Nicaragua es el país de Centroamérica con menor generación eléctrica, [1] así como el menor porcentaje de población con acceso a electricidad. El proceso de desagregación y privatización de la década de 1990 no logró los objetivos esperados, lo que resultó en que se agregara muy poca capacidad de generación al sistema. Esto, junto con su alta dependencia del petróleo para la generación de electricidad (la más alta de la región), llevó a una crisis energética en 2006 de la que el país aún no se ha recuperado completamente.
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 aislados. [2] El proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica Centroamericana (SIEPAC) integrará la red eléctrica del país con el resto de los países centroamericanos, lo que se espera mejore la confiabilidad del suministro y reduzca costos.
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 el 74,5% era térmico, el 14% hidroeléctrico y el 11,5% geotérmico. El 70% de la capacidad total estaba en manos privadas. [1]
La generación eléctrica bruta 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 hidroelectricidad 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 : Estadísticas INE
Aunque la capacidad nominal instalada ha aumentado en 113 MW desde 2001, la capacidad efectiva sólo ha aumentado en 53 MW, quedando 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 ser reacondicionados o reemplazados.
En 2006, la electricidad total vendida en Nicaragua aumentó un 5,5%, hasta 2.052 GWh, lo que corresponde a un consumo anual per cápita de 366 kWh. La participación del consumo para los diferentes sectores económicos fue la siguiente: [1]
La demanda máxima ha aumentado en Nicaragua a una tasa anual de alrededor del 4% desde 2001, [1] lo que ha llevado a un bajo margen de reserva (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]
En 2001, sólo 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 para la Electrificación Rural (FCOSER) , han llevado a un aumento en el acceso a la electricidad al 55% (68% según las estimaciones del Censo, que también consideran las conexiones ilegales) para 2006. [1] Sin embargo, esta cobertura sigue estando entre las más bajas de la región y muy por debajo del 94,6 promedio de América Latina y el Caribe (ALC) [4] La cobertura en las zonas rurales es inferior al 40%, mientras que en las urbanas llega al 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 electricidad al 90% de las zonas rurales del país para finales de 2012. [7] La Política de Electrificación Rural fue aprobada en septiembre de 2006 como principal guía para la implementación del PLANER. [8]
En 2003, el número promedio de interrupciones por abonado fue de 4 ( el promedio ponderado para ALC en 2005 fue de 13), mientras que la duración de las interrupciones por abonado fue de 25 horas ( el promedio ponderado para ALC 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 (consulte los acontecimientos recientes a continuación).
En 2006, las pérdidas de distribución en Nicaragua fueron del 28,8%, las más altas de Centroamérica junto con Honduras , cuyo promedio fue del 16,2%. [1] Este es uno de los problemas más agudos que enfrenta el sector en Nicaragua, ya que genera pérdidas económicas muy grandes. 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 determinadas zonas.
Los entes reguladores del sector eléctrico en Nicaragua son: [9]
El Centro Nacional de Despacho (CNDC) es el organismo operativo encargado de administrar el Mercado Eléctrico Mayorista (MEN) y el Sistema Interconectado Nacional (SIN).
En 2006, existían 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]
Fuente : CEPAL 2007
En Nicaragua el 100% de la transmisión está a cargo de ENATREL, quien también es responsable del despacho del sistema. [1]
En Nicaragua, la empresa Dissur-Disnorte, propiedad de la española Unión Fenosa , controla el 95% de la distribución. Otras empresas con aportes menores son Bluefields, Wiwilí y ATDER-BL. [1]
El “Plan Indicativo para la generación del sector eléctrico en Nicaragua, 2003-2014” no establece ninguna meta ni 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, “Ley de Promoción de la Generación Eléctrica con Recursos Renovables”. Esta ley declaró de interés nacional el desarrollo y explotación de recursos renovables y estableció incentivos fiscales para las energías renovables.
NPR informó en 2015 que Nicaragua estaba aumentando su capacidad de energía renovable. El informe afirma que las energías renovables generan casi la mitad de la electricidad del país y que esta cifra podría aumentar al 80% en un futuro próximo. [11]
Actualmente, las centrales hidroeléctricas representan sólo el 10% de la electricidad producida en Nicaragua. La empresa pública Hidrogesa posee y opera las dos plantas existentes (Centroamérica y Santa Bárbara).
Como respuesta a la reciente (y aún no resuelta) crisis energética vinculada a la excesiva dependencia de Nicaragua de los productos petrolíferos para la generación de electricidad, existen planes para la construcción de nuevas plantas hidroeléctricas. En 2006, el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) y el Gobierno llegaron a un acuerdo por el cual el BCIE aportará 120 millones de dólares en los próximos cinco años (2007-2012) para financiar varios proyectos hidroeléctricos: [12]
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 llamada 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 Exportaciones de Irán en virtud de un acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua. [13] La microenergía hidroeléctrica también sigue siendo un recurso energético sostenible popular, particularmente en regiones rurales aisladas de Nicaragua que actualmente no están electrificadas [1] [ enlace muerto permanente ] .
La presa Tumarín , una presa de gravedad , se encuentra actualmente en construcción en el Río Grande de Matagalpa, justo aguas arriba del pueblo de Tumarín en la Región Autónoma de la Costa Caribe Sur , Nicaragua . Se ubica 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 prevista para 2019. [15] La brasileña Eletrobras financiará los 1.100 millones de dólares en un marco de construcción de 20 a 30 años. Acuerdo –operación–transferencia (BOT). El proyecto está siendo desarrollado por Centrales Hidroeléctricas de Nicaragua (CHN). [16] La central eléctrica ubicada en la base de la presa albergará tres turbinas-generadores Kaplan de 84,33 MW para una capacidad instalada de 253 MW. [17]
El potencial eólico de Nicaragua aún está en gran medida sin explotar. Sin embargo, se están tomando medidas, en parte gracias al nuevo marco creado por la Ley No.532.
En febrero de 2009, el Consorcio Eólico Amayo conectó con éxito su nuevo parque eólico de 40 MW al SIN, convirtiéndolo en el primer parque eólico operativo del país. A finales de 2009 y principios de 2010, el parque eólico Amayo se amplió con 23 MW adicionales, con una capacidad total actual El parque eólico cuenta con una potencia de 60 MW y está compuesto por 30 turbinas del tipo S88 de 2,1 MW, de Suzlon Wind Energy, India.
Amayo es actualmente la instalación eólica operativa más grande de Centroamérica.
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 de manera extensiva y eficiente este recurso natural. [10] La Ley N° 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 comenzó 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 descensos 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 yacimiento 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 registrado como Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) (ver proyectos MDL en electricidad a continuación), con dos fases de expansión en marcha, la primera en iniciar operaciones en el otoño de 2010. Estaba previsto que la segunda fase estuviera operativa en diciembre de 2012. [18]
El bagazo de caña de azúcar alimenta el 10% de la generación eléctrica en plantas térmicas de Nicaragua.
Hasta principios de los años 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 estatus de Ministerio y era un monopolio estatal verticalmente integrado 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 inversiones en operación y mantenimiento del sistema eléctrico. [19]
A principios de la década de 1990, el gobierno de la Presidenta Violeta Chamorro inició la reforma del sector eléctrico con el objetivo de garantizar una cobertura eficiente de la demanda, promover la eficiencia económica y atraer recursos para la expansión de la infraestructura. En 1992, por ley se 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 de la Industria Eléctrica - 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 la participación de empresas privadas. Se separaron 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 el año 2000 con la oferta pública de las cuatro empresas generadoras fue complicado tanto por problemas legales como por falta de interés de los inversionistas. Como resultado, ENEL mantuvo un papel más relevante de lo esperado inicialmente. Hidrogesa quedó en manos públicas como único actor de la generación hidroeléctrica mientras sus ganancias 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 años 1990 no lograron sus objetivos. Se esperaba que la privatización traería 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 al aumento de los precios del petróleo. Además, como se ha mencionado, las pérdidas en distribución se han mantenido en niveles muy elevados (28%). La reforma también apuntaba a implementar cambios graduales en las tarifas eléctricas que reflejaran los costos, lo que resultó ser políticamente inviable.
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 costes de generación se transfirió así a la empresa de distribución privatizada, que, en parte como resultado de ello, 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 recurrió a un arbitraje. [21] Esto llevó a Unión Fenosa a solicitar garantía a su Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones (MIGA). La crisis se vio agravada aún más por la incapacidad del INE y el CNE para cooperar de manera constructiva. La situación de emergencia mejoró en 2007 gracias a la instalación de 60 MW de capacidad de generación diésel financiada por Venezuela. [22]
En enero de 2007, poco después de que el presidente Daniel Ortega asumiera el cargo, 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]
En 1995, después 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 apunta a la integración eléctrica de la región. Los estudios de viabilidad demostraron que la creación de un sistema de transmisión regional sería muy positivo para la región y conduciría a una reducción de los costes de la electricidad y a mejoras en la continuidad y fiabilidad 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 el año 2000. El MER es un mercado adicional superpuesto a los seis mercados nacionales existentes, con una regulación regional, en el que los agentes autorizados por el Órgano Operativo Regional (EOR) realizar transacciones internacionales de electricidad en la región. En cuanto a la infraestructura, EPR ( Empresa Propietaria de la Red SA ) está a cargo del diseño, ingeniería y construcción de alrededor 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)
Las tarifas eléctricas en Nicaragua habían aumentado sólo ligeramente entre 1998 y 2005 (de hecho, las tarifas industriales disminuyen en ese período). Sin embargo, en 2006 las tarifas eléctricas experimentaron un alto aumento con respecto a 2005: 12% para las tarifas residenciales, 26% para las comerciales y 23% para las industriales. Los aranceles promedio para cada uno de los sectores fueron: [1]
Estos aranceles no son bajos; 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]
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 en menor medida del sistema de subvenciones.
En 2007, el gobierno venezolano financió una nueva generación de “emergencia” (60 MW). Por otro lado, los nuevos proyectos hidroeléctricos recibirán financiamiento tanto público como privado, mientras que el desarrollo eólico en curso de Amayo y la nueva planta geotérmica San Jacinto Tizate recibirán financiamiento privado.
Entresa ha elaborado un plan de ampliación de infraestructuras de transporte para el periodo 2007-2016. Sin embargo, todavía no se ha asegurado la financiación para todos los proyectos. [20]
En agosto de 2007, Unión Fenosa se comprometió a elaborar un plan de inversiones hasta 2012.
Las fuentes de financiación 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 que otorga 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 avanzar en los objetivos de electrificación rural en el país.
La generación, transmisión y distribución de electricidad, anteriormente en manos de la estatal ENEL, fueron desagregadas 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, está a cargo únicamente de la estatal ENATREL, mientras que la distribución está controlada en un 95% por la española Unión Fenosa.
El Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARENA) es la institución encargada de la conservación, protección y uso sustentable de los recursos naturales y el medio ambiente.
La Comisión Nacional de Cambio Climático fue creada en 1999. [25]
OLADE (Asociación Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 provenientes de la producción de electricidad en 2003 fueron de 1,52 millones de toneladas de CO 2 , lo que corresponde al 39% de las emisiones totales del sector energético. [26] Esta alta contribución a las emisiones provenientes de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región se debe a la alta proporción de generación térmica.
Actualmente (noviembre de 2007), sólo hay dos proyectos MDL registrados en el sector eléctrico de Nicaragua, con reducciones de emisiones totales estimadas 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]
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) tiene varios proyectos en ejecución en el sector eléctrico en Nicaragua:
Actualmente, el Banco Mundial tiene en ejecución un proyecto de Electrificación Rural Fuera de la Red (PERZA) en Nicaragua. El proyecto de 19 millones de dólares recibirá financiación del Banco por 12 millones de dólares en el período 2003-2008. El principal objetivo del proyecto es apoyar la prestación 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.
Varios países han brindado apoyo financiero para la ampliación de la red de transmisión en Nicaragua: