las que

corresponden al contrato Energía del Caribe resultan en 296.76 GWh de julio a diciembre de

2020 y 111.73 GWh en el año 2021.

Tabla 33. Importación de energía estimada para Guatemala dese México (GWh).

Año Mes Importación

INDE-CFE

Importación

Energía del Caribe

Importación

Total

2020

Jul 1.54 81.35 82.89

Ago 1.54 77.54 79.08

Sep 6.00 65.02 71.01

Oct 3.17 52.52 55.69

Nov 0.00 7.87 7.87

Dic 0.00 0.22 0.22

2021

Ene 0.00 0.00 0.00

Feb 0.00 0.04 0.04

Mar 0.00 4.15 4.15

Abr 0.00 19.56 19.56

May 0.19 52.93 53.12

Jun 0.00 9.55 9.55

Jul 0.00 3.87 3.87

Ago 0.08 6.31 6.39

Sep 0.25 8.55 8.80

Oct 0.15 5.89 6.04

Nov 0.00 0.22 0.22

Dic 0.00 0.00 0.00

2020 Jul-Dic 12.25 284.52 296.76

2021 Ene-Dic 0.67 111.06 111.73


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Figura 10. Importación de energía estimada para Guatemala dese México.

4.1.3. Intercambios en el MER

Las exportaciones estimadas de Guatemala hacia el MER totalizan 528.38 GWh entre los

meses de julio a diciembre 2020 y 606.33 GWh entre los meses de enero a diciembre de

2021, mientras que las importaciones de julio a diciembre de 2020 suman 84.62 GWh y

406.09 GWh entre enero y diciembre de 2021. Es importante notar las potenciales

importaciones en Guatemala desde el MER, principalmente en los meses de mayo a agosto

de 2021 en los que resultan valores que varían entre 49.06 GWh y 98.38 GWh.

Tabla 34. Importaciones y exportaciones de Guatemala en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones Netas Exportaciones Netas

2020

Jul 35.89 49.28

Ago 18.86 83.48

Sep 5.23 108.36

Oct 9.98 83.41

Nov 7.2 81.24

Dic 7.47 122.62

2021

Ene 23.29 72.89

Feb 16.35 60.72

Mar 19.76 58.45

Abr 19.44 70.74


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Pág. 35




May 98.38 17.5

Jun 66.2 21.23

Jul 65.79 14.86

Ago 49.06 23.12

Sep 18.76 56.56

Oct 21.52 51.53

Nov 5.07 75.46

Dic 2.46 83.26

2020 Jul-Dic 84.62 528.38

2021 Ene-Dic 406.09 606.33

Figura 11. Exportaciones e importaciones netas de Guatemala en el MER

Los intercambios de energía en el MER del sistema guatemalteco resultan a partir de los

flujos de energía a través de las interconexiones con los sistemas vecinos de El Salvador y

Honduras. Es notable el hecho que el sistema guatemalteco resulta con mayor tendencia de

exportador, debido que los valores de las exportaciones son dominantes en la mayoría de

los meses del horizonte de estudio.

Los flujos de los intercambios resultan mayormente por medio de las interconexiones con El

Salvador, en las que resulta el 73% de las exportaciones y el 56% de las importaciones.


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Tabla 35. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Guatemala en el MER a

través de las interconexiones con El Salvador y Honduras (GWh).

Año Etapa Importación desde

El Salvador

Importación desde

Honduras

Exportación hacia

El Salvador

Exportación hacia

Honduras

2020

Jul 22.9 24.61 49.29 11.6

Ago 13.07 13.5 72.81 18.38

Sep 4.39 5.33 77.45 35.41

Oct 9.03 7.39 62.91 26.93

Nov 1.14 13.87 69.63 19.42

Dic 0.99 9.79 97.89 28.03

2021

Ene 7.94 16.19 53.26 20.47

Feb 5.13 13.96 51.13 12.33

Mar 10.74 10.13 36.13 23.44

Abr 12.69 9.7 48.99 24.7

May 74.2 26.01 9.83 9.49

Jun 44.09 28.69 21.79 6.03

Jul 42 29.45 16.12 4.4

Ago 39.79 19.92 25.6 8.18

Sep 16.74 9.36 45.41 18.51

Oct 21 10.9 40.57 21.35

Nov 1.78 7.45 59.75 19.86

Dic 0.48 5.08 66.38 19.98

2020 Jul-Dic 51.51 74.49 429.99 139.78

2021 Ene-Dic 276.58 186.85 474.96 188.73


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Figura 12. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Guatemala en el MER a

través de las interconexiones con El Salvador y Honduras.

4.1.4. Costo Marginal de Corto Plazo

Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Guatemala resultan en

valores promedio ponderados de 36.46 $/MWh para los meses julio a diciembre 2020 y

40.58 $/MWh para el año 2021, siendo el bloque de máxima demanda el que resulta con los

mayores costos, los cuales varían entre 44.57 $/MWh y 58.23 $/MWh en los meses julio a

diciembre 2020, y entre 39.35 $/MWh y 55.57 $/MWh en el año 2021. Los menores costos

se presentan en el bloque de mínima demanda, con valores que oscilan entre 26.38 $/MWh

y 35.07 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020, y entre 27.73 $/MWh y 45.58 $/MWh

en el año 2021.

Tabla 36. Costo marginal por bloque para el sistema de Guatemala (US$/MWh).

Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio

2020

Jul 57.13 40.50 38.79 36.51 35.07 38.69

Ago 55.79 39.88 38.03 35.16 33.95 38.52

Sep 58.23 38.77 34.97 29.20 26.38 35.74

Oct 57.70 37.09 33.22 28.87 26.74 34.13

Nov 47.15 38.33 37.89 35.02 32.56 36.72

Dic 44.57 38.01 37.52 33.67 29.79 34.95

2021

Ene 46.92 40.36 40.16 38.45 34.58 38.60

Feb 47.65 43.98 43.54 42.34 37.54 42.11

Mar 50.57 43.96 43.62 42.22 39.35 43.00

Abr 50.14 47.63 47.22 45.36 43.53 46.78

May 55.57 51.63 51.26 48.17 45.58 49.60

Jun 51.50 41.77 41.30 40.65 40.12 42.74

Jul 53.64 40.84 39.81 38.08 37.29 39.73

Ago 54.66 40.26 39.71 37.10 36.54 39.84

Sep 55.15 39.30 37.62 32.38 27.73 36.94

Oct 54.97 38.32 36.34 28.94 28.33 35.32

Nov 45.35 37.42 37.23 35.65 34.74 36.84

Dic 39.35 36.85 36.57 35.00 33.75 35.63

2020 Promedio 53.43 38.76 36.74 33.07 30.75 36.46

2021 Promedio 50.46 41.86 41.2 38.7 36.59 40.58


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Figura 13. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Guatemala.

4.1.5. Indicador de Confiabilidad Energética

El criterio de confiabilidad adoptado considera riesgo de déficit en un sistema si en una de

las etapas del horizonte de estudio, se supera el 2% de la demanda en más del 5% de las

series hidrológicas analizadas. En el presente estudio, el sistema eléctrico de Guatemala no

presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna etapa de todas las series analizadas

presenta déficit.


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Figura 14. Confiabilidad del sistema eléctrico de Guatemala.

4.2. Resultados para el sistema eléctrico de El Salvador


El despacho de energía del sistema de El Salvador estimado para el período de julio 2020 a

diciembre 2021, proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción

de 47%, seguido de generación geotérmica con una proporción de 30%, generación

intermitente (eólica y solar) con una proporción de 13% y finalmente de generación térmica

con una proporción de 11%. El despacho totaliza 2,317.96 GWh de julio a diciembre de 2020

y 4,996.1 GWh en el año 2021.

Tabla 37. Despacho de energía estimado para el sistema de El Salvador, por etapa y tipo de

recurso (GWh).

Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total

2020

Jul 219.89 28.53 123.05 0.38 371.84

Ago 262.35 29.34 109.69 0.19 401.58

Sep 288.50 28.83 119.08 2.08 438.48

Oct 289.55 35.53 123.05 1.03 449.16

Nov 83.88 57.60 99.63 90.27 331.37

Dic 44.32 64.87 123.05 93.28 325.52

2021 Ene 46.89 68.69 129.84 94.00 339.41

Feb 52.65 60.71 93.72 85.05 292.13


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Mar 121.73 61.86 129.84 98.90 412.33

Abr 193.68 53.18 125.65 101.36 473.88

May 336.47 53.65 129.84 26.29 546.26

Jun 285.35 42.49 125.65 5.51 459.01

Jul 218.86 58.64 129.84 3.39 410.74

Ago 290.17 51.86 114.94 5.28 462.25

Sep 262.43 47.32 125.65 8.20 443.60

Oct 270.49 52.13 129.84 5.45 457.92

Nov 96.44 58.66 112.33 90.27 357.70

Dic 52.92 64.82 129.84 93.28 340.87

2020 Jul-Dic 1,188.49 244.71 697.53 187.23 2,317.96

2021 Ene-Dic 2,228.08 674.02 1,477.01 616.99 4,996.10

Figura 15. Despacho de energía estimado para el sistema de El Salvador, por etapa y tipo

de recurso


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Figura 16. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para

el sistema de El Salvador.


Las exportaciones e importaciones en el MER estimadas para El Salvador, muestran que este

sistema resulta mayormente como importador en la región, ya que las exportaciones de este

sistema hacia el MER resultan poco significativas en comparación con sus importaciones, las

primeras con valores promedio de 8.35 GWh en los meses de julio a diciembre de 2020 y

14.52 GWh en el año 2021, mientras que las importaciones resultan con valores promedio

de 111.57 GWh en los meses de julio a diciembre de 2020 y 93.92 GWh en el año 2021.

Entre los meses julio a diciembre de 2020 las importaciones totalizan 669.44 GWh y en el

año 2021 suman 1,127.05 GWh, en tanto que las exportaciones totalizan solo 50.1 GWh en

los meses de julio a diciembre de 2020 y 138.67 GWh en el año 2021.

Tabla 38. Exportaciones e importaciones netas de El Salvador en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones El Salvador Exportaciones El Salvador

2020

Jul 127.68 5.51

Ago 111.6 8.74

Sep 64.55 17.14


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Pág. 42



Oct 68.76 17.92

Nov 138.44 0.8

Dic 158.41 0

2021

Ene 147.63 0.76

Feb 148.57 0.25

Mar 95.47 0.47

Abr 55.54 12.96

May 7.48 29.85

Jun 63.21 21.9

Jul 98.51 3.05

Ago 76.66 22.34

Sep 73.36 21.57

Oct 77.1 24.15

Nov 125.77 1.33

Dic 157.76 0.05

2020 Total 669.44 50.1

2021 Total 1127.05 138.67

Figura 17. Exportaciones e Importaciones netas de El Salvador en el MER

Los intercambios de energía de El Salvador en el MER resultan a partir de los flujos de energía

a través de las interconexiones con los sistemas vecinos de Guatemala y Honduras. Es

notable el hecho que el sistema salvadoreño resulta con mayores importaciones que


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exportaciones en todo el horizonte de estudio, y dichas importaciones resultan con una

proporción de 58% a través de la interconexión con Honduras. Las exportaciones, que son

bastante menores en proporción a las importaciones, ocurren con una proporción del 58%

a través de las interconexiones con el sistema guatemalteco.

Tabla 39. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de El Salvador en el MER a

través de las interconexiones con Guatemala y Honduras (GW).

Año Mes Importación desde

Guatemala Importación desde

Honduras Exportación hacia

Guatemala Exportación hacia

Honduras

2020

Jul 49.29 99.14 22.90 3.36

Ago 72.81 55.71 13.07 12.60

Sep 77.45 17.99 4.39 43.64

Oct 62.91 23.23 9.03 26.28

Nov 69.63 74.67 1.14 5.52

Dic 97.89 72.43 0.99 10.92

2021

Ene 53.26 107.46 7.94 5.92

Feb 51.13 107.32 5.13 5.00

Mar 36.13 78.82 10.74 9.22

Abr 48.99 46.07 12.69 39.8

May 9.83 67.46 74.2 25.46

Jun 21.79 70.64 44.09 7.02

Jul 16.12 121.66 42.00 0.32

Ago 25.60 72.38 39.79 3.86

Sep 45.41 38.64 16.74 15.52

Oct 40.57 47.91 21.00 14.52

Nov 59.75 72.21 1.78 5.74

Dic 66.38 92.9 0.48 1.09

2020 Total 429.99 343.17 51.51 102.31

2021 Total 474.96 923.46 276.58 133.46


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Figura 18. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de El Salvador en el MER a

través de las interconexiones con Guatemala y Honduras.


Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de El Salvador, resultan en

valores promedio ponderados de 38.73 $/MWh en los meses julio a diciembre de 2020 y

41.67 $/MWh en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los

mayores valores, los cuales varían entre 47.85 $/MWh y 63.24 $/MWh de julio a diciembre

de 2020, y entre 40.24 $/MWh y 59.30 $/MWh en el año 2021. Los menores costos se

presentan en el bloque de mínima demanda, con valores que oscilan entre 27.89 $/MWh y

35.45 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020, y entre 28.10 $/MWh y 44.91 $/MWh en

el año 2021.

Tabla 40. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de El Salvador ($/MWh).


2020 Jul 60.47 43.01 41.12 37.79 35.45 40.43

Ago 59.67 43.12 40.58 36.85 34.59 40.82


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Sep 63.24 41.67 37.76 31.44 27.89 38.43

Oct 62.15 39.92 35.67 30.82 28.34 36.58

Nov 50.18 40.90 40.58 36.13 32.85 38.52

Dic 47.85 42.97 41.51 35.31 30.00 37.62

2021

Ene 50.33 43.07 42.97 40.21 34.67 40.43

Feb 51.03 46.52 46.27 44.49 37.65 44.07

Mar 54.36 45.82 45.76 44.07 40.10 44.83

Abr 54.14 49.30 49.11 47.30 44.81 48.78

May 59.30 53.28 52.75 47.45 44.91 50.23

Jun 52.94 42.53 41.31 40.08 39.64 43.00

Jul 54.93 41.81 40.41 38.31 37.57 40.29

Ago 56.27 41.16 40.58 37.39 36.33 40.45

Sep 56.76 40.35 38.53 33.02 28.10 37.80

Oct 56.60 39.37 37.27 29.57 28.74 36.18

Nov 46.63 38.61 38.59 36.32 35.07 37.76

Dic 40.24 38.17 37.95 35.49 33.96 36.47

2020 Promedio 57.26 41.93 39.54 34.72 31.52 38.73

2021 Promedio 52.79 43.33 42.63 39.47 36.8 41.67

Figura 19. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de El Salvador.


El sistema eléctrico de El Salvador no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna

etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.


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Figura 20. Confiabilidad del sistema eléctrico de El Salvador


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4.3. Resultados para el sistema eléctrico de Honduras


El despacho de energía del sistema de Honduras estimado para el período de julio 2020 a

diciembre 2021 proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción de

40%, seguido de generación térmica con una proporción de 34%, generación intermitente

(eólica y solar) con una proporción de 24%, y finalmente en menor proporción generación

geotérmica con proporción de 3%. El despacho totaliza 4,459.36 GWh junio a diciembre de

2020 y 10,150.87 GWh en el año 2021.

Tabla 41. Despacho de energía estimado para el sistema de Honduras, por etapa y tipo de

recurso (GWh).


2020

Jul 356.82 196.85 22.13 207.93 783.74

Ago 364.30 179.87 22.13 223.25 789.56

Sep 343.39 142.18 21.42 195.15 702.13

Oct 352.13 176.22 22.13 178.12 728.61

Nov 335.51 193.84 21.42 172.22 722.99

Dic 302.71 247.25 22.13 160.24 732.34

2021

Ene 300.25 249.71 22.13 312.00 884.10

Feb 255.28 219.37 19.99 333.24 827.89

Mar 261.68 225.40 22.13 391.94 901.16

Abr 279.90 162.20 21.42 436.04 899.56

May 289.56 175.20 22.13 437.39 924.29

Jun 324.87 147.95 21.42 366.15 860.40

Jul 339.98 197.21 22.13 332.51 891.83

Ago 351.38 179.71 22.13 311.46 864.69

Sep 352.56 142.22 21.42 278.91 795.11

Oct 358.76 176.16 22.13 266.08 823.13

Nov 329.33 194.06 21.42 207.15 751.96

Dic 304.58 247.59 22.13 152.46 726.76

2020 Jul-Dic 2,054.87 1,136.20 131.38 1,136.92 4,459.36

2021 Ene-Dic 3,748.14 2,316.79 260.61 3,825.33 10,150.87


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Figura 21. Despacho de energía estimado para el sistema de Honduras, por etapa y tipo de

recurso.


el sistema de Honduras.


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El sistema hondureño resulta mayormente importador de energía en el MER. Las

exportaciones estimadas para este sistema promedian totalizan 104.19 GWh de julio a

diciembre 2020 y 559.21 GWh en el año 2021. En cuanto a las importaciones de este sistema,

resultan con valores de 428.78 GWh de julio a diciembre 2020 y 383.67 GWh en el año 2021.

Tabla 42. Exportaciones e importaciones netas de Honduras en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones Honduras Exportaciones Honduras

2020

Jul 46.04 31.38

Ago 59.94 25.16

Sep 113.93 11.23

Oct 85.61 13.37

Nov 61.94 12.36

Dic 61.32 10.69

2021

Ene 15.89 25.48

Feb 5.68 37.47

Mar 28.00 16.25

Abr 46.36 24.21

May 25.52 42.85

Jun 17.24 85.29

Jul 15.48 91.36

Ago 30.69 75.34

Sep 55.58 55.51

Oct 56.62 65.84

Nov 44.01 29.60

Dic 42.62 10.02

2020 Total 428.78 104.19

2021 Total 383.67 559.21


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Figura 23. Exportaciones e Importaciones netas de Honduras en el MER.

Los intercambios del sistema hondureño en el MER resultan de los flujos de energía a través

de las interconexiones con los sistemas vecinos, Guatemala, El Salvador y Nicaragua. Las

exportaciones estimadas de Honduras hacia el MER totalizan 104.19 GWh en los meses julio

a diciembre de 2020 y 559.21 GWh en el año 2021, las cuales resultan en una proporción de

72% a través de las interconexiones con El Salvador, mientras que por las interconexiones

con Guatemala y Nicaragua resultan proporciones de 15% y 14%, respectivamente.

En cuanto a las importaciones, totalizan 428.78 GWh en los meses julio a diciembre de 2020

y 383.67 GWh en el año 2021, las cuales ocurren con una proporción de 71% por medio de

las interconexiones con Nicaragua, mientras que por medio de las interconexiones con

Guatemala y El Salvador resultan con proporciones de 17% y 12%, respectivamente.


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Pág. 51



Tabla 43. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Honduras en el MER a

través de las interconexiones con Guatemala, El Salvador y Nicaragua (GWh).

Año Mes Imports. desde

Guatemala

Imports. desde

El Salvador

Imports. desde

Nicaragua

Exports. hacia

Guatemala

Exports. hacia

El Salvador

Exports. hacia

Nicaragua

2020

Jul 11.60 3.36 123.45 24.61 99.14 0.00

Ago 18.38 12.60 73.06 13.50 55.71 0.05

Sep 35.41 43.64 48.46 5.33 17.99 1.48

Oct 26.93 26.28 51.18 7.39 23.23 1.54

Nov 19.42 5.52 113.18 13.87 74.67 0.00

Dic 28.03 10.92 93.89 9.79 72.43 0.00

2021

Ene 20.47 5.92 92.01 16.19 107.46 4.34

Feb 12.33 5.00 76.53 13.96 107.32 4.37

Mar 23.44 9.22 78.75 10.13 78.82 10.70

Abr 24.70 39.80 45.46 9.70 46.07 32.03

May 9.49 25.46 65.50 26.01 67.46 24.31

Jun 6.03 7.02 54.94 28.69 70.64 36.72

Jul 4.40 0.32 80.48 29.45 121.66 9.98

Ago 8.18 3.86 63.08 19.92 72.38 27.47

Sep 18.51 15.52 50.45 9.36 38.64 36.40

Oct 21.35 14.52 52.53 10.90 47.91 38.80

Nov 19.86 5.74 77.99 7.45 72.21 9.51

Dic 19.98 1.09 111.68 5.08 92.90 2.18

2020 Total 139.78 102.31 503.23 74.49 343.17 3.07

2021 Total 188.73 133.46 849.4 186.85 923.46 236.82


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Figura 24. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Honduras en el

MER a través de las interconexiones con Guatemala, El Salvador y Nicaragua.


Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Honduras resultan en

valores promedio ponderados de 101.59 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020 y

121.70 $/MWh en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los

mayores valores, los cuales resultan en 160.00 $/MWh de julio a diciembre de 2020, mientras

que en el año 2021 los valores oscilan entre 160.00 $/MWh y 189.92 $/MWh.

Tabla 44. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Honduras ($/MWh).


2020

Jul 160.00 138.92 124.62 76.45 36.86 98.85

Ago 160.00 152.48 126.92 74.09 37.17 108.24

Sep 160.05 143.50 127.51 68.32 31.77 105.25

Oct 160.00 135.70 120.70 55.28 30.98 97.95

Nov 160.00 124.93 125.54 73.65 36.02 96.02

Dic 160.00 142.63 136.86 98.12 34.75 103.17

2021

Ene 160.00 157.52 122.67 102.50 40.05 106.44

Feb 160.00 160.00 129.14 115.19 41.35 113.83

Mar 171.08 160.00 145.10 124.33 73.18 130.88


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Pág. 53




Abr 167.68 160.00 147.90 132.62 101.83 143.92

May 189.92 160.00 152.65 133.34 85.17 137.74

Jun 161.36 159.51 143.81 44.62 40.24 115.02

Jul 165.73 160.00 154.95 100.00 39.52 118.00

Ago 166.50 160.00 154.23 88.95 39.19 120.93

Sep 160.00 160.00 138.98 74.29 33.06 114.02

Oct 166.56 160.00 138.10 79.16 33.77 114.98

Nov 160.73 160.00 153.66 99.98 38.97 118.61

Dic 189.50 160.00 160.00 141.53 42.23 125.38

2020 Promedio 160.01 139.69 127.02 74.32 34.59 101.59

2021 Promedio 168.25 159.75 145.1 103.04 50.71 121.7

Figura 25. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Honduras.


En el sistema hondureño resulta déficit de demanda con valores de 38.77 GWh en los meses

de julio a diciembre de 2020 y 113.44 GWh en el año 2021, sin embargo este monto no

supera en ninguna etapa el 5% de la demanda del sistema; adicionalmente, dicho déficit

ocurre en menos del 2% de las series hidrológicas simuladas, por lo que podemos concluir

que el sistema eléctrico de Honduras no presenta riesgo de déficit en el horizonte de este

estudio.


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Pág. 54



Es importante mencionar que el déficit resultante está relacionado a congestiones en

algunos elementos del sistema de distribución.

Figura 26. Confiabilidad del sistema eléctrico de Honduras.


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Pág. 55



4.4. Resultados para el sistema eléctrico de Nicaragua


El despacho de energía del sistema de Nicaragua estimado para el período de julio 2020 a

diciembre 2021 proviene principalmente de centrales termoeléctricas, con una proporción

de 59%, seguido de generación intermitente (eólica y solar) con una proporción de 22%,

generación hidroeléctrica con proporción de 13% y en menor proporción generación

geotérmica con proporciones de 6%. El despacho totaliza 1,813.43 GWh de julio a diciembre

de 2020 y 3,513.21 GWh en el año 2021.

Tabla 45. Despacho de energía estimado para el sistema de Nicaragua, por etapa y tipo de

recurso (GWh).


2020

Jul 38.51 77.74 17.86 182.36 316.46

Ago 42.50 56.24 17.86 172.19 288.78

Sep 44.07 33.80 17.28 158.21 253.36

Oct 60.40 25.59 17.86 160.26 264.10

Nov 56.25 44.60 15.84 207.92 324.61

Dic 19.82 84.27 17.86 244.17 366.12

2021

Ene 13.60 106.54 17.86 196.50 334.49

Feb 10.81 98.80 16.13 175.12 300.86

Mar 14.81 110.96 17.86 200.61 344.23

Abr 17.80 84.10 17.28 182.81 301.99

May 27.62 59.64 16.37 181.21 284.84

Jun 46.86 51.36 17.28 139.54 255.04

Jul 44.41 82.30 17.86 147.64 292.21

Ago 46.26 60.67 17.86 141.64 266.43

Sep 48.79 38.14 17.28 131.25 235.47

Oct 62.14 30.74 17.86 132.13 242.87

Nov 53.05 49.84 15.84 174.33 293.05

Dic 39.62 90.69 17.86 213.55 361.71

2020 Jul-Dic 261.55 322.24 104.54 1,125.09 1,813.43

2021 Ene-Dic 425.77 863.80 207.31 2,016.33 3,513.21


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Figura 27. Despacho de energía estimado para el sistema de Nicaragua, por etapa y tipo de

recurso.


el sistema de Nicaragua.


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Pág. 57




Los intercambios estimados en el MER muestran al sistema de Nicaragua fundamentalmente

importador en la región. Las importaciones totalizan346.7 GWh de julio a diciembre 2020 y

1,015.33 GWh en el año 2021, mientras que las exportaciones, que son muy inferiores,

totalizando 47.61 GWh de julio a diciembre 2020 y 37.62 GWh en el año 2021.

Tabla 46. Exportaciones e importaciones netas de Nicaragua en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones Nicaragua Exportaciones Nicaragua

2020

Jul 40.23 4.07

Ago 66.90 0.99

Sep 88.46 0.01

Oct 90.26 0.01

Nov 35.75 17.05

Dic 25.09 25.49

2021

Ene 49.00 9.28

Feb 45.85 6.49

Mar 53.46 8.62

Abr 79.18 1.40

May 95.83 0.00

Jun 116.55 0.00

Jul 83.56 0.00

Ago 116.84 0.00

Sep 131.49 0.00

Oct 138.25 0.00

Nov 73.53 0.47

Dic 31.79 11.37

2020 Total 346.70 47.61

2021 Total 1,015.33 37.62


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Figura 29. Exportaciones e Importaciones netas de Nicaragua en el MER.

Las transacciones de Nicaragua en el MER resultan de los intercambios a través de las

interconexiones con los sistemas vecinos, Honduras y Costa Rica, mostrando que las

importaciones estimadas en 91% ocurren por medio de las interconexiones con Costa Rica

y solo el 9% por medio de las interconexiones con Honduras, mientras que el 99% de las

exportaciones resultan por medio de las interconexiones con Honduras y solo el 1% por

medio de las interconexiones con Costa Rica.

Tabla 47. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Nicaragua a través de las

interconexiones con Honduras y Costa Rica


Honduras Imports. desde

Costa Rica Exports. hacia

Honduras Exports. hacia

Costa Rica

2020

Jul 0.00 159.61 123.45 0.00

Ago 0.05 138.92 73.06 0.00

Sep 1.48 135.44 48.46 0.00

Oct 1.54 139.90 51.18 0.00

Nov 0.00 131.88 113.18 0.00

Dic 0.00 93.50 93.89 0.00

2021

Ene 4.34 127.40 92.01 0.00

Feb 4.37 111.75 76.53 0.24

Mar 10.70 115.21 78.75 2.31

Abr 32.03 96.95 45.46 5.73

May 24.31 140.51 65.50 3.49


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Honduras Imports. desde


Honduras Exports. hacia

Costa Rica

Jun 36.72 135.71 54.94 0.94

Jul 9.98 154.06 80.48 0.00

Ago 27.47 152.44 63.08 0.00

Sep 36.40 145.54 50.45 0.00

Oct 38.80 151.98 52.53 0.00

Nov 9.51 141.54 77.99 0.00

Dic 2.18 129.92 111.68 0.00

2020 Total 3.07 799.25 503.23 0.00

2021 Total 236.82 1,603.01 849.40 12.72

Figura 30. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Nicaragua a través de las

interconexiones con Honduras y Costa Rica


Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Nicaragua resultan en

valores promedio ponderados de 31.28 $/MWh entre julio y diciembre 2020 y 33.05 $/MWh

en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los mayores valores, los

cuales varían entre 50.18 $/MWh y 64.76 $/MWh de julio a diciembre de 2020, y entre 0.19

$/MWh y 34.29 $/MWh en el año 2021.


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Tabla 48. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Nicaragua ($/MWh)


2020

Jul 61.76 45.31 42.56 36.72 0.19 33.47

Ago 61.42 45.77 42.63 37.51 34.29 42.27

Sep 64.76 44.52 40.19 32.53 28.02 40.18

Oct 63.74 42.58 37.72 31.44 28.40 38.14

Nov 53.39 39.39 7.37 36.60 32.59 32.04

Dic 50.18 0.51 0.29 0.27 0.21 1.93

2021

Ene 54.10 40.00 1.58 1.60 1.56 13.79

Feb 54.80 40.01 8.34 8.55 8.29 18.20

Mar 58.09 40.42 20.10 20.36 19.27 28.14

Abr 62.36 51.53 51.09 38.49 36.00 47.89

May 86.19 55.96 55.16 44.25 25.74 47.76

Jun 87.31 43.20 41.45 37.90 22.59 45.23

Jul 56.26 42.31 40.20 35.26 1.62 31.85

Ago 88.99 41.51 40.80 36.37 13.58 38.61

Sep 91.02 41.22 39.16 32.76 27.69 41.59

Oct 90.79 40.02 37.72 29.36 28.27 38.74

Nov 48.16 38.76 38.70 10.51 0.38 24.75

Dic 41.10 37.57 37.12 0.56 0.42 19.48

2020 Promedio 59.21 36.35 28.46 29.18 20.62 31.28

2021 Promedio 68.26 42.71 34.29 24.66 15.45 33.05

Figura 31. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Nicaragua.


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El sistema eléctrico de Nicaragua no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna


Figura 32. Confiabilidad del sistema eléctrico de Nicaragua


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4.5. Resultados para el sistema eléctrico de Costa Rica


El despacho de energía del sistema de Costa Rica estimado para el período de julio 2020 a

diciembre 2021 proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción de

73%, seguido generación intermitente (eólica y solar) y geotermia, ambas con una

proporción de 13%, mientras que la generación termoeléctrica solo representa una

proporción de 1%. El despacho totaliza 5,998.24 GWh de julio a diciembre de 2020 y

12,827.14 GWh en el año 2021.

Tabla 49. Despacho de energía estimado para el sistema de Costa Rica, por etapa y tipo de

recurso (GWh).


2020

Jul 730.15 165.85 145.19 0.03 1,041.22

Ago 772.29 119.92 147.41 0.01 1,039.62

Sep 783.45 73.14 141.54 0.00 998.13

Oct 809.55 68.13 148.04 0.02 1,025.75

Nov 701.11 141.70 127.24 0.23 970.28

Dic 606.89 193.58 111.48 11.30 923.25

2021

Ene 722.39 213.75 147.40 19.15 1,102.69

Feb 706.02 186.25 133.71 19.82 1,045.80

Mar 722.37 215.97 148.04 23.49 1,109.87

Abr 692.64 169.08 143.26 14.59 1,019.57

May 866.63 107.31 148.04 3.85 1,125.84

Jun 874.30 94.23 129.94 0.79 1,099.26

Jul 805.03 168.84 145.19 0.28 1,119.34

Ago 846.52 119.19 147.41 0.05 1,113.17

Sep 851.97 73.60 141.54 0.05 1,067.15

Oct 884.23 68.13 148.04 0.09 1,100.49

Nov 719.07 140.88 127.24 0.24 987.44

Dic 612.81 200.88 111.48 11.35 936.51

2020 Jul-Dic 4,403.44 762.33 820.89 11.59 5,998.24

2021 Ene-Dic 9,303.99 1,758.11 1,671.29 93.76 12,827.14


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Figura 33. Despacho de energía estimado para el sistema de Costa Rica, por etapa y tipo de

recurso.


el sistema de Costa Rica


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Pág. 64




Las exportaciones e importaciones estimadas para el sistema de Costa Rica en el MER

muestran que este sistema es mayormente exportador, totalizando 557.1 GWh de julio a

diciembre 2020, y 1235.36 GWh durante el año 2021. Las importaciones, con menor

proporción, totalizan 46.58 GWh entre julio a diciembre de 2020 y 227.73 GWh en el año

2021.

Tabla 50. Exportaciones e importaciones de Costa Rica en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones

Costa Rica Exportaciones

Costa Rica

2020

Jul 0.24 117.44

Ago 0 98.41

Sep 0 96.71

Oct 0 99.47

Nov 0 90.3

Dic 46.34 54.78

2021

Ene 10.16 142.3

Feb 4.85 164.53

Mar 13.84 104.59

Abr 33.38 45.33

May 16.45 107.31

Jun 17.46 134.52

Jul 13.52 134.72

Ago 12.76 109.78

Sep 12.28 107.33

Oct 13.01 112.52

Nov 22.6 60.16

Dic 57.41 12.27

2020 Total 46.58 557.1

2021 Total 227.73 1235.36


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Figura 35. Exportaciones e Importaciones netas de Costa Rica en el MER.

Las transacciones de Costa Rica en el MER resultan de los intercambios a través de las

interconexiones con los sistemas vecinos, Nicaragua y Panamá, y cuyos resultados muestran

que el sistema costarricense es un exportador neto en el MER. Las exportaciones de Costa

Rica ocurren en una proporción de 79% por medio de las interconexiones con Nicaragua,

mientras que el 99% de las importaciones ocurren por medio de las interconexiones con.

Tabla 51. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Costa Rica en el MER a

través de las interconexiones con Nicaragua y Panamá (GWh).


Nicaragua Imports. desde

Panamá Exports. hacia

Nicaragua Exports. hacia

Panamá

2020

Jul 0 68.6 159.61 26.18

Ago 0 53.58 138.92 13.07

Sep 0 49.08 135.44 10.35

Oct 0 52.92 139.9 12.49

Nov 0 55.26 131.88 13.67

Dic 0 113.7 93.5 28.64

2021

Ene 0 59.76 127.4 64.5

Feb 0.24 28.62 111.75 76.77

Mar 2.31 68.21 115.21 46.06

Abr 5.73 104.48 96.95 25.22

May 3.49 85.06 140.51 38.9

Jun 0.94 75.97 135.71 58.26


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Pág. 66




Nicaragua Imports. desde

Panamá Exports. hacia

Nicaragua Exports. hacia

Panamá

Jul 0 88.76 154.06 55.9

Ago 0 102.71 152.44 47.28

Sep 0 95.66 145.54 45.18

Oct 0 103.53 151.98 51.05

Nov 0 128.08 141.54 24.09

Dic 0 177.89 129.92 2.84

2020 Total 0 393.13 799.25 104.4

2021 Total 12.72 1118.74 1603.01 536.07

Figura 36. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Costa Rica en el

MER a través de las interconexiones con Nicaragua y Panamá.


Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Costa Rica resultan en

valores promedio ponderados de 0.44 $/MWh en los meses de julio a diciembre 2020 y 8.29

$/MWh en el año 2021. Puede observarse la curva que marcan los valores a lo largo del

horizonte del estudio, cuyo comportamiento está relacionado con la estacionalidad,

resultando valores altos en la época de verano cuyos valores varían de 0.53 $/MWh a 37.41

$/MWh.


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Tabla 52. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Costa Rica ($/MWh).


2020

Jul 0.52 0.50 0.50 0.38 0.19 0.40

Ago 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50

Sep 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50

Oct 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50

Nov 0.51 0.50 0.50 0.33 0.20 0.40

Dic 0.54 0.50 0.28 0.26 0.21 0.32

2021

Ene 1.62 1.61 1.61 1.60 1.58 1.60

Feb 8.65 8.61 8.60 8.58 8.47 8.57

Mar 20.88 20.76 20.71 20.65 19.70 20.51

Abr 38.01 37.80 37.70 37.19 36.05 37.41

May 20.99 20.94 20.89 20.79 20.40 20.79

Jun 5.16 5.16 5.15 5.14 5.12 5.15

Jul 1.67 1.65 1.64 1.64 1.61 1.64

Ago 1.15 1.11 1.06 1.06 1.05 1.08

Sep 1.45 1.20 1.19 1.19 1.19 1.22

Oct 1.31 0.82 0.72 0.72 0.72 0.80

Nov 0.75 0.57 0.57 0.57 0.38 0.53

Dic 0.61 0.61 0.61 0.56 0.42 0.55

2020 Promedio 0.51 0.5 0.47 0.41 0.35 0.44

2021 Promedio 8.52 8.4 8.37 8.31 8.06 8.29

Figura 37. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Costa Rica


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Pág. 68




El sistema eléctrico de Costa Rica no presenta riesgo de déficit, tomando en consideración

que ninguna etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.

Figura 38. Confiabilidad energética del sistema eléctrico de Costa Rica.


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Pág. 69



4.6. Resultados para el sistema eléctrico de Panamá


El despacho de energía del sistema de Panamá estimado para el período de este estudio

proviene en un 74% de centrales hidroeléctricas, seguido de centrales térmicas con una

proporción de 18%, y finalmente de centrales intermitentes (solares y eólicas) con una

proporción de 9%. El despacho totaliza 5,675.26 GWh de julio a diciembre 2020 y 11,819.59

GWh en el año 2021.

Tabla 53. Despacho de energía estimado para el sistema de Panamá, por etapa y tipo de

recurso (GWh).


2020

Jul 769.35 50.83 0.00 125.43 945.62

Ago 760.36 37.88 0.00 168.79 967.03

Sep 729.12 35.36 0.00 159.94 924.42

Oct 810.97 32.29 0.00 119.33 962.59

Nov 688.95 49.29 0.00 165.79 904.03

Dic 708.22 94.96 0.00 168.39 971.57

2021

Ene 548.80 179.71 0.00 167.83 896.35

Feb 426.88 173.68 0.00 163.85 764.41

Mar 568.43 184.06 0.00 199.97 952.46

Abr 662.00 119.21 0.00 243.17 1,024.38

May 725.60 74.49 0.00 214.54 1,014.64

Jun 713.08 50.53 0.00 177.72 941.32

Jul 755.24 74.09 0.00 139.41 968.74

Ago 798.84 67.24 0.00 173.50 1,039.58

Sep 815.61 58.98 0.00 162.54 1,037.13

Oct 896.61 56.33 0.00 121.70 1,074.65

Nov 798.61 65.13 0.00 170.18 1,033.91

Dic 691.89 123.86 0.00 256.27 1,072.02

2020 Jul-Dic 4,466.97 300.62 0.00 907.67 5,675.26

2021 Ene-Dic 8,401.58 1,227.31 0.00 2,190.70 11,819.59


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Figura 39. Despacho de energía estimado para el sistema de Panamá, por etapa y tipo de

recurso.


el sistema de Panamá.


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Pág. 71




De los intercambios estimados en el MER, se observa que Panamá resulta mayor proporción

de exportaciones, totalizando 356.19 GWh de julio a diciembre 2020 y 1,073.48 GWh en el

año 2021, mientras que las importaciones totalizan 67.46 GWh de julio a diciembre 2020 y

490.82 GWh en el año 2021.

Tabla 54. Exportaciones e importaciones netas de Panamá en el MER (GWh).

Año Mes Importaciones netas

Panamá Exportaciones netas

Panamá

2020

Jul 18.03 60.44

Ago 6.63 47.14

Sep 7.31 46.04

Oct 6.94 47.37

Nov 5 46.58

Dic 23.56 108.62

2021

Ene 58.91 54.16

Feb 73.55 25.39

Mar 39.4 61.54

Abr 17.03 96.29

May 31.96 78.13

Jun 56.77 74.48

Jul 52.63 85.49

Ago 44.73 100.16

Sep 43.99 94.47

Oct 50.51 102.99

Nov 19.36 123.35

Dic 1.98 177.04

2020 Total 67.46 356.19

2021 Total 490.82 1073.48


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Figura 41. Exportaciones e Importaciones netas de Panamá en el MER.

Las transacciones de Panamá en el MER resultan de los flujos de energía a través de las

interconexiones con el sistema de Costa Rica, resultando 72% de exportaciones, es decir un

total de 393.13 GWh entre julio y diciembre 2020 y 1,118.74 GWh en el año2021. En cuanto

a las importaciones, totalizan 104.4 GWh entre julio y diciembre 2020 y 536.07 GWh en el

año 2021.

Tabla 55. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Panamá a través de las

interconexiones con Costa Rica (GWh).



Costa Rica

2020

Jul 26.18 68.6

Ago 13.07 53.58

Sep 10.35 49.08

Oct 12.49 52.92

Nov 13.67 55.26

Dic 28.64 113.7

2021

Ene 64.5 59.76

Feb 76.77 28.62

Mar 46.06 68.21

Abr 25.22 104.48

May 38.9 85.06


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Pág. 73





Costa Rica

Jun 58.26 75.97

Jul 55.9 88.76

Ago 47.28 102.71

Sep 45.18 95.66

Oct 51.05 103.53

Nov 24.09 128.08

Dic 2.84 177.89

2020 Total 104.4 393.13

2021 Total 536.07 1118.74

Figura 42. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Panamá a través

de las interconexiones con Costa Rica


Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Panamá resultan en

valores promedio ponderados de 0.79 $/MWh entre julio y diciembre 2020 y 13.66 $/MWh

en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los mayores valores, los

cuales varían entre 0.86 $/MWh y 3.72 $/MWh entre julio y diciembre 2020, y entre 9.99

$/MWh y 56.41 $/MWh en el año 2021.


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Pág. 74



Tabla 56. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Panamá ($/MWh).


2020

Jul 1.34 0.45 0.36 0.27 0.21 0.38

Ago 2.17 0.48 0.29 0.27 0.23 0.47

Sep 0.86 0.71 0.38 0.35 0.26 0.50

Oct 1.42 0.89 0.24 0.21 0.14 0.52

Nov 3.29 1.73 1.32 1.25 0.99 1.47

Dic 3.72 1.81 1.26 1.19 1.11 1.42

2021

Ene 10.79 7.63 6.30 5.81 5.22 6.43

Feb 20.74 16.71 14.91 13.86 13.56 15.06

Mar 40.36 22.54 21.80 21.23 20.63 23.01

Abr 53.43 38.99 36.51 33.86 32.15 38.23

May 46.07 24.51 23.39 21.00 19.69 23.03

Jun 13.88 12.80 10.81 6.21 5.65 10.13

Jul 9.99 8.89 5.61 4.78 3.09 5.89

Ago 11.76 11.41 1.76 1.21 0.85 4.95

Sep 14.93 10.29 1.02 0.85 0.82 5.35

Oct 16.77 15.25 0.53 0.45 0.42 6.79

Nov 21.14 3.20 0.41 0.31 0.28 2.41

Dic 56.41 42.35 24.98 20.88 0.79 22.87

2020 Promedio 2.13 1.01 0.64 0.59 0.49 0.79

2021 Promedio 26.36 17.88 12.34 10.87 8.6 13.66

Figura 43. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Panamá


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El sistema eléctrico de Panamá no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna


Figura 44. Confiabilidad energética del sistema eléctrico de Panamá


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Pág. 76



4.7. Resultados del Mercado Eléctrico Regional


El despacho estimado de energía de Centroamérica de julio 2020 a diciembre 2021, proviene

principalmente de centrales hidroeléctricas con una proporción del 59%, seguido de

generación térmica con una proporción del 21%, luego sigue la generación intermitente

(eólica y solar) con una proporción de 13%, la geotermia con una proporción de 7%, y

finalmente una proporción de apenas 1% proveniente de importaciones desde el sistema

mexicano por medio de la interconexión con Guatemala. El despacho totaliza 26,459.34 GWh

entre julio y diciembre 2020 y 55,190.33 GWh en el año 2021.

Tabla 57. Despacho de energía estimado para Centro América, por tipo de recurso (GWh).

Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Import. México Total

2020

Jul 2,867.76 557.02 332.45 589.45 82.89 4,429.57

Ago 2,978.47 452.92 321.31 696.73 79.08 4,528.51

Sep 3,044.45 330.20 319.03 616.77 71.01 4,381.46

Oct 3,192.07 361.01 333.23 542.05 55.69 4,484.05

Nov 2,505.24 533.61 287.57 929.51 7.87 4,263.80

Dic 2,219.33 735.76 293.89 1,122.77 0.22 4,371.97

2021

Ene 2,075.81 869.71 339.38 1,275.57 0.00 4,560.47

Feb 1,771.31 780.51 285.43 1,287.82 0.04 4,125.11

Mar 2,074.19 845.65 342.09 1,473.96 4.15 4,740.04

Abr 2,213.70 613.10 331.05 1,589.38 19.56 4,766.79

May 2,694.62 497.26 335.13 1,232.67 53.12 4,812.80

Jun 2,926.09 416.89 317.73 867.91 9.55 4,538.17

Jul 2,959.30 618.65 339.24 699.37 3.87 4,620.43

Ago 3,122.53 508.34 326.56 767.79 6.39 4,731.61

Sep 3,208.62 377.28 325.60 678.87 8.80 4,599.17

Oct 3,367.61 407.08 340.02 619.07 6.04 4,739.82

Nov 2,657.58 555.01 300.27 931.60 0.22 4,444.68

Dic 2,240.04 779.21 300.68 1,181.23 0.00 4,501.16

2020 Jul-Dic 16,807.33 2,970.54 1,887.44 4,497.27 296.76 26,459.34

2021 Ene-Dic 31,311.41 7,268.72 3,883.19 12,605.28 111.73 55,180.33


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Figura 45. Despacho de energía estimado para Centro América, por tipo de recurso

Figura 46. Composición del despacho de energía anual estimado para Centro América


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Las transacciones netas estimadas para los seis países del MER, calculadas como el flujo neto

en las interconexiones entre los sistemas, resultan con valores promedio mensuales de

273.93 GWh entre julio a diciembre 2020 y 304.23 GWh en el año 2021, totalizando 1,643.59

GWh entre julio y diciembre 2020 y 3,650.7 GWh en el año 2021.

Tabla 58. Transacciones netas en el MER


2020

Jul 268.11 268.12

Ago 263.93 263.92

Sep 279.48 279.49

Oct 261.55 261.55

Nov 248.33 248.33

Dic 322.19 322.20

2021

Ene 304.88 304.87

Feb 294.85 294.85

Mar 249.93 249.92

Abr 250.93 250.93

May 275.62 275.64

Jun 337.43 337.42

Jul 329.49 329.48

Ago 330.74 330.74

Sep 335.46 335.44

Oct 357.01 357.03

Nov 290.34 290.37

Dic 294.02 294.01

2020 Total 1,643.59 1,643.61

2021 Total 3,650.70 3,650.70


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Figura 47. Transacciones netas de energía en el Mercado Eléctrico Regional.

De los intercambios estimados para cada país en el MER, los sistemas de Costa Rica, Panamá

y Guatemala son los que se perfilan como los mayores exportadores de energía, con

proporciones de 34%, 27% y 21% de las exportaciones totales en el MER, respectivamente;

mientras que los sistemas que se perfilan como los mayores importadores son El Salvador,

Nicaragua y Honduras, con proporciones de 34%, 26% y 15% de las importaciones totales

en el MER, respectivamente.

Tabla 59. Exportaciones e importaciones netas estimadas por país (GWh)

País Importaciones Exportaciones

2020 2021 2020 2021

Guatemala 84.62 406.09 528.38 606.33

El Salvador 669.44 1,127.05 50.10 138.67

Honduras 428.78 383.67 104.19 559.21

Nicaragua 346.70 1,015.33 47.61 37.62

Costa Rica 46.58 227.73 557.10 1,235.36

Panamá 67.46 490.82 356.19 1,073.48

Total 1,643.57 3,650.68 1,643.57 3,650.68


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Figura 48. Exportaciones e importaciones netas estimadas por país.


Los costos marginales para la demanda son resultado de los recursos de generación

disponibles en el sistema para atender el suministro de energía, así como de la

infraestructura de transmisión que los interconecta y las restricciones operativas que puedan

afectar el despacho óptimo.

De los seis países que conforman el MER, en el sistema de Costa Rica es donde resultan los

menores costos marginales, seguido por los sistemas de Panamá y Guatemala, mientras que

los sistemas de El Salvador, Nicaragua y Honduras resultan con los costos marginales más

altos.


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Tabla 60. Costo marginal promedio mensual para los países del MER ($/MWh).


2020

Jul 38.69 40.43 98.85 33.47 0.40 0.38

Ago 38.52 40.82 108.24 42.27 0.50 0.47

Sep 35.74 38.43 105.25 40.18 0.50 0.50

Oct 34.13 36.58 97.95 38.14 0.50 0.52

Nov 36.72 38.52 96.02 32.04 0.40 1.47

Dic 34.95 37.62 103.17 1.93 0.32 1.42

2021

Ene 38.60 40.43 106.44 13.79 1.60 6.43

Feb 42.11 44.07 113.83 18.20 8.57 15.06

Mar 43.00 44.83 130.88 28.14 20.51 23.01

Abr 46.78 48.78 143.92 47.89 37.41 38.23

May 49.60 50.23 137.74 47.76 20.79 23.03

Jun 42.74 43.00 115.02 45.23 5.15 10.13

Jul 39.73 40.29 118.00 31.85 1.64 5.89

Ago 39.84 40.45 120.93 38.61 1.08 4.95

Sep 36.94 37.80 114.02 41.59 1.22 5.35

Oct 35.32 36.18 114.98 38.74 0.80 6.79

Nov 36.84 37.76 118.61 24.75 0.53 2.41

Dic 35.63 36.47 125.38 19.48 0.55 22.87

2020 Promedio 36.46 38.73 101.59 31.28 0.44 0.79

2021 Promedio 40.58 41.67 121.7 33.05 8.29 13.66

Figura 49. Costo marginal promedio mensual para los países del MER.


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Pág. 82



Figura 50. Costo marginal promedio anual para los países del MER.


El criterio de confiabilidad adoptado, considera que existe riesgo de déficit en un sistema si

en una de las etapas del horizonte de estudio se supera el 2% de la demanda en más del 5%

de las series hidrológicas analizadas.

De acuerdo con los resultados obtenidos, es notable que el Sistema Eléctrico Regional de

América Central cuenta con un alto nivel de confiabilidad para el suministro de la demanda

en todo el horizonte de análisis.


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Pág. 83



Figura 51. Confiabilidad del Sistema Eléctrico Regional de América Central.

Conclusiones

• De acuerdo con las estimaciones de demanda, la pandemia COVID-19 ha afectado el

desarrollo económico y productivo de los países de la región desde el mes de marzo,

cuando la región inició con las medidas de prevención de la enfermedad, lo cual se refleja

en la contracción de 8.51% en la demanda del cuatrimestre marzo – junio de 2020

respecto del mismo período del año 2019.

• Se estima que la pandemia provoque una involución de la demanda, contrayéndose

respecto del año 2019, en 4.68% en el año 2020 y 1.50% en el año 2021.

• Se prevé que la demanda en el sistema eléctrico de América Central será suministrada

principalmente con recursos renovables, cuya proporción es del 74%, de los cuales 59%

es producida por centrales hidroeléctricas, 13% por centrales renovables intermitentes

(eólicas y solares fotovoltaicas) y 7% por geotérmicas; mientras que el 21% del suministro

será producido por centrales termoeléctricas y 1% a importaciones desde el sistema

mexicano a través de la interconexión con Guatemala.

• Las transacciones estimadas en el MER mantienen un potencial relevante, en el orden de

294 GWh mes, siendo los sistemas de Costa Rica, Panamá y Guatemala los mayores

exportadores de la región y mientras que El Salvador, Honduras y Nicaragua siguen

como principales importadores.


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• El costo marginal para el suministro de la demanda evidencia la composición de las

matrices energéticas de cada uno de los países, así como el beneficio del uso de la red

de interconexión regional, tal es el caso del sistema costarricense, en el cual resultan los

menores costos marginales de la región con valores promedio de 0.44 $/MWh en los

meses de julio a diciembre de 2020 y 8.29 $/MWh en el año 2021.

• Los costos marginales de la demanda también se observan deprimidos como efecto de

la pandemia COVID-19 en todas las etapas del estudio, en mayor o menor medida en

los diferentes países del MER, lo cual puede obedecer no solo a la involución estimada

de la demanda, sino también a la expansión del sistema de generación que se ha

concretado en los últimos años, así como el cronograma previsto para el corto plazo,

con una política enfocada en el desarrollo de proyectos con recursos renovables,

principalmente solares fotovoltaicos y eólicos.

• Respecto de la expansión informada del sistema de generación, en el segundo semestre

del año 2020 se incorporaron en la región seis proyectos de energía solar fotovoltaica

por un total de 147.9 MW solares fotovoltaicas. Para el segundo semestre de este mismo

año se espera la incorporación de 5 proyectos con fuentes renovables (hidroeléctricas,

solares fotovoltaicas y eólicas), por un total de 286 MW, y para el año 2021 se espera la

incorporación de 10 proyectos con fuentes renovables por un total de 218 MW, así como

la incorporación de un proyecto de gas natural en Nicaragua con capacidad de 315 MW.

• De acuerdo a las condiciones previstas para el sistema eléctrico regional y conforme a

los resultados del método de indicador de confiabilidad energética, se concluye que la

capacidad de generación estimada es suficiente para suministrar los requerimientos de

la demanda, y que la red de transmisión soporta convenientemente los flujos desde los

puntos de generación hasta los centros de consumo.

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PLANEAMIENTO OPERATIVO DE AMERICA CENTRAL 2020-2021...Informe de metodología y premisas Planeamiento Operativo de América Central 2019-2020 (I Semestre 2019) Colonia San Benito,