Nicaragua es el país de Centroamérica con la menor generación de electricidad, [1] así como el menor porcentaje de población con acceso a la electricidad. El proceso de desagregación y privatización de la década de 1990 no logró los objetivos esperados, lo que resultó en muy poca capacidad de generación agregada al sistema. Esto, junto con su alta dependencia del petróleo para la generación de electricidad (la más alta de la región), provocó una crisis energética en 2006 de la que el país aún no se ha recuperado del todo.
Datos | |
---|---|
Cobertura de electricidad (2006) | 55% (total), 40% (rural), 90% (urbano); ( Promedio total de ALC en 2005: 92%) |
Capacidad instalada (2006) | 751 MW |
Participación de la energía fósil | 75% |
Cuota de energía renovable | 25% (hidro y geotermia) |
Emisiones de GEI de la generación de electricidad (2003) | 1,52 MtCO 2 |
Uso promedio de electricidad (2006) | 366 kWh per cápita |
Pérdidas de distribución (2006) | 28,8%; ( Promedio de ALC en 2005: 13,6%) |
Consumo por sector (% del total) | |
Residencial | 34% |
Industrial | 20% |
Comercial | 31% |
Tarifas y financiación | |
Tarifa residencial promedio (US $ / kW · h, 2006) | 0,137; ( Promedio de LAC en 2005: 0.115) |
Tarifa industrial promedio (US $ / kW · h, 2006) | 0,101; ( Promedio de LAC en 2005: 0.107) |
Tarifa comercial promedio (US $ / kW · h, 2006) | 0,137 |
Servicios | |
Desagregación del sector | sí |
Participación del sector privado en la generación | 70% |
Suministro competitivo a grandes usuarios | No |
Oferta competitiva a usuarios residenciales | No |
Instituciones | |
No. de proveedores de servicios | 10 (generación), 1 (transmisión), 1 principal (distribución) |
Responsabilidad por la regulación | INE-Instituto Nicaragüense de Energía |
Responsabilidad por el establecimiento de políticas | MEM-Ministerio de Energía y Minas |
Responsabilidad por el medio ambiente | Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARENA) |
Ley del sector eléctrico | Sí (1998, modificado en 1997) |
Ley de energías renovables | Sí (2005) |
Transacciones MDL relacionadas con el sector eléctrico | 2 proyectos MDL registrados ; 336,723 t CO 2 e reducciones de emisiones anuales |
Las cifras recientes están disponibles en: https://web.archive.org/web/20130726102527/http://ine.gob.ni/DGE/serieHistorica.html
El sistema eléctrico nicaragüense comprende el Sistema Interconectado Nacional (SIN), que cubre más del 90% del territorio donde vive la población del país (toda la zona Pacífico, Centro y Norte del país). Las regiones restantes están cubiertas por pequeños sistemas de generación aislada. [2] El proyecto SIEPAC integrará la red eléctrica del país con el resto de países centroamericanos, lo que se espera mejore la confiabilidad del suministro y reduzca costos.
Oferta y demanda de electricidad
Capacidad instalada
Nicaragua depende en gran medida del petróleo para la generación de electricidad: 75% de dependencia en comparación con un promedio de 43% para los países centroamericanos . En 2006, el país contaba con 751,2 MW de capacidad nominal instalada, de los cuales 74,5% eran térmicos, 14% hidroeléctricos y 11,5% geotérmicos. El 70% de la capacidad total estaba en manos privadas. [1]
La generación bruta de electricidad fue de 3.140 GWh, de los cuales el 69% provino de fuentes térmicas tradicionales, el 10% de centrales térmicas de bagazo , el 10% de hidroeléctricas y el 10% de fuentes geotérmicas . El 1% restante corresponde a la electricidad generada en los sistemas “aislados”. El desglose detallado de la generación entre las diferentes fuentes es el siguiente: [3]
Fuente | Generación (GWh) | Generacion (%) |
---|---|---|
Hidroeléctrica (pública) | 307 | 9,8% |
Térmica (pública) - fueloil | 199 | 6,3% |
Térmica (privada) - fuel oil | 1,883 | 60% |
Termal (privado) - bagazo | 323 | 10,3% |
Turbinas de gas (públicas) - diesel | 71 | 2,3% |
Turbinas de gas (privadas) - diesel | 0,82 | 0,02% |
Geotermia | 311 | 9,9% |
Sistemas aislados | 42 | 1,3% |
Fuente : Estadísticas del INE
Aunque la capacidad instalada nominal ha aumentado en 113 MW desde 2001, la capacidad efectiva solo ha aumentado en 53 MW, permaneciendo tan baja como 589 MW en 2006. [3] La gran diferencia entre la capacidad nominal y efectiva se debe a la existencia de plantas térmicas antiguas. que no funcionan correctamente y que deben renovarse o reemplazarse.
Demanda
En 2006, la electricidad total vendida en Nicaragua aumentó un 5,5%, hasta los 2.052 GWh, lo que corresponde a un consumo anual per cápita de 366kWh. La participación en el consumo de los diferentes sectores económicos fue la siguiente: [1]
- Residencial: 34%
- Comercial: 31%
- Industrial: 20%
- Otro: 15%
Demanda versus oferta
La demanda máxima ha aumentado en Nicaragua a una tasa anual de alrededor del 4% desde 2001, [1] lo que ha llevado a un margen de reserva bajo (6% en 2006). Además, se espera que la demanda aumente un 6% anual durante los próximos 10 años, lo que aumenta la necesidad de nueva capacidad de generación. [2]
Acceso a la electricidad
En 2001, solo el 47% de la población de Nicaragua tenía acceso a la electricidad. Los programas de electrificación desarrollados por la ex Comisión Nacional de Electricidad (CNE) con recursos del Fondo Nacional para el Desarrollo de la Industria Eléctrica (FODIEN), el Banco Interamericano de Desarrollo, el Banco Mundial y el Fondo Suizo de Electrificación Rural (FCOSER) , han llevado a un aumento en el acceso a la electricidad al 55% (68% según estimaciones del Censo, que también consideran conexiones ilegales) para 2006. [1] Sin embargo, esta cobertura aún se encuentra entre las más bajas de la región y muy por debajo del 94.6 promedio para ALC [4] La cobertura en las áreas rurales está por debajo del 40%, mientras que en las áreas urbanas alcanza el 92%. [5]
En 2004, la Comisión Nacional de Energía (CNE) desarrolló el Plan Nacional de Electrificación Rural (PLANER), que estableció metas y cifras de inversión para el período 2004-2013. [6] Su objetivo es llevar energía al 90% de las áreas rurales del país a fines de 2012. [7] La Política de Electrificación Rural fue aprobada en septiembre de 2006 como la guía principal para la implementación del PLANER. [8]
Calidad de servicio
Frecuencia y duración de la interrupción
En 2003, el número promedio de interrupciones por suscriptor fue de 4 (el promedio ponderado de LAC en 2005 fue de 13), mientras que la duración de las interrupciones por suscriptor fue de 25 horas (el promedio ponderado de LAC en 2005 fue de 14). [4] Sin embargo, la situación empeoró durante la crisis energética de 2006, cuando grandes sectores del país sufrieron apagones continuos y prolongados (ver Acontecimientos recientes a continuación).
Pérdidas de distribución
En 2006, las pérdidas de distribución en Nicaragua fueron de 28,8%, las más altas de Centroamérica junto con Honduras , cuyo promedio fue de 16,2%. [1] Este es uno de los problemas más agudos que enfrenta el sector en Nicaragua, ya que genera pérdidas económicas muy importantes. Este problema se debe en parte a la existencia generalizada de conexiones ilegales, sistemas de medición alterados y baja capacidad de cobro de facturas en ciertas áreas.
Responsabilidades en el sector eléctrico
Política y regulación
Las entidades reguladoras del sector eléctrico en Nicaragua son: [9]
- El Ministerio de Energía y Minas (MEM), creado en enero de 2007, reemplazó a la Comisión Nacional de Energía (CNE). El MEM está a cargo de producir las estrategias de desarrollo para el sector eléctrico nacional. En 2003, la CNE elaboró el “Plan Indicativo para la generación en el sector eléctrico en Nicaragua, 2003-2014”, que tiene como objetivo brindar información útil a los inversionistas privados para orientar sus decisiones sobre tecnologías a implementar en el país. [10]
- El Instituto Nicaragüense de Energía (INE) aplica las políticas definidas por el gobierno (es decir, por el MEM). Se encarga de la regulación y la fiscalidad.
- La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) es el organismo regulador del Mercado Regional de Electricidad (MER) creado por el Tratado Marco de 1996 para el Mercado Eléctrico de Centroamérica.
El Centro Nacional de Despacho (CNDC) es el organismo operativo encargado de administrar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEN) y el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Generacion
En 2006, había 10 empresas de generación en el Sistema Interconectado Nacional, ocho de las cuales estaban en manos privadas. El número y tipo de plantas operadas por cada empresa fue el siguiente: [1]
Tipo | Nombre de empresa | No. de plantas | Capacidad instalada (MW) |
---|---|---|---|
Público | 4 | 226,8 | |
Hidroeléctrico | Hidrogesa | 2 | 104,4 |
Térmico | GECSA | 2 | 122,4 |
Privado | 9 | 524,4 | |
Geotermia | Gemosa | 1 | 77,5 |
SJP | 1 | 10 | |
Térmico | CENSA | 1 | 63,9 |
CEE | 1 | 47 | |
GEOSA | 2 | 120 | |
Monte Rosa | 1 | 67,5 | |
NSEL | 1 | 59,3 | |
Tipitapa | 1 | 52,2 | |
TOTAL | 13 | 751,2 |
Fuente : CEPAL 2007
Transmisión
En Nicaragua, el 100% de la transmisión es manejada por ENATREL, que también se encarga del despacho del sistema. [1]
Distribución
En Nicaragua, la empresa Dissur-Disnorte, propiedad de la española Unión Fenosa , controla el 95% de la distribución. Otras empresas con aportaciones menores son Bluefields, Wiwilí y ATDER-BL. [1]
Recursos energéticos renovables
El “Plan Indicativo de generación en el sector eléctrico en Nicaragua, 2003-2014” no establece ningún objetivo u obligación legal para el desarrollo de recursos renovables en el país. [10] Sin embargo, en abril de 2005, el gobierno aprobó la Ley No. 532., la “Ley de Promoción de la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables” . Esta ley declaró que el desarrollo y la explotación de recursos renovables es de interés nacional y estableció incentivos fiscales para las energías renovables.
Avances en energías renovables
NPR informó en 2015 que Nicaragua estaba aumentando su capacidad de energía renovable. El informe dice que las energías renovables generan casi la mitad de la electricidad del país, y que esto podría aumentar al 80% en un futuro próximo. [11]
Hidroelectricidad
Actualmente, las plantas hidroeléctricas representan solo el 10% de la electricidad producida en Nicaragua. La empresa pública Hidrogesa es propietaria y opera las dos plantas existentes (Centroamérica y Santa Bárbara).
Como respuesta a la reciente (y aún no resuelta) crisis energética ligada a la sobredependencia de Nicaragua de los derivados del petróleo para la generación de electricidad, existen planes para la construcción de nuevas centrales hidroeléctricas. En 2006 el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y el Gobierno llegaron a un acuerdo mediante el cual el BCIE aportará US $ 120 millones en los próximos cinco años (2007-2012) para financiar varios proyectos hidroeléctricos: [12]
- Modernización de las plantas Centroamérica y Santa Bárbara, que generan 50 MW cada una.
- US $ 37 millones para el diseño, construcción y operación inicial de la central hidroeléctrica de 17 MW Larreynaga, que se ubicará 161 km al norte de Managua , en el Departamento de Jinotega.
- US $ 42-45 millones para el diseño, construcción y operación inicial de la central hidroeléctrica Sirena-Los Calpules de 21 MW.
En marzo de 2008, el gobierno de Irán aprobó un crédito de 230 millones de dólares para la construcción de una central hidroeléctrica de 70 MW con el nombre de Bodoke en el río Tuma en el departamento norteño de Jinotega . Según informes de prensa, el proyecto será ejecutado por una empresa estatal iraní con financiamiento del Banco de Exportación de Irán en virtud de un acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua. [13] La micro-energía hidroeléctrica también sigue siendo un recurso energético sostenible popular, particularmente en las regiones rurales aisladas de Nicaragua que actualmente no están electrificadas [1] [ enlace muerto permanente ] .
La Represa Tumarín , una represa de gravedad , se encuentra actualmente en construcción en el Río Grande de Matagalpa, aguas arriba de la ciudad de Tumarín en la Región Autónoma de la Costa Caribe Sur , Nicaragua . Se encuentra a unos 35 km (22 millas) al este de San Pedro del Norte, donde el Río Grande de Matagalpa se encuentra con el Río Tuma . [14] La construcción preliminar (carreteras, puentes y cimientos) comenzó en 2011 y se espera que las obras principales comiencen en febrero de 2015. Su finalización está programada para 2019. [15] Eletrobras de Brasil financiará los US $ 1.100 millones en una construcción de 20 a 30 años. Acuerdo de operación-transferencia (BOT). El proyecto está siendo desarrollado por Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua (CHN). [16] La central ubicada en la base de la presa albergará tres turbinas -generadoras Kaplan de 84,33 MW para una capacidad instalada de 253 MW. [17]
Viento
El potencial eólico de Nicaragua aún está en gran parte sin explotar. Sin embargo, se están dando pasos, en parte gracias al nuevo marco creado por la Ley N ° 532.
En febrero de 2009, el Consorcio Eólico Amayo conectó exitosamente su nuevo Parque Eólico de 40 MW al SIN, convirtiéndolo en el primer parque eólico operativo del país. Entre fines de 2009 y principios de 2010, el parque eólico Amayo se amplió con 23 MW adicionales, capacidad total ahora de 60 MW El parque eólico consta de 30 aerogeneradores tipo S88 2,1 MW, de Suzlon Wind Energy, India.
Amayo es actualmente la instalación eólica operativa más grande de Centroamérica.
Geotermia
Nicaragua es un país dotado de un gran potencial geotérmico gracias a la presencia de volcanes de la Cordillera de los Marribios a lo largo de la Costa del Pacífico. Sin embargo, el país aún está muy lejos de explotar este recurso natural de manera extensa y eficiente. [10] La Ley No. 443 regula la exploración y explotación de recursos geotérmicos.
La mayor de las dos plantas geotérmicas en funcionamiento es el proyecto geotérmico Momotombo, cuya explotación comercial se inició en 1983, cuando se puso en funcionamiento la primera unidad geotérmica de 35 MW. La segunda unidad de 35 MW se instaló en 1989. Sin embargo, la mala gestión de la explotación provocó caídas en los niveles de producción hasta los 10 MW. Se espera que con la implementación de un programa de reinyección y la explotación de un embalse más profundo, la producción aumente de los 20 MW actuales a 75 MW. [10]
Ram Power, anteriormente Polaris Geothermal, opera actualmente la planta geotérmica San Jacinto Tizate de 10 MW, un proyecto MDL registrado (ver proyectos MDL en electricidad a continuación), con dos fases de expansión en marcha, la primera en comenzar a operar en el otoño de 2010. El Estaba previsto que la segunda fase estuviera en funcionamiento en diciembre de 2012. [18]
Biomasa
El bagazo de caña de azúcar alimenta el 10% de la generación eléctrica en plantas térmicas en Nicaragua.
Historia del sector eléctrico y desarrollos recientes
Monopolio estatal integrado (1979-1992)
Hasta principios de la década de 1990, el sector eléctrico en Nicaragua se caracterizaba por la presencia del Estado, a través del Instituto Nicaragüense de Energía (INE), en todas sus actividades. Creado en 1979, el INE tenía la categoría de Ministerio y era un monopolio estatal integrado verticalmente responsable de la planificación, regulación, formulación de políticas, desarrollo y operación de los recursos energéticos del país. Durante esa década, el sector enfrentó serios problemas financieros y operativos como consecuencia de la devaluación de la moneda, la guerra, el embargo comercial impuesto por Estados Unidos y la falta de recursos para invertir en la operación y mantenimiento del sistema eléctrico. [19]
Reformas del sector (1992-2002)
A principios de la década de 1990, el gobierno de la presidenta Violeta Chamorro inició la reforma del sector eléctrico con el objetivo de asegurar una cobertura eficiente de la demanda, promover la eficiencia económica y atraer recursos para la expansión de la infraestructura. En 1992, la ley permitió al INE negociar contratos y concesiones con inversionistas privados. La Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) fue creada en 1994 como la empresa estatal encargada de la generación, transmisión, distribución, comercialización y coordinación de las operaciones previamente asignadas al INE. El INE mantuvo sus funciones de planificación, formulación de políticas, regulación y tributación. [19]
El proceso de reforma se consolidó en 1998 con la Ley 272 (Ley del Sector Eléctrico - LIE) y la Ley 271 (Ley de Reforma del INE). La reforma del INE condujo a la creación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que asumió las responsabilidades de formulación de políticas y planificación. La Ley 272 estableció los principios básicos para el funcionamiento de un mercado mayorista competitivo con participación de empresas privadas. Se desagregó la generación , transmisión y distribución de electricidad y se prohibió a las empresas tener intereses en más de una de las tres actividades. ENEL se reestructuró en cuatro empresas de generación (Hidrogesa, GEOSA, GECSA y GEMOSA); dos empresas distribuidoras (DISNORTE y DISSUR), ambas adquiridas por Unión Fenosa y luego fusionadas en una sola empresa; y una empresa de transmisión (ENTRESA, ahora ENATREL). [19]
El proceso de privatización que se inició en 2000 con una oferta pública de las cuatro empresas generadoras se complicó tanto por problemas legales como por la falta de interés de los inversores. Como resultado, ENEL mantuvo un rol más relevante de lo inicialmente esperado. Hidrogesa se mantuvo en manos públicas como único actor de generación hidroeléctrica mientras que sus utilidades sirven para financiar las pérdidas de GECSA, propietaria de las centrales térmicas que no atrajeron el interés privado, y los planes de electrificación rural en zonas aisladas. [19]
Las reformas de los noventa no lograron sus objetivos. Se esperaba que la privatización trajera inversiones en nueva generación, pero se agregó muy poca capacidad en los años que siguieron a la reforma. Además, la capacidad de generación agregada en la última década ha dependido principalmente de combustibles líquidos, lo que hace que el país sea más vulnerable a la subida de los precios del petróleo. Además, como se mencionó, las pérdidas de distribución se han mantenido en niveles muy altos (28%). La reforma también tuvo como objetivo implementar cambios graduales en las tarifas eléctricas que reflejaran los costos, lo que resultó ser políticamente inviable.
Aumento del precio del petróleo, tensiones financieras y apagones (2002-2006)
Cuando los precios del petróleo aumentaron a partir de 2002, el regulador no aprobó los aumentos de las tarifas eléctricas porque se esperaba que fueran muy impopulares. La carga financiera de los mayores costos de generación se traspasó así a la empresa de distribución privatizada, que, en parte como resultado, ha estado sufriendo graves pérdidas. [20]
En 2006, el sector eléctrico en Nicaragua sufrió una grave crisis, con apagones de 4 a 12 horas que afectaron prácticamente a todo el país. Se culpó a la distribuidora propiedad de Unión Fenosa y la concesión fue cancelada temporalmente por el gobierno, que llamó a arbitraje. [21] Esto llevó a Unión Fenosa a reclamar su garantía MIGA (Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones). La crisis se agravó aún más por la incapacidad del INE y la CNE de cooperar de manera constructiva. La situación de emergencia mejoró en 2007 debido a la instalación de 60 MW de capacidad de generación diesel financiada por Venezuela. [22]
Creación del Ministerio de Energía (2007)
En enero de 2007, poco después de la toma de posesión del presidente Daniel Ortega , una nueva ley creó el Ministerio de Energía y Minas (MEM), que reemplazó a la CNE. El nuevo Ministerio heredó las responsabilidades del CNE junto con algunas competencias adicionales del INE. Asimismo, en agosto de 2007 se llegó a un acuerdo entre Unión Fenosa y el nuevo gobierno de Nicaragua. El gobierno se comprometió a aprobar una ley para combatir el fraude, [23] que ayudará a reducir las pérdidas de distribución y Unión Fenosa desarrollará un plan de inversiones para el período hasta 2012. [20]
Integración regional, el proyecto SIEPAC
En 1995, luego de casi una década de estudios preliminares, los gobiernos centroamericanos, el gobierno de España y el Banco Interamericano de Desarrollo acordaron la ejecución del proyecto SIEPAC . Este proyecto tiene como objetivo la integración eléctrica de la región. Los estudios de factibilidad mostraron que la creación de un sistema de transmisión regional sería muy positiva para la región y conduciría a una reducción de los costos de electricidad y a mejoras en la continuidad y confiabilidad del suministro. En 1996, los seis países (Panamá, Honduras, Guatemala, Costa Rica, Nicaragua y El Salvador) firmaron el Tratado Marco para el Mercado Eléctrico de Centroamérica. [24]
El diseño del Mercado Eléctrico Regional (MER) fue realizado en 1997 y aprobado en 2000. El MER es un mercado adicional superpuesto a los seis mercados nacionales existentes, con un reglamento regional, en el que los agentes autorizados por el Órgano Operativo Regional (EOR) realizar transacciones eléctricas internacionales en la región. En cuanto a la infraestructura, EPR ( Empresa Propietaria de la Red SA ) está a cargo del diseño, ingeniería y construcción de cerca de 1.800 km de líneas de transmisión de 230kV. [24] Se espera que el proyecto esté operativo a finales de 2011. [7]
(Para un mapa de la línea de transmisión regional, ver SIEPAC )
Tarifas y subvenciones
Tarifas
Las tarifas eléctricas en Nicaragua habían aumentado solo levemente entre 1998 y 2005 (de hecho, las tarifas industriales disminuyeron en ese período). Sin embargo, en 2006 las tarifas eléctricas experimentaron un fuerte aumento con respecto a 2005: 12% para las residenciales, 26% para las comerciales y 23% para las industriales. Los aranceles medios para cada uno de los sectores fueron: [1]
- Residencial: US $ 0,137 por kWh ( promedio ponderado de ALC : US $ 0,115)
- Comercial: US $ 0,187 por kWh
- Industrial: US $ 0,101 por kWh ( promedio ponderado de ALC : US $ 0,107)
Estas tarifas no son bajas; de hecho, se encuentran entre los más altos de la región centroamericana. Los precios residenciales están cerca del promedio regional, mientras que los precios industriales son los más altos de la región. [1]
Subvenciones
Actualmente, existen subsidios cruzados en la estructura tarifaria. Los consumidores de media tensión pagan tarifas más altas que sirven para subsidiar tarifas más bajas para los consumidores de baja tensión. Los usuarios que consumen menos de 150 kWh al mes reciben transferencias del resto de consumidores. Los usuarios de menor consumo (0-50kWh / mes) se benefician de reducciones de entre el 45% y el 63% en su tarifa media. Los consumidores que superan el límite de 50 kWh también se benefician del sistema de subvenciones en menor medida.
Inversión y financiación
Generacion
En 2007, el gobierno venezolano financió una nueva generación de “emergencia” (60 MW). Por otro lado, los nuevos proyectos hidroeléctricos recibirán financiamiento público y privado, mientras que el actual desarrollo eólico Amayo y la nueva planta geotérmica San Jacinto Tizate son de financiamiento privado.
Transmisión
Entresa ha elaborado un Plan de expansión de la infraestructura de transmisión para el período 2007-2016 . Sin embargo, todavía no se ha asegurado la financiación de todos los proyectos. [20]
Distribución
En agosto de 2007 Unión Fenosa se comprometió a elaborar un plan de inversiones para el período hasta 2012.
Electrificación rural
Las fuentes de financiamiento para la electrificación rural son limitadas. El Fondo Nacional para el Desarrollo de la Industria Eléctrica (FODIEN) recibe sus recursos de las concesiones y licencias otorgadas por el Instituto Nicaragüense de Energía (INE). Sin embargo, los fondos han sido insuficientes. [19] El Banco Mundial (a través del proyecto PERZA) y el gobierno suizo (a través de FCOSER) también han contribuido con fondos y asistencia para promover los objetivos de electrificación rural en el país.
Resumen de la participación privada en el sector eléctrico
La generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, que anteriormente estaba en manos de la estatal ENEL, se desagregó en 1998. Hoy en día, existen 10 empresas de generación en el Sistema Interconectado Nacional, 8 de las cuales están en manos privadas. El 100% de la capacidad hidroeléctrica está en manos de la empresa pública Hidrogesa. En cuanto a la transmisión, es manejada únicamente por la estatal ENATREL, mientras que la distribución está controlada en un 95% por la española Unión Fenosa.
Actividad | Participación privada (%) |
---|---|
Generacion | 70% de la capacidad instalada |
Transmisión | 0% |
Distribución | 100% |
Electricidad y medio ambiente
Responsabilidad por el medio ambiente
El Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MARENA) es la institución encargada de la conservación, protección y uso sostenible de los recursos naturales y el medio ambiente.
La Comisión Nacional de Cambio Climático fue creada en 1999. [25]
Emisiones de gases de efecto invernadero
OLADE (Asociación Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 de la producción de electricidad en 2003 fueron de 1,52 millones de toneladas de CO 2 , lo que corresponde al 39% del total de emisiones del sector energético. [26] Esta alta contribución a las emisiones de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región se debe a la alta participación de la generación térmica.
Proyectos MDL en electricidad
Actualmente (noviembre de 2007), solo hay dos proyectos MDL registrados en el sector eléctrico en Nicaragua, con reducciones de emisiones estimadas en general de 336,723 tCO 2 e por año. Uno de ellos es el proyecto geotérmico San Jacinto Tizate y el otro es el Proyecto de Cogeneración de Bagazo Monte Rosa [27]
Asistencia externa
Banco Interamericano de Desarrollo
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) tiene varios proyectos en ejecución en el sector eléctrico en Nicaragua:
- En octubre de 2007, el BID aprobó US $ 350.500 para el Programa de Apoyo a la Inversión en el Sector Eléctrico .
- En junio de 2007 se aprobó un préstamo de US $ 12 millones para el proyecto de Fortalecimiento de la Transmisión Nacional para la Integración SIEPAC . El objetivo de este proyecto es asegurar que el sistema de transmisión nicaragüense esté adaptado para la interconexión con la línea SIEPAC . Es necesario asegurar que la energía pueda ser comercializada de acuerdo con los criterios de seguridad y confiabilidad establecidos por el Sistema Eléctrico Regional, evitando interrupciones del servicio tanto a nivel nacional como regional.
- En junio de 2006, el BID también aprobó una actividad de cooperación técnica para el Desarrollo de la Eficiencia Energética en Nicaragua . El objetivo de este programa es asistir al Gobierno en el diseño, evaluación e implementación de medidas de eficiencia energética, incluyendo la implementación de proyectos piloto, identificación de las necesidades de información y preparación de las propuestas de préstamos para la implementación de medidas adicionales de eficiencia energética.
- En diciembre de 2005 se aprobaron dos actividades de cooperación técnica eólica, una para el Desarrollo de la generación de energía eólica en sistemas aislados y otra para un Estudio de viabilidad de un parque eólico en Corn Island .
Banco Mundial
El Banco Mundial tiene actualmente un proyecto de Electrificación Rural Fuera de la Red (PERZA) en ejecución en Nicaragua. El proyecto de US $ 19 millones recibirá financiamiento del Banco por US $ 12 millones en el período 2003-2008. El objetivo principal del proyecto es apoyar la provisión sostenible de servicios eléctricos y los beneficios sociales y económicos asociados en sitios rurales seleccionados en Nicaragua, y fortalecer la capacidad institucional del Gobierno para implementar su estrategia nacional de electrificación rural.
Otro
Varios países han brindado apoyo financiero para la expansión de la red de transmisión en Nicaragua:
- Alemania : el banco alemán KfW ha proporcionado financiación a varios proyectos de transmisión en los últimos años. Uno de esos proyectos, la construcción de la subestación eléctrica Las Colinas y su línea de transmisión asociada se finalizará en diciembre de 2007. [28]
- Corea : El Eximbank de Corea también ha aportado fondos en los últimos años para la ampliación del sistema de transmisión con varias subestaciones eléctricas : Ticuantepe, León I, El Viejo, Nandaime, Boaco y Las Banderas, que han entrado en funcionamiento entre enero de 2006 y diciembre de 2007. [29]
- España : El Instituto de Crédito Oficial Español (ICO) y el Fondo de Ayudas al Desarrollo (FAD) han proporcionado fondos para la construcción de la subestación eléctrica de Ticuantepe y el suministro de materiales para el sistema de transmisión en el período 2003-2008. [30]
Fuentes
- CEPAL, 2007. Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico
- Banco Interamericano de Desarrollo, 2004 Nicaragua: Opciones de Política para la Reforma del Sector Eléctrico
Ver también
- Economía de Nicaragua
- Abastecimiento de agua y saneamiento en Nicaragua
Referencias
- ^ a b c d e f g h i j k CEPAL 2007
- ^ a b Proyecto de cogeneración de bagazo de Monte Rosa PDD
- ^ a b Estadísticas del INE [ enlace muerto permanente ]
- ^ a b Datos de evaluación comparativa del sector de distribución de electricidad en la región de América Latina y el Caribe 1995-2005 [ enlace muerto permanente ]
- ^ Censo 2005
- ^ Consultoría HLSP
- ^ a b "Administración de información energética" . Archivado desde el original el 15 de diciembre de 2007 . Consultado el 15 de diciembre de 2007 .
- ^ Decreto No. 61-2005
- ^ "CNDC" . Archivado desde el original el 13 de diciembre de 2007 . Consultado el 13 de diciembre de 2007 .
- ^ a b c d San Jacinto Tizate geotermia PDD
- ^ https://www.npr.org/sections/parallels/2015/03/11/392111931/nicaraguas-renewable-energy-revolution-picks-up-steam
- ^ "El Nuevo Diario (1)" . Archivado desde el original el 5 de septiembre de 2009 . Consultado el 14 de noviembre de 2007 .
- ^ La Prensa, Panamá, 14 de marzo de 2008, p. 50A, citando un comunicado de prensa de Associated Press; ver también International Herald Tribune .
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enlaces externos
- Empresa Nacional de Transmisión (ENATREL)
- Centro Nacional de Despacho (CNDC)
- Instituto Nicaragüense de Energía (INE) [ enlace muerto permanente ]
- Disnorte y Dissur
- Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARENA)
- Ministerio de Energía y Minas (MEM) [ enlace muerto permanente ]
- SIEPAC
- Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)
- FAO: Nicaragua, frente al cambio climático
- Proyectos del Banco Mundial en Nicaragua
- Proyectos del Banco Interamericano de Desarrollo en Nicaragua