Plan-de-Expansion-de-la-Generacion-Electrica-de-2019-2033原版完整文件

PLANDEEXPANSIONDELAGENERACIONELECTRICADE2019-2033

1

INFORMEEJECUT/VONOVIEMBRE2018

2

PAGE

10

Contenido

Presentación 5

AntecedentesySituaciónActual 6

DemandaHistórica 6

SerieHistóricadelosCostosdeCombustible 7

SeriehistóricadeCapacidadInstalada 8

SeriehistóricadeGeneraciónEléctrica 9

PremisasConsideradas 10

ProyeccionesdelaDemandadeEnergíayPotencia 10

ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles 11

CarteradeProyectos 14

MetodologíadeTrabajo 16

Basededatos 16

EscenariodelPlandeExpansióndeGeneración 18

EscenariodeReferencia 19

SeguridadOperativa 22

Conclusiones 24

Recomendaciones 24

ANEXOS 26

INDICEDEGRAFICAS

Gráficos1SerieHistóricadelaDemandadelSistemaInterconectado 6

Gráficos2SerieHistóricadelosPreciosdeCombustible(US$/Bbl) 7

Gráficos3CapacidadInstaladaNominal(MW) 8

Gráficos4GeneraciónNeta(GWh) 9

Gráficos5ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles 11

Gráficos6PlanIndicativodelaExpansión2019-2033-EscenariodeReferencia 20

Gráficos7EvoluciónprevistadelamatrizdegeneracióndeEnergía 21

INDICEDETABLAS

Tabla1DemandaHistóricadelSistemaInterconectado 6

Tabla2CostosdeCombustible 7

Tabla3CapacidadInstaladaNominal(MW) 8

Tabla4GeneraciónNeta(GWh) 9

Tabla5ProyeccióndelaDemandaEsperada 10

Tabla6ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles 11

Tabla7CapacidadInstalada(MW) 12

Tabla8GeneracióndeElectricidad(GWh) 13

Tabla9ProyectosEólicos,FotovoltaicosydeBiomasa 14

Tabla10ProyectosHidroeléctricos 14

Tabla11ProyectosGeotérmicos 15

Tabla12ProyectosTérmicos 15

Tabla13PlanIndicativodelaExpansión2019-2033-EscenariodeReferencia 19

Presentación

ElMinisteriodeEnergíayMinaseselorganismoresponsabledelaPlanificaciónIndicativadelSectorEléctricodelpaís,quetienecomoobjetivoconduciralóptimoaprovechamientoydesarrollodelosrecursosenergéticos,tomandoencuentaelmedioambiente,cumpliendoconloslineamientos,accionesyestrategiasestablecidasporelGobiernodeReconciliaciónyUnidadNacional(GRUN)enelPlanNacionaldeDesarrolloHumano.

Laplanificaciónindicativadelageneraciónconsideralosrequerimientosdereservaderegulacióndeunsistemaeléctrico,laproyeccióndedemandadeenergíaypotenciaincluyendolademandamínima,elpronósticodelospreciosdecombustibles,lacarteradeproyectosconsuscaracterísticasydisponibilidaddeentrada,elplandemantenimientodelascentrales,planderetirodelasplantasylosproyectosenconstrucción.

Entodosistemaeléctricodepotencia,cuandoseintroducegeneraciónrenovablenodespachable(eólicas,solar,hidroeléctricasafilodeagua,biomasaygeotérmica)serequiereanalizaraprofundidadsucomportamientoenlaoperacióndelSistema.Esprioridadparalaoperacióndelsistemacumplirsiempreconloscriteriosdecalidad,seguridadydesempeñomínimo,esporelloquesedebecontarconlascentralesdegeneraciónnecesariasquepermitansuministrarregulaciónprimaria,secundariaycomplementaria,requeridaparalaoperaciónencondicionesnormalesyantecontingencia,tomandoencuentaelsobrecostodeoperarcondichareservayelcostopormenorcalidadantefaltadereserva.

Adicionalmentesedeberealizarlaampliaciónyreforzamientodelareddetransmisiónydistribuciónparatransportarlaenergíaproducidaaloscentrosdeconsumos,paralocualdebenexistirplanesindicativosdeexpansiónamedianoylargoplazoparaambossegmentos.

ElpresenteinformefuerealizadoconelapoyodelaEmpresaNacionaldeTransmisiónEléctrica(ENATREL)yCentroNacionaldeDespachodeCarga(CNDC),adicionalmenteseleagradecealInstitutoNicaragüensedeEnergía(INE),EmpresaNicaragüensedeElectricidad(ENEL),BancoCentraldeNicaragua(BCN)eInstitutoNacionaldeInformacióndeDesarrollo(INIDE),porlainformaciónsuministrada.

AntecedentesySituaciónActual

DemandaHistórica

Enlosúltimos12añoslademandadepotenciahacrecidoarazónde3.23%enpromedio,mientrasquelaenergíacreció3.70%.Paraelaño2017,seregistróunademandamáximade709.05MWy4,379.18Gwh,comosemuestraenlasiguientetabla.

Tabla1DemandaHistóricadelSistemaInterconectadoNacional2006-2017

AÑO

POTENCIA

CREC

ENERGIA

CREC

(MW)

%

(GWH)

%

2006

500.80

-

2,944.74

-

2007

505.20

0.88

3,126.98

6.19

2008

510.80

1.11

3,067.68

(1.90)

2009

524.50

2.68

3,121.69

1.76

2010

538.90

2.75

3,289.53

5.38

2011

571.10

5.98

3,417.09

3.88

2012

609.90

6.79

3,666.01

7.28

2013

620.10

1.67

3,766.14

2.73

2014

638.80

3.02

3,953.27

4.97

2015

667.56

4.50

4,160.27

5.24

2016

688.30

3.11

4,296.58

3.28

2017

709.05

3.01

4,379.18

1.92

PROMEDIO

3.23

3.70

Fuente:EmpresaNacionaldeTransmisiónENATREL.Elaboraciónpropia

Gráficos1SerieHistóricadelaDemandadelSistemaInterconectado

SerieHistóricadelosCostosdeCombustible

Elpreciopromediodelpetróleo(WTI)enelperiodo2006-2017esde75.88US$/Bbl,paraelcasodeldiéselelpreciopromedioes94.48US$/Bblyparaelfueloilelpreciopromedioesde69.03US$/Bbl,comosemuestraenlasiguientetabla.

Tabla2CostosdeCombustible

Fuente:Elaboraciónpropia,PublicacionesPlatt´s1

Gráficos2SerieHistóricadelosPreciosdeCombustible(US$/Bbl)

1Publicacióndiariaqueproporcionainformacióndepreciosdereferenciadeenergíadelosmercadosinternacionales.

SeriehistóricadeCapacidadInstalada.

LacapacidadinstaladanominaldelSistemaInterconectadoNacional(SIN),enelaño2006fuede746.20MW,cerrandoelaño2017conuntotalde1,467.31MW,mostrándoseunincrementoenlacapacidadInstaladadel96.64%conrespectodelaño2006.

Tabla3CapacidadInstaladaNominal(MW)Portipodefuente

Año

PlantasporTipodeFuente

Total

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

Geotérmica

Eólica

Biomasa

Solar

2006

432.50

104.40

87.50

121.80

746.20

2007

498.90

105.30

87.50

121.80

813.50

2008

560.10

105.30

87.50

121.80

874.70

2009

614.50

105.30

87.50

39.90

121.80

969.00

2010

682.50

105.30

87.50

63.00

121.80

1060.10

2011

716.10

105.30

87.50

63.00

121.80

1093.70

2012

717.50

105.30

164.50

146.60

133.80

1267.70

2013

717.50

119.70

154.50

146.60

133.80

1.38

1273.48

2014

717.50

119.70

154.50

186.20

133.80

1.38

1313.08

2015

717.50

137.20

154.50

186.20

133.80

1.38

1330.58

2016

720.00

142.45

154.50

186.20

176.60

1.38

1381.13

2017

793.60

142.45

154.50

186.20

176.60

13.96

1467.31

Fuente:SerieHistóricadeEstadísticasEléctricasINE.

Gráficos3CapacidadInstaladaNominal(%)Portipodefuente

NoRenovable

58% Renovables

42%

NoRenovable Hidro Geotérmica

Eólica

Hidro

14%

Geotérmica12%

Biomasa

16%

Biomasa

Solar

No

Renovable

54% Renovables

46%

NoRenovable Hidro Geotérmica

Eólica

Hidro10%

Geotérmica

10%

Eólica

13%

Biomasa12%

Biomasa

Solar

1%

Solar

Fuente:SerieHistóricadeEstadísticasEléctricasINE.

SeriehistóricadeGeneraciónEléctrica.

LaGeneracióndeEnergíaNetadelSIN,enelaño2006fuede2,828.71(GWh)pasandoenelaño2017conuntotalde4,077.01GWh,mostrándoseunincrementoenlaGeneracionNetade44.13%conrespectodelaño2006.

Tabla4GeneraciónNeta(GWh)Portipodefuente

Año

PlantasporTipodeFuente

Total

Termoeléctrica

Hidroeléctrica

Geotérmica

Eólica

Biomasa

Solar

2006

2058.12

299.25

276.98

0.00

194.35

0.00

2828.71

2007

2115.84

300.56

211.06

0.00

235.29

0.00

2862.75

2008

2019.11

529.47

289.84

0.00

197.62

0.00

3036.05

2009

2241.04

290.16

262.84

109.22

206.00

0.00

3109.26

2010

2168.57

499.25

268.25

160.30

224.56

0.00

3320.92

2011

2388.37

438.20

241.56

206.49

210.52

0.00

3485.15

2012

2167.92

411.21

473.80

324.81

248.23

0.00

3625.97

2013

1858.94

448.23

607.31

555.00

275.18

0.65

3745.30

2014

1920.80

389.11

590.43

833.69

265.23

1.37

4000.63

2015

2158.63

289.68

605.00

852.76

260.83

2.12

4169.00

2016

2064.97

419.88

629.50

717.61

316.70

2.06

4150.72

2017

1884.51

462.45

674.99

622.58

418.84

13.64

4077.01

Fuente:SerieHistóricadeEstadísticasEléctricasINE.

Gráficos4GeneraciónNeta(%)

NoRenovable69.6%

NoRenovable Hidro

Renovable

30.4%

Geotérmica

Eólica

Hidro9.9%

Geotérmica10.0%

Biomasa10.4%

Biomasa

Solar

NoRenovable

43.5% Renovable

56.5%

NoRenovable Hidro Geotérmica

Hidro10.4%

Geotérmica16.8%

Eólica14.2%

Biomasa

14.9%

Solar

0.3%

Eólica Biomasa Solar

Fuente:SerieHistóricadeEstadísticasEléctricasINE.

PremisasConsideradas

ProyeccionesdelaDemandadeEnergíayPotencia

LasproyeccionesdelademandadeEnergíayPotencia,sonresultadodelosestudiosquerealizaelMinisteriodeEnergíayMinas,utilizandoparaellomodeloseconométricosquetomancomobaselainformaciónmacroeconómicadelProductoInternoBruto(PIB),queelaboraelBancoCentraldeNicaragua(BCN),laproyeccióndepoblaciónqueelaboraelInstitutoNacionaldeInformacióndeDesarrollo(INIDE)ylasestadísticasdelosprincipalesindicadoresdelSectorEléctricodelaño2017,publicadasporelInstitutoNicaragüensedeEnergía(INE).

Enelescenariodecrecimientodedemandaparaelperiodo2019-2033secalcularonproyeccionesdeDemandaconuncrecimientopromedioenpotenciade3.94%yenenergíade4.34%,elcualsepresentaacontinuación.

Tabla5ProyeccióndelaDemandaEsperadaEscenarioDemandaMediadelSIN

AÑO

POTENCIA

(MW)

CREC.

%

ENERGIA

(GWh)

CREC.

%

2019

744.07

3.09%

4497.46

3.34%

2020

771.18

3.64%

4661.32

3.64%

2021

800.96

3.86%

4841.31

3.86%

2022

809.74

1.10%

5036.28

4.03%

2023

843.42

4.16%

5245.71

4.16%

2024

879.41

4.27%

5469.55

4.27%

2025

917.75

4.36%

5708.05

4.36%

2026

958.54

4.44%

5961.70

4.44%

2027

1001.86

4.52%

6231.16

4.52%

2028

1033.30

3.14%

6517.23

4.59%

2029

1081.44

4.66%

6820.83

4.66%

2030

1132.52

4.72%

7143.01

4.72%

2031

1186.73

4.79%

7484.91

4.79%

2032

1244.26

4.85%

7847.80

4.85%

2033

1287.46

3.47%

8233.03

4.91%

%CREC

3.94%

4.34%

Fuente:MinisteriodeEnergíayMinas(MEM).Elaboraciónpropia

Paraelaño2018deacuerdoaproyeccióndecierredelCNDC2,seesperaquelaDemandadeenergíalleguea4,391.81GWhylaDemandamáximasea721.8MW.

2Reprogramaciónmensualnoviembre-diciembre2018

ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles

Paralasproyeccionesdepreciodelcombustibledecortoplazo,setomaronencuentalosdatosestablecidosporelCNDC;paraelmedianoylargoplazoseutilizaronlastendenciasdeloscrecimientosdeloscombustiblespublicadasporelDepartamentodeEnergíadelosEstadosUnidos-DOE3,significandouncrecimientointeranualde3.84%paraelcasodelpetróleo,2.72%paraDiéseloil,1.63%fueloily1.52%paraelcasodelGasNatural.Esimportantemencionar,queparaelcierredelaño2018loscostosestimadossonde63.59U$/BblparaelfuelOilyde82.60U$/BblparaDiésel.Acontinuación,semuestralasproyeccionesdeCombustibleutilizadas:

Tabla6ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles

Año

Petróleo

DieselOil

FuelOil

NG

US$/BBL

US$/Bbl

US$/Bbl

US$/m3

2019

61.36

86.23

70.80

0.134

2020

77.76

98.39

75.38

0.145

2021

85.67

114.14

79.97

0.144

2022

89.37

116.80

80.79

0.145

2023

92.15

118.53

81.00

0.151

2024

93.33

119.60

81.35

0.155

2025

95.84

120.05

81.81

0.160

2026

96.94

119.92

83.21

0.162

2027

98.74

120.81

84.15

0.164

2028

100.28

121.87

84.52

0.165

2029

102.39

123.69

85.97

0.167

2030

103.58

124.62

87.02

0.168

2031

105.12

126.17

88.79

0.168

2032

106.45

127.36

89.40

0.168

2033

107.91

128.91

90.26

0.168

Promedio

94.5

117.8

83.0

0.16

Fuente:MinisteriodeEnergíayMinas(MEM).Elaboraciónpropia

114.14

116.80

118.53

119.60

120.05

119.92

120.81

121.87

123.69

124.62

126.17

Gráficos5ProyeccionesdelosPreciosdeCombustibles

140.00

120.00

100.00

80.00

60.00

86.23

61.36

84.52

85.97

87.02

88.79

77.76

98.39

85.67 89.37

92.15 93.33 95.84 96.94 98.74

100.28102.39103.58105.12

70.80

75.38

79.97

80.79

81.00

81.35

81.81

83.21

84.15

40.00

20.00

0.00

0.134 0.145 0.144 0.145 0.151 0.155 0.160 0.162 0.164 0.165 0.167 0.168 0.168

DieselOilUS$/Bbl PetróleoUS$/BBL FuelOilUS$/Bbl NGUS$/m3

3DepartmentofEnergy(DOE)ofU.S.EnergyInformationAdministration(EIA),OutlookMarzo2018ySTEOSeptember2018.

CapacidadInstaladayGeneracióndeElectricidaddelaño2017

LacapacidadinstaladaNominalparaelaño2017fuede1,467.31MWafinalesdeestemismoañoseinstalaron12.58MWdelacentralsolarfotovoltaica(Solaris)y

73.60MWdelapanta(MAN).Lacapacidadinstaladaefectivafuede1,151.32MW

Paraelcierredelaño2018seesperateneruntotaldeCapacidadInstaladade140MWdelasPlantasMANylaentradaenoperacióndeEGERSAcon24MW.EnlasiguientetablasemuestranlasplantasexistentesenelSistemaInterconectadoNacional(SIN):

Tabla7CapacidadInstalada(MW)

AÑO2017

Capacidadaportiposdefuentes2017

Planta

CapacidadInstaladaNominal(MW)

CapacidadaEfectiva(MW)

Fuentes

Capacidad Capacidad

Instalada InstaladaNominal(MW) Efectiva

CentroAmérica

25.0

24

Hidroelectricas

145.0

111.2

25.0

24

Eolica

186.2

175.3

CarlosFonseca

27.2

25

Geotermica

154.5

104.7

27.2

0

Solar

14.0

13.0

Hidropantasma

14.4

13

Biomasa

176.6

164.3

Tichana

0.4

0.25

Termicas

791.1

582.8

Larreynaga

17.5

17

TOTAL

1,467.31

1,151.32

Atder-BLElBote

0.9

0.9

CAPACIDADINSTALADANOMINAL

Termicas

54%

Hidroelectricas

10%

Eolica

13%

Geotermica

10%

Solar

1%

Biomasa12%

Egomsa

2.5

2.35

ElDiamante

4.9

4.7

45

0.0

Managua

6.2

5.5

6.2

5.5

LasBrisas

25

0.0

40

0.0

GESARSA

6.4

0.0

Momotombo

77.5

42.0

SanJacintoTizate(pensa)

77

62.7

IngenioSanAntonio

79.3

77.3

IngenioMonterrosa

54.5

49.0

IngenioMontelimar

42.8

38.0

Nicaragua

53

50.0

53

50.0

Tipitapa

52.2

50.9

Corinto

55.5

52.9

18.5

17.6

20.4

19.2

CAPACIDADINSTALADAEFECTIVA

Termicas

51%

Hidroelectricas

13%

Eolica

15%

Geotermica

9%

Solar

1%

Biomasa

14%

20.4

0.0

20.4

19.2

20.4

0.0

CheGuevara

20.4

0.0

13.6

12.9

40.8

38.0

27.2

25.3

47.6

45.3

CENSA

65.3

60.9

HugoChavez

60

60.0

Amayo

63

63.0

BluePower

39.6

39.6

Eolo

44

37.0

AlbaRivas

39.6

35.7

PlantasMAN

73.6

69.7

SFV-Trinidad

1.38

1.0

SFV-Solaris

12.58

12.0

TOTAL

1,467.31

1,151.32

Fuente:EstadísticasdelInstitutoNicaragüensedeEnergía(INE).Elaboraciónpropia

LaGeneraciónBrutadeelectricidadenelaño2017fuede4,481.86GWhylaGeneraciónNetade4,077.01GWh,enlasiguientetablasemuestralasplantasexistentesenelSistemaInterconectadoNacional(SIN):

Tabla8GeneracióndeElectricidad(GWh)

AÑO2017

Planta

GeneraciónBruta(GWh)

GeneracionNeta(GWh)

CentroAmérica

116.81

115.64

146.24

144.87

CarlosFonseca

0.59

0.59

0.00

0.00

Hidropantasma

68.99

67.92

Tichana

1.72

1.72

Larreynaga

103.68

102.20

Atder-BLElBote

4.98

4.96

Egomsa

0.00

0.03

ElDiamante

24.57

24.56

Managua

0.00

0.00

9.46

8.95

9.30

8.80

LasBrisas

0.00

0.00

0.00

0.00

GESARSA

0.00

0.00

Momotombo

214.38

184.22

SanJacintoTizate(pensa)

536.47

490.77

IngenioSanAntonio

242.26

113.51

IngenioMonterrosa

265.86

177.77

IngenioMontelimar

158.28

127.56

Nicaragua

196.43

183.30

40.26

37.47

Tipitapa

336.33

331.42

Corinto

192.26

182.47

189.50

179.87

CheGuevara

20.79

20.21

14.40

13.94

18.75

18.10

9.23

8.94

5.55

5.38

54.91

53.59

156.93

153.07

47.24

46.01

113.44

110.52

CENSA

270.34

265.24

HugoChavez

4.76

4.71

Amayo

216.81

212.66

BluePower

132.24

128.70

Eolo

175.18

171.64

AlbaRivas

110.32

109.58

PlantasMAN

258.68

252.48

SFV-Trinidad

2.08

1.87

SFV-Solaris

11.83

11.77

TOTAL 4,481.86 4,077.01

Generaciónportiposdefuentes2017

Fuentes

GeneraciónBruta(GWh)

GeneraciónNeta(GWh)

Hidroelectricas

467.58

462.48

Eolica

634.56

622.58

Geotermica

750.86

674.99

Solar

13.91

13.64

Biomasa

666.40

418.84

Termicas

1948.56

1884.48

TOTAL

4,481.86

4,077.01

Hidroelectrica

GENERACION s

BRUTA(GWh) 10%

Eolica

14%

Geotermica

17%

Termicas

44%

Solar

0%

Biomasa

15%

GENERACION Hidroelectricas

NETA(GWh) 13%

Eolica

15%

Geotermica

17%

Termicas

46% Solar

0%

Biomasa

10%

Fuente:EstadísticasdelInstitutoNicaragüensedeEnergía(INE).Elaboraciónpropia

DeacuerdoareprogramaciónmensualdelCentroNacionalDespachodeCargaNov–Dic,seestimaquelaGeneraciónnetatotaldelaño2018cierreen4,181.00(GWh),

CarteradeProyectos

Paraelprocesodeoptimizacióndelaexpansióndegeneración,setomóencuentalacarteradeproyectosregistradosenelMEM,asícomosuscaracterísticastécnicasyeconómicas.Acontinuación,sepresentanlosproyectosanalizados:

Tabla9ProyectosEólicos,FotovoltaicosydeBiomasa

Item

NombredelProyecto

Capacidad(MW)

CostodelProyectoproyectadoaseptiembre2018

(US$)

US$/KW

PeriododeSimulaciónDisponible(*)

Inicio

Fin

ProyectosEólicos

1

EÓLICO164MW

64.6

90,000,000.00

1,393

enero2020

diciembre2033

2

EÓLICO263MW

63

111,516,382.91

1,770

enero2022

diciembre2033

3

EÓLICO340MW

40

84,000,000.00

2,100

enero2027

diciembre2033

4

EÓLICO440MW

40

84,000,000.00

2,100

enero2030

diciembre2033

ProyectosFotovoltaicos

1

ELVELERO

12

18,000,000.00

1,500

abril2019

abril2019

4

SOLAR2

30

36,000,000.00

1,200

enero2020

diciembre2033

2

SOLAR3

30

36,000,000.00

1,200

enero2021

diciembre2033

5

SOLAR4

30

36,000,000.00

1,200

enero2022

diciembre2033

6

SOLAR5

30

36,000,000.00

1,200

enero2024

diciembre2033

7

SOLAR6

30

36,000,000.00

1,200

enero2026

diciembre2033

ProyectosdeBiomasa

1

BIOMASA

30

68,400,000.00

2,280

enero2020

diciembre2033

2

EGERSA

24

70,300,020.00

1,758

enero2019

enero2019

(*)PeríododisponibledeentradaenoperaciónparalasimulaciónenelmodeloOPTGEN

Tabla10ProyectosHidroeléctricos

Item

NombredelProyecto

Capacidad(MW)

CostodelProyectoproyectadoaseptiembre2018

(US$)

US$/KW

PeriododeSimulaciónDisponible(*)

Inicio

Fin

ProyectosHidroeléctricos

1

TUMARÍN

253

1,200,000,000.00

4,743

enero2030

diciembre2033

2

PIEDRAFINA

44

206,194,017.09

4,686

enero2028

diciembre2033

3

VALENTÍN

24.5

126,578,996.47

5,166

enero2030

diciembre2033

4

SALTOY-Y

26

56,962,762.00

2,191

enero2028

diciembre2033

5

PIEDRACAJÓN(PAJARITOS)

21.7

76,411,909.54

3,521

enero2029

diciembre2033

6

BOBOKÉ

44

153,200,000.00

3,482

enero2028

diciembre2033

7

MOJOLKA

113

257,301,000.00

2,277

enero2025

diciembre2033

8

COPALARBAJO

130

330,460,000.00

2,542

enero2026

diciembre2033

9

ELCARMEN

91

225,000,000.00

2,473

enero2027

diciembre2033

10

LASIRENA

32.5

122,647,009.00

3,774

enero2030

diciembre2033

11

ELCONSUELO

21

93,173,943.93

4,437

enero2030

diciembre2033

12

LOSCANGILES

27.2

106,367,030.38

3,911

enero2028

diciembre2033

13

ELBARRO

36.5

150,885,897.00

4,134

enero2030

diciembre2033

14

PIEDRAPUNTUDA

15

36,950,951.00

2,463

enero2030

diciembre2033

15

PASOREAL

34

177,000,000.00

5,206

enero2028

diciembre2033

16

SANPEDRODELNORTE

94

347,000,000.00

3,691

enero2027

diciembre2033

17

PARASKA

51

219,000,000.00

4,294

enero2029

diciembre2033

18

MASAPA

36

190,000,000.00

5,278

enero2029

diciembre2033

19

LAMORA

1.9

5,452,765.00

2,870

enero2019

enero2019

20

SANMARTIN

5.7

19,367,000.00

3,398

enero2019

enero2019

(*)PeríododisponibledeentradaenoperaciónparalasimulaciónenelmodeloOPTGEN

Tabla11ProyectosGeotérmicos

Item

NombredelProyecto

Capacidad(MW)

CostodelProyectoproyectadoaseptiembre2018(US$)

US$/KW

PeriododeSimulaciónDisponible(*)

Inicio

Fin

1

GEO1

35

164,500,000.00

4,700

enero2028

diciembre2033

2

GEO2

35

164,500,000.00

4,700

enero2030

diciembre2033

3

GEO3

35

164,500,000.00

4,700

enero2028

diciembre2033

4

GEO4

35

164,500,000.00

4,700

enero2030

diciembre2033

5

GEO5

35

164,500,000.00

4,700

enero2028

diciembre2033

6

GEO6

35

164,500,000.00

4,700

enero2030

diciembre2033

7

GEO7

35

164,500,000.00

4,700

enero2032

diciembre2033

8

GEO8

25

117,500,000.00

4,700

enero2027

diciembre2033

9

GEO9

25

117,500,000.00

4,700

enero2029

diciembre2033

10

GEO10

25

117,500,000.00

4,700

enero2028

diciembre2033

11

GEO11

25

117,500,000.00

4,700

enero2030

diciembre2033

12

GEO12

25

117,500,000.00

4,700

enero2029

diciembre2033

13

GEO13

25

117,500,000.00

4,700

enero2031

diciembre2033

14

GEO14

25

117,500,000.00

4,700

enero2027

diciembre2033

15

GEO15

25

117,500,000.00

4,700

enero2029

diciembre2033

16

GEO16

35

164,500,000.00

4,700

enero2030

diciembre2033

17

GEO17

35

164,500,000.00

4,700

enero2029

diciembre2033

18

GEO18

35

164,500,000.00

4,700

enero2032

diciembre2033

(*)PeríododisponibledeentradaenoperaciónparalasimulaciónenelmodeloOPTGEN

Tabla12ProyectosTérmicos

Item

NombredelProyecto

Capacidad(MW)

CostodelProyectoproyectadoaseptiembre2018(US$)

US$/KW

PeriododeSimulaciónDisponible(*)

Inicio

Fin

ProyectosTérmicos(MotoresdecombustióninternaabasedeFuelOil)

1

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2022

diciembre2033

2

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2022

diciembre2033

3

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2022

diciembre2033

4

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2022

diciembre2033

5

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2024

diciembre2033

6

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2024

diciembre2033

7

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2024

diciembre2033

8

MMV37MW

37

35,150,000.00

950

enero2024

diciembre2033

ProyectosTérmicos(TurbinasagasabasedeDieselOil)

9

TGDSa100MW

100

92,000,000.00

920

enero2022

diciembre2033

10

TGDSb100MW

100

92,000,000.00

920

enero2022

diciembre2033

ProyectosTérmicos(CicloscombinadosdeGasNatural)

10

CCNGa300MW

300

541,800,000.00

1,806

enero2026

enero2026

11

CCNGa300MW

300

541,800,000.00

1,806

enero2031

diciembre2033

(*)PeríododisponibledeentradaenoperaciónparalasimulaciónenelmodeloOPTGEN.

MetodologíadeTrabajo

ParalasimulaciónyoptimizaciondelplanseutlizaronlosmodelosSUPER-OLADE,SDDPyOPTGEN.

Basededatos

SeobtuvotodalainformacionnecesariaparaconformarlabasededatosdelsistemadegeneraciondeNicaraguaqueincluyelasiguienteinformación:

Característicasdelparquegeneradorexistente.

Caracteristicastécnicasyeconómicasdelacarteradeproyectos.

Proyeccionesdelasdemandasdeenergíaypotencia,periodo2019–2033.

Datoshidrológicosasociadosalasplantashidroeléctricasexistentesycandidatasfuturas(serieshidrológicas).

Pronósticodelospreciosdecombustibles(Diesel,FueloilyNG).

Establecimientodeparámetrostécnico-económicos(tasasdedescuento,períodosdeanálisis,nivelesdetolerancias,etc.)

AnalisisdeSeguridadOperativaymargenesdereservaalplandereferencia.

Losmodelosutilizadosparalaobtencióndelosplanesson:

ElmodeloSUPER-OLADE4,versión5.1:

Seutilizóelmódulohidrológicodeestemodelopararellenarregistrosdecaudalesfaltantesconelpropósitodeobtenerunperíodohomogéneodesde1965al2002,paratodaslasestacioneshidrológicasutilizadasenelestudio.Ademásseutilizóelmódulodedemandaparacalcularlacurvadeduracióncarga-mensualconcincoescalonesdedemanda,loscualesseutilizaronparalamodelaciónenelOPTGEN-SDDP.

ElmodeloOPTGEN7.1.85:

ConelOPTGENseobtienenlosplanesdegeneraciónoptimizados,quebrindanelcronogramadepuestaenserviciodelasnuevascentralesdegeneracióneléctrica,

4DesarrolladoporlaOrganizaciónLatinoamericanadeEnergía,conlacolaboracióndelBIDypaísesmiembros

5DesarrolladoporPowerSystemsResearchInc.,RíodeJaneiro,Brasil

optimizandoloscostosdeinversión,operaciónydéficit.Enlasimulaciónserepresentanrestriccionesdeinversióntalescomofechasmínimasymáximasparalatomadedecisióndelosproyectosylosconjuntosdeproyectosasociadosomutuamenteexcluyentes.

ElmodeloSDDPxpress4,versión14.0.2:

EstemodeloseutilizóparaefectuarlasimulaciónfinaldetalladadelosplanescalculadosconelOPTGEN,conelpropósitodeobtenerunvalormásprecisodeloscostosoperativosydeldespachodegeneración,teniendoencuentaunmayornúmerodeserieshidrológicasquelasutilizadasconelOPTGEN.

ElmodeloPSSE6,version33:

Estemodeloseutilizópararealizarlosanalisisdeseguridadoperativa,especificamenteanalisisdeflujodecargaenestadoestable(CondiciónN),análisisdecontingenciasmedianteaplicaciónACCC(CondiciónN-1)yestabilidaddevoltaje(reservadepotenciareactivamediantecurvasQ-V).

6PowerSystemSimulatorforEngineering,desarrolladoporlaempresaPTI-SIEMENS

EscenariodelPlandeExpansióndeGeneración

Unavezestablecidalametodologíadetrabajo,seprocedióautilizarlosmodelosantesdescritos,elaborándoseyanalizándosecuatroescenariosindicativosdeExpansióndelaGeneraciónEléctrica2019-2033,considerandolossiguienteselementos:

Lasatisfaccióndelademandadeenergía,previendolosdéficitsdeenergíaantelaeventualidaddelcambioclimático.

LoscostosdeInversiónyOperación.

Losrequerimientosdereservaderegulación,considerandolaoperacióndecentraleshidroeléctricasdeembalsederegulaciónanualyestacionalymotoresdemediavelocidadencasoquenoselogrendesarrollarestetipodecentraleshidroeléctricas,veranexo.

Lareservadepotenciayenergíarequeridasparacubrirlasalidadelaplantademayortamaño,añoshidrológicossecos,añosconpocageneracióneólica,pocadisponibilidaddelrecursogeotérmico,mantenimientosimprevistosdeunidadesdegeneracióndadoqueestascondicionesoperativasafectanlacapacidadefectivadegeneraciónparasuplirlademanda.

LatransformaciónydiversificacióndelaMatrizEnergética.

Delosresultadosobtenidosyconbasealanálisis,seseleccionóelescenariodereferenciaquesedescribeacontinuación:

PAGE

19

EscenariodeReferencia

Elplanobtenidoenesteescenariosignificalaadiciónde1,244MWenelperiododeestudio.Deestapotenciaadicional,54MWcorrespondenaBiomasa,162MWaSolarFotovoltaicos,207MWaEólicos,85MWGeotérmicos,436MWaproyectoshidroeléctricos,ademasde300MWquesondeGasNatural.

Tabla13PlanIndicativodelaExpansión2019-2033-EscenariodeReferencia

PROYECTOS

Fuente

AÑOS

TOTALFUENTE

2019-2033

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

NG-300MW

Térmico

300

300

CASUR(Ingenio)

Biomasa

24

54

MonteRosa(Fase2)

30

ElVelero

Solar-FV

12

162

Solar2

30

Solar3

30

Solar4

30

Solar5

30

Solar6

30

Eólico1

Eólico

64

207

Eólico2

63

Eólico3