DIAGNÓSTICO Sector Energía de Costa · PDF fileEL ENTORNO NACIONAL EN EL AMBITO...

DIAGNÓSTICO

Sector Energía de Costa Rica

VI Plan Nacional de Energía 2012-2030

Diagnóstico del VI Plan Nacional de Energía 2012-2030 ___________________________________________________________________________

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INDICE Resumen ....................................................................................................................... v

CAPÍTULO 1 ................................................................................................................. 1 EL ENTORNO NACIONAL EN EL AMBITO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL ................................................................................................................................... 1

1.1 Aspectos Generales......................................................................................................... 1 1.2. Entorno Económico ...................................................................................................... 3

1.2.1. El Producto Interno Bruto y el Crecimiento Económico ....................................... 4 1.2.3. Ingresos y Egresos del Gobierno Central .............................................................. 7 1.2.3. Deuda Interna y Externa del Sector Público .......................................................... 7 1.2.4. Análisis de la situación financiera del Sector Público ........................................... 8 1.2.5. Exportaciones e Importaciones de Bienes y Servicios ........................................ 10

1.3. Entorno Social ............................................................................................................ 12 1.3.1. Población IDH .................................................................................................... 12 1.3.2. Educación y Salud ............................................................................................... 14 1.3.3. Electrificación IDH .............................................................................................. 15 1.3.4. Emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) .................................................. 16

Capítulo 2 .................................................................................................................... 19

MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ENERGÍA .............................. 19 2.1. Marco Legal del Sector Energía ................................................................................ 19 2.2. Marco Institucional del Subsector Energía ............................................................... 21 OTRAS INSTITUCIONES VINCULADAS CON EL SECTOR ENERGÍA ......................... 24 2.3 SUBSECTOR ELÉCTRICO ......................................................................................... 25

2.3.1. Generación de Electricidad .................................................................................. 26 2.3.2. Transmisión de Electricidad ................................................................................ 28 2.3.3. Distribución de Electricidad ................................................................................ 29 2.3.4 Barreras para el Desarrollo de Proyectos de Electricidad. ................................... 29 2.3.5 Mercado Eléctrico Regional. ................................................................................ 33

2.4. Sub sector Combustibles. ............................................................................................ 36 2.5 Exploración y Explotación Petrolera. ......................................................................... 36

2.5.1 Procesos licitatorios bajo la Ley de Hidrocarburos, No. 7399 ............................. 38 2.6 Refinación e Importación y Distribución a Granel. .................................................... 40

2.6.1 Refinadora China-Costa Rica. .............................................................................. 41 2.7 Transporte, Almacenamiento y Distribución al Detalle. ............................................. 42 2.8 Biocombustibles. .......................................................................................................... 43 2.9 Calidad Ambiental del Aire ......................................................................................... 43 2.10 Aspectos Legales del Área Petrolera a definir. ......................................................... 44 2.11 Uso Racional y Conservación de Energía. ................................................................ 45 2.12 Planes de Gestión de Calidad Ambiental Institucional (PGAI). ............................... 46 2.13 Planes de Contingencia Eléctrica y Petroleras. ....................................................... 47

Capitulo 3 .................................................................................................................... 50

PANORAMA ENERGÉTICO ................................................................................... 50 3.1. Panorama Energético Internacional ........................................................................... 50


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3.2 Panorama Energético Regional ................................................................................... 52 3.3. Panorama Energético Nacional .................................................................................. 54

3.3.1. Potencial de Recursos Energéticos ....................................................................... 54 3.3.1.1 Hidroelectricidad ................................................................................................ 54 3.3.1.2 Biomasa .............................................................................................................. 56 3.3.1.3 Energía Eólica ..................................................................................................... 57 3.3.1.4 Energía Solar ....................................................................................................... 60 3.3.1.5 Geotermia ............................................................................................................ 63 3.3.1.6 Carbón Mineral y Turba ..................................................................................... 64 3.3.1.7 Petróleo y Gas ..................................................................................................... 65 3.3.1.8 Etanol .................................................................................................................. 67 3.3.1.9 Biodiesel ............................................................................................................. 69

3.4. Oferta de Energía ........................................................................................................ 71 3.4.1 Oferta de Energía Primaria ................................................................................... 71 3.4.2 Oferta de Energía Secundaria ............................................................................... 73 3.4.3 Producción de Energía Secundaria ........................................................................ 75 3.4. 3.1 Subsector Eléctrico ............................................................................................ 75 3.4.3.2 Subsector Hidrocarburos ..................................................................................... 83 3.4.3.3 Otras Fuentes ..................................................................................................... 92

3.7. Consumo de Energía .................................................................................................... 92 3.7.1. Consumo Total por Sectores ................................................................................. 98 3.7.2. Usos de la Energía .............................................................................................. 100 • Sector Residencial ................................................................................................. 101 • Sector Comercial y Servicios ................................................................................ 105 • Sector Público ....................................................................................................... 105 • Sector Transporte .................................................................................................. 106 • Sector Industria y Agro ......................................................................................... 113

3.8. Demanda de Potencia Eléctrica ............................................................................... 115 3.8.1 Calidad del servicio eléctrico .............................................................................. 117

3.9 Inversiones en el sub sector eléctrico. ....................................................................... 119 3.10 Producción Nacional de Energía ............................................................................ 120

3.10.1 Sub Sector Electricidad ..................................................................................... 120 3.10.2 Sub Sector Hidrocarburos. ................................................................................ 122

REFERENCIAS ........................................................................................................ 124


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Resumen

El Diagnóstico del Sector Energía que se presenta a continuación se ha elaborado en el marco de la preparación del VI Plan Nacional de Energía 2012 -2030, con el fin de tener una visión completa de la situación del país en el campo de la energía. El objetivo del Diagnóstico es dar insumos suficientes para la de elaboración del VI Plan Nacional de Energía 2012-2030, el cual establecerá los objetivos y líneas estratégicas a seguir para el desarrollo del sector en el período indicado. Este documento se compone de tres capítulos, el primero describe variables económicas su comportamiento y evolución desde 1980 al 2010; indicadores sociales como: nivel de ingresos y de pobreza, educación, salud y aspectos ambientales; describiendo brevemente los encadenamientos de estos elementos con el sector energía. El segundo capítulo, describe el entorno legal en que está inmerso el sector así como la institucionalidad y actores que participan en la gestión y conservación de la energía. En el tercer capítulo, se describe el potencial y la infraestructura con que cuenta el país, además de cómo ha venido evolucionado la oferta, entre los aspectos más importantes se destaca la producción, la capacidad instalada y el consumo de energía, desde 1980 al 2010. Se ha realizado un gran esfuerzo para integrar variables económicas, legales y energéticas, de forma tal que permita percibir la problemática del sector energía en sus diversas aristas de modo que se pueda, a partir del mismo, formularse las políticas y estrategias que permitan al país contar con la energía que requiere para su desarrollo.


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Capítulo 1 EL ENTORNO NACIONAL EN EL AMBITO ECONÓMICO, SOCIAL Y AMBIENTAL

Este capítulo se divide en cuatro apartados: el primero presenta aspectos de carácter general de Costa Rica tales como densidad poblacional, localización geográfica, entre otros; el siguiente describe el comportamiento de algunas variables económicas como: el PIB, los ingresos y gastos del gobierno del año 1980 al 2009 (se incluye el 2010 hasta donde ha sido posible). En el penúltimo apartado se resalta aquellos aspectos de carácter social como población, nivel de pobreza, educación y salud; finalmente se concluye el capítulo con la exposición de algunos elementos del entorno ambiental y su enlace con el sector energía. 1.1 Aspectos Generales Costa Rica se localiza en la parte sur de América Central, con las coordenadas geográficas medias de 10 grados latitud norte y 84 grados y 15 minutos longitud oeste. Limita al norte con Nicaragua, al sur con Panamá, al este con el mar Caribe, al oeste con el océano Pacífico y de noroeste a sureste reporta una anchura máxima de 464 km. El territorio marítimo de Costa Rica es de 589 682 km² lo que significa aproximadamente unas once veces su territorio continental, que es de 51 100 km². A continuación se muestra en el Cuadro No.1-1, un resumen de la principales características de Costa Rica.

Cuadro No.1-1

COSTA RICA: EXTENSIÓN TERRITORIAL, NÚMERO DE CANTONES Y POBLACIÓN SEGÚN PROVINCIA, PARA LOS AÑOS 1980, 1990, 2000 y 2010

Provincia Extensión

km² Número

Cantones Población a junio de cada año(1)

1980 1990 2000 2010 San José 4 965,90 20 832 075 1 080 897 1 387 143 1 633 282 Alajuela 9 757,53 15 387 176 526 271 738 660 876 073 Cartago 3 124,67 8 243 609 332 438 446 009 510 727 Heredia 2 656,94 10 159 761 238 376 365 976 449 257 Guanacaste 10 140,70 11 214 480 237 585 272 234 280 488 Puntarenas 11 265,67 11 266 563 330 528 368 666 368 827 Limón 9 188,59 6 141 773 213 082 350 278 444 884 Total 51 100,0 81 2 245 437 2 959 177 3 928 966 4 563 538

Fuente: INEC. Población y Demografía - Población - Proyecciones. Población total proyectada por sexo, según provincia, cantón y distrito 2000-2015, al 3 de Noviembre de 2010. (http://www.inec.go.cr/Web/Home/GeneradorPagina.aspx).

http://www.inec.go.cr/Web/Home/MenuManager.aspx?id=m99010101�


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La densidad poblacional en 2010 alcanzó las 89 personas por km², según los datos del INEC (1

). La provincia de San José concentra aproximadamente el 35.7% de la población total y contiene en promedio 328 personas por km².

En 2010, el 59,0% de la población era urbana con una proporción del 72,7% en la región Central, en el tanto en el resto de las regiones apenas alcanzaba el 34,5%. La esperanza de vida promedio era de 78,4 años y el hogar promedio se componía de 3,79 personas. A lo largo de la década del 2000 al 2010, la población rural aumentó a una tasa anual acumulativa (t.a.ac.) del 2%, mientras que la población urbana lo hizo con una t.a.ac del 2,1%, para una tasa total de crecimiento del 2%, tal y como se observa en el Cuadro No. 1-2; fenómeno que fue acompañado de una atomización de los hogares y un crecimiento en el número de viviendas respecto al crecimiento de la población.

Cuadro No. 1-2 COSTA RICA: DATOS GENERALES DE LA POBLACION

PARA LOS AÑOS 1980 al 2010

Año Población Esperanza

de vida Número de Hogares P.E.A

Tasa de Crecimiento Poblacional Rural Urbana (años)

1980 1.191.081 1.026.680 74,4 455.900 770.272 2,4 1990 1.566.111 1.238.658 76,9 634.314 1.066.662 2,5 2001 1.601.019 2.305.723 77,7 967 060 1.653.321 2,5 2002 1.638.725 2.359.158 78,5 999.587 1.695.018 2,3 2003 1.676.231 2.412.542 78,6 1.040.612 1.757.578 2,3 2004 1.713.500 2.465.255 78,4 1.082.662 1.768.759 2,2 2005 1.749.583 2.516.602 78,4 1.114.210 1.903.068 2,1 2006 1.786.046 2.567.797 79 1.155.926 1.945.955 2,1 2007 1.823.509 2.619.591 79,1 1.182.108 2.018.444 2,1 2008 1.861.495 2.671.667 79,2 1.223.129 2.059.613 2,0 2009 1.898.209 2.722.273 79,3 1.256.701 2.051.263 1,9 2010 1.933.516

2.772.907

79,4 1.291.194

2 051.696

1,9

Fuente: Elaboración propia, a partir de Encuesta de Hogares de julio de cada año y Encuesta de Hogares Propósitos Múltiples 2000-2008. Instituto Nacional de Estadística y Censos. El cuadro anterior, también muestra la desaceleración de la tasa de crecimiento poblacional, un aumento de la esperanza de vida así como de la PEA, esta última, producto de una mayor tasa de incorporación de la población en edad productiva,

1 Población y Demografía - Población - Proyecciones. Población total proyectada por sexo, según provincia, cantón y distrito 2000-2015, al 3 de Noviembre de 2010.

http://www.inec.go.cr/Web/Home/MenuManager.aspx?id=m99010101�


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especialmente de mujeres. Hay que destacar que en el Censo de Población y Vivienda de 2000, la población indígena sumaba 63 876 personas (equivalentes al 1,7% de la totalidad de la población costarricense), ubicadas en 22 territorios indígenas, representando cerca de ocho tipos de cultura. Energía utilizada en las viviendas para cocinar. A partir de las Encuestas de Hogares de Propósitos Múltiples, se obtuvo la serie histórica que se consigna en el Figura 1-1, en el cual se destacan las viviendas que usan mayoritariamente la electricidad para cocinar, seguido por las que emplean el GLP y finalmente la leña o carbón, esta última presenta una tendencia a disminuir.

Figura No. 1-1

Fuente: Encuesta de Hogares de Propósitos Múltiples 2000-2009. Instituto Nacional de Estadística y Censos 1.2. Entorno Económico El Estado costarricense durante los últimos veinte años ha venido sufriendo un proceso de transformación con respecto al crecimiento y desarrollo de la Nación. Con el fin de vislumbrar el entorno económico de estas dos últimas décadas, se han identificado algunas variables a nivel agregado tales como el PIB, el ingreso y gasto del Gobierno Central, la deuda interna y externa pública así como, las exportaciones e importaciones de bienes y servicios; las cuales describen la dinámica económica interna y su potencial relación con la oferta y demanda nacional de energía.

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000

Núm

ero

de v

ivie

ndas

Viviendas Según Fuente de Energía Utilizada para Cocinar

Electricidad

GLP

Leña o Carbón

Otro


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1.2.1. El Producto Interno Bruto y el Crecimiento Económico El crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB), del período comprendido entre 1991 y 2010, presenta tres períodos con tasas de crecimiento superiores al 4% anual. El primero se produce entre los años 1992 y 1993 con tasas del 9% para el primer año y 7% para el segundo, luego en los años 1998 y 1999 se alcanza en ambos una tasa del 8% anual. En el período del 2003 al 2007, la tasa más baja (4, 2%) se presentó en el 2004 y durante los años 2006 y 2007 las tasas de crecimiento superaron el 7,9%, en los dos últimos años se reportó una desaceleración en el ritmo de crecimiento e incluso en el 2009 se tuvo un decrecimiento, esto a raíz de la crisis económica mundial presentada en el 2008; finalmente para el 2010 la tasa fue de 3,83%, tal y como se ilustra en la Figura No. 1-2. Cabe señalar que la economía costarricense presenta una estructura productiva diversificada, en la cual los sectores que mayor entre 1991 y el 2010 fueron: Transporte y Comunicaciones (8,6% anual), Servicios Empresariales (7,0% anual), Servicios Financieros (6,1% anual), Industria Manufacturera (5,6% anual), Construcción y Electricidad, Gas y Agua (ambos con 4,9% anual). En el 2009, debido a la recesión económica que se presentó en el 2008, se produjo un decrecimiento en el PIB así como una reducción en el consumo de energía, aunque no en las mismas proporciones. Este efecto se debe principalmente a que el transporte no redujo significativamente su consumo (apenas -0,3%), en tanto la electricidad sufrió un descenso mayor que la del PIB.

Figura No.1-2

Fuente: Banco Central de Costa Rica. Indicadores Económicos: Producto Interno Bruto por industria a precios corrientes. http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr (consultado el 6/10/2010).

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

1991

19

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1993

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94

1995

19

96

1997

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1999

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2001

20

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2005

20

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2007

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08

2009

20

10

Mile

s de

Mill

ones

de

colo

nes d

e 19

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Costa Rica: Evolución del Producto Interno Bruto Real, 1991 - 2010


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1.2.2 Intensidad Energética Para el siguiente análisis, la intensidad energética será entendida como la cantidad de energía necesaria para producir riqueza. En la Figura No.1-3 se presenta la variación de la cantidad de energía requerida para producir un millón de colones del año 91; a partir del 2002 se aprecia que esta intensidad empieza a bajar, indicando un incremento de la eficiencia en la utilización de la energía por parte del sistema productivo nacional, variando de 77,6 GJ en el 2002 a 72 GJ por millón de colones, en el 2010, lo que representa un incremento en la productividad energética del 7,9% durante este período.

Figura No. 1-3

Fuente: Elaboración de la Dirección Sectorial de Energía, con datos del Banco Central de Costa Rica

Esta evolución pone de manifiesto que en Costa Rica se utilizan cada vez más fuentes energéticas modernas, reduciéndose el uso de la leña en el sector residencial, la que es sustituida por la electricidad y el GLP. Otro elemento que contribuye es el cambio en la estructura productiva, al volcarse hacia las actividades de servicios, en especial al turismo, generando más riqueza con un uso menor de energía. Este cambio puede observarse con más detalle en el Cuadro No. 1-3.

0,0680

0,0700

0,0720

0,0740

0,0760

0,0780

0,0800

0,0820

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

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2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Intensidad Energética Total

TJ/

mill

on d

e co

lone

s del

199

1


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Cuadro No.1-3

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN DENTRO DEL PRODUCTO INTERNO BRUTO

DE LAS ACTIVIDADES ECONÓMICAS, 1991-2010 (en porcentajes promedio)

Actividad Económica Periodo 1991-1995

Periodo 1996-2000

Periodo 2001-2005

Periodo 2006-2010

Agricultura, silvicultura y pesca 12,5% 12,0% 10,7% 10,4% Extracción de minas y canteras 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% Industria manufacturera 22,7% 24,7% 23,7% 24,6% Construcción 4,4% 3,9% 4,1% 4,9% Electricidad y agua 2,9% 3,0% 3,1% 3,0% Comercio, restaurantes y hoteles 20,3% 19,9% 18,5% 17,4% Transporte, almacenaje y comunicaciones 8,6% 9,9% 13,1% 16,1% Servicios financieros y seguros 3,8% 3,9% 4,6% 5,6% Actividades inmobiliarias 6,2% 5,6% 5,1% 4,8% Otros servicios prestados a empresas 2,6% 2,7% 3,7% 4,9% Servicios de administración pública 3,5% 2,8% 2,5% 2,1% Servicios comunales, sociales y personales 12,5% 11,7% 10,9% 10,1%

Fuente: Elaboración de la DSE con datos del Banco Central de Costa Rica. Indicadores Económicos: Producto Interno Bruto por industria a precios corrientes Como se desprende de este cuadro, la actividad que más aporta a la producción del país es la Industria Manufacturera que ha crecido levemente en el período 2000-2010, seguida por el sector Comercio y Hoteles que ha presentado una declinación, sobre todo en los últimos cinco años. Dentro de las actividades que ganan peso relativo se encuentran: Transporte y Comunicaciones, Servicios Financieros y Seguros y Otros servicios prestados a empresas. Otros elementos que deben estar presentes dentro de la dinámica del PIB es el proceso de apertura e integración de mercados así como, el ingreso de inversión extranjera en alta tecnología, centros de servicios de carácter internacional y centros internacionales de carácter turístico, los cuales, requieren de altos niveles de energía para instalarse en el país. Las actividades como transportes, industria y servicios empresariales sin duda presentan en algunos casos altos niveles de consumo energético, por lo que constituyen para el sector energía, un reto a fin de mantener los niveles de abastecimiento que éstos requieren en sus procesos de desarrollo y operación.


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1.2.3. Ingresos y Egresos del Gobierno Central Los ingresos del Gobierno Central han representado en promedio durante el período 1991- 2010 el 15,3% del PIB en colones corrientes, mientras que los egresos han sido 19.6% en promedio para ese mismo período, reflejando cierta estabilidad, salvo el último año cuando los ingresos representaron el 16% y el gasto un 21.6%, alcanzando uno de los niveles más altos de la historia. Los ingresos corrientes en teoría deberían financiar la totalidad de los gastos corrientes y una buena parte de los gastos de capital, pero eso no ha sucedido.

Cuadro No. 1-4

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LOS INGRESOS Y GASTOS

DEL GOBIERNO CENTRALY DEL PIB, 1991 AL 2010 (en millones de colones)

1991 1995 2000 2005 2010 Total Sector Público no Financiero 284.643 665.398 1.469.601 3.426.185 6.275.718 Ingresos Gobierno Central 102.150 264.525 610.138 1.321.385 2.743.180 Ingresos totales Resto SPNF (anuales) 182.493 400.873 859.464 2.104.801 3.532.538 Gasto de consumo final del Gobierno Central 123.387 360.671 756.705 1.521.590 3.724.577 PIB 806.551 1.923.744 4.473.688 8.621.244 17.191.743 Fuente: BCCR-Cifras acumuladas a fin de año en millones de colones. En el Cuadro No. 1-4 se muestra la evolución de los ingresos y gastos del Gobierno Central, así como el PIB, para los años 1991, 1995, 2000, 2005 y 2010. 1.2.3. Deuda Interna y Externa del Sector Público La década de los setentas se caracterizó por el fácil acceso a los recursos financieros que hizo que la deuda externa se disparara, mediante la contratación de deudas en dólares, cuyo pago se complicó, toda vez que los intereses se incrementaron producto de la recesión que afectó a Estados Unidos a inicios de los años ochenta. Cuando se limita el acceso al crédito foráneo, se recurre más al mercado financiero local, de manera que la relación entre deuda y el PIB disminuye y se manifiesta más bien en un incremento de la deuda interna con respecto al PIB. La deuda interna en 1990 representó el 33,9% del PIB y para el año 2010 fue de 31% del PIB, situación contraria a lo sucedido con la deuda externa que en 1990 era del 62,2% y para el 2010 fue del 12,1%. Al finalizar el año 2010, la deuda del sector público fue de 7.993.103 millones de colones corrientes, de los cuales 72% correspondía a recursos internos y el 28% restante era endeudamiento externo. El endeudamiento externo ha venido perdiendo


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participación dentro de la deuda total, tal y como se puede observar en el Cuadro No 1-5.

Cuadro No. 1-5

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA DEUDA INTERNA Y EXTERNA DEL SECTOR PÚBLICO; SALDO A DICIEMBRE DE CADA AÑO

(en millones de colones corrientes)

TERMINOS ABSOLUTOS TERMINOS RELATIVOS

Años PIB Deuda

Interna Deuda

Externa Deuda Total

Deuda Pública Total /

PIB

Deuda Interna /

PIB

Deuda Externa /

PIB

1990 522.925 177.282 325.350 502.632 96,1 33,9 62,2 1995 2.105.687 742.718 633.570 1.376.288 65,4 35,3 30,1 2000 4.914.534 1.727.214 1.089.100 2.816.314 57,3 35,1 22,2 2001 5.394.653 1.815.781 1.192.100 3.007.881 55,8 33,7 22,1 2002 6.060.944 2.254.639 1.314.607 3.569.246 58,9 37,2 21,7 2003 6.983.599 2.512.994 1.590.765 4.103.759 58,8 36,0 22,8 2004 8.143.550 3.338.379 1.838.529 5.176.908 63,6 41,0 22,6 2005 9.538.977 3.712.850 1.837.094 5.549.944 58,2 38,9 19,3 2006 11.517.822 4.085.677 1.869.395 5.955.072 51,7 35,5 16,2 2007 13.598.605 4.437.180 1.877.340 6.314.519 46,4 32,6 13,8 2008 15.706.901 4.247.447 1.910.019 6.157.465 39,2 27,0 12,2 2009 16.788.007 5.004.238 2.054.213 7.336.968 42,0 29,8 12,2 2010 17.191.743 5.752.723 2.240.380 7.993.103 43,1 31,0 12,1

Fuente: Informe Mensual de Coyuntura Económica. Banco Central de Costa Rica.

Es importante resaltar que el peso relativo que tiene la deuda pública total con respecto al PIB ha venido disminuyendo paulatinamente. En 1990 dicha relación era de 96,1%, para el 2000 fue de 57,3% y finalmente en el 2010 alcanzó el 43,1%. 1.2.4. Análisis de la situación financiera del Sector Público La situación fiscal es una variable clave para entender la dinámica económica del país en materia de reducción de la pobreza e inversión pública y privada. Después de la crisis internacional del petróleo de 1979 que arrastró al país a una profunda crisis económica de balanza de pagos y de endeudamiento externo, se realizaron una serie de reformas estructurales de donde se desprende una política de apertura comercial y un manejo más prudente del endeudamiento externo.


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No obstante, el Estado había asumido una serie de compromisos externos que finalmente tocaba al BCCR administrar, a la espera de su cancelación, la cual no ocurrió en el plazo previsto, produciéndose pérdidas que debieron ser financiadas mediante emisión, inyectando presión inflacionaria al país. Por otro lado, si bien en 1987 se realizó una reforma fiscal que introdujo ciertas mejoras en la normativa relativa al impuesto sobre la renta, en 1994 se inició un proceso de modernización de las aduanas, así como de la administración de los impuestos internos, por lo que en los años 2008-2010 se observa un repunte en los montos de inversión, convirtiéndose en los primeros frutos de este largo proceso por elevar los niveles de ingresos y gastos públicos, esfuerzo que se ha visto afectado por la crisis financiera mundial del 2008.

Cuadro No.1 -6 COSTA RICA: EVOLUCIÓN RECIENTE DE LA INVERSIÓN PÚBLICA,

PERÍODO 2000- 2010 (miles de millones de colones corrientes)

RUBRO Años

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Inversión Materializada Gobierno Central 17,53 18,02 10,8 12,86 12,56 22,05 27,56 24,31 39,87 52,1 40,5 Instituciones Públicas 32,25 53,52 41,81 51,69 48,66 53,85 62,77 90,65 47,36 86,2 35,2 Empresas No Financieras 97,73 98,71 133,3 176,5 184,8 220 202,3 160,9 212 334 419,2 Empresas Financieras 36,15 39,06 13,85 23,1 25,58 22,45 30,8 8,46 14,05 19,2 12,6 Municipalidades 7,82 9,03 10,24 10,76 14,45 24,04 24,08 18,94 40,39 58,4 60,9 Sub Total 191,5 218,3 210 275 286,1 342,4 347,5 303,3 353,7 550 568,4 Inversión en Capital Fijo Gobierno Central 13,42 13,88 8,75 10,03 8,94 11,42 19,21 15,65 23,05 32,9 25,3 Instituciones Públicas 18,51 33 22,04 28,74 30,73 33,4 38,77 14,34 20,7 17 50,6 Empresas No Financieras 80,11 82,34 108 146,3 161,9 198,5 130,7 118,9 189,2 219 213,4 Empresas Financieras 11,96 9,77 2,94 4,38 7,76 4,43 6,56 30 49,03 42,1 31,6 Municipalidades 6,31 7,28 8,14 8,31 11,19 20,29 21,61 8,56 18,89 14,3 11,2 Sub Total 130,3 146,3 149,9 197,7 220,5 268,1 216,9 187,5 300,9 325 332,1 Total 321,8 364,6 359,9 472,7 506,6 610,4 564,4 490,7 654,5 875 900,5 % Inver Pública/ PIB 6,5 6,8 5,9 6,8 6,2 6,4 4,9 3,6 4,2 5,2 4,4

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de la Contraloría General de la República: Serie de Memorias Anuales 2000-2010. En el cuadro anterior se muestra la evolución de la inversión pública materializada y la de capital fijo, observándose una evolución positiva en términos de colones corrientes, pero al realizar el análisis respecto del PIB se aprecia que el monto es muy bajo para


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las necesidades del país, en 2001 alcanzó un 6,5% del PIB y en el 2010 registró el 4,4%, que es el mínimo del período de análisis. Del cuadro anterior, se desprende que el grueso de la inversión pública la realizan las Empresas Públicas No Financieras (EPNF) tales como el ICE que para el 2010 fue alrededor de un 77,6% de ese grupo, RECOPE S.A. con 9,3%, Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) con 6,9% y Acueductos y Alcantarillados (ICAA) 4,2%, en función de los bienes y servicios que ofrecen. Como se aprecia, el área energética ha sido de las más “beneficiadas” a raíz de los largos procesos de planificación y ejecución de obras, que requieren los proyectos de este sector, sin embargo, se observan déficits importantes en casi todas las áreas, donde las cifras y proporciones de inversión pública son insuficientes para al menos lograr ciertos objetivos básicos, como un mayor crecimiento económico sostenido, mejoras de productividad del trabajo y del capital, reducción de la pobreza y mejores servicios públicos. 1.2.5. Exportaciones e Importaciones de Bienes y Servicios Al presentarse la crisis de los ochenta, quedó cuestionada no solo la estabilidad económica sino también, el modelo de desarrollo que venía siguiendo la sociedad costarricense, desde mediados de los años cincuenta y que estaba basado en una política de sustitución de importaciones. Se abre así, un período de incertidumbre y la búsqueda de un nuevo modelo de crecimiento y desarrollo. Desde principios de los años ochenta se ejecuta un proceso de ajuste estructural donde las primeras medidas para equilibrar y reactivar la economía fueron la aprobación y ejecución de las reformas financiera, laboral y comercial, entre otras, a partir de un nuevo modelo de desarrollo basado en la “promoción de las exportaciones”2

. Es así, como se introduce en el sector empresarial costarricense, la cultura exportadora y la integración del mercado local con el internacional, como mecanismo para promover el crecimiento y el desarrollo.

En el Cuadro No.1-7 se observa la dinámica que han experimentado, tanto las exportaciones como las importaciones de bienes y servicios desde 1980 al 2010; período en el cual las tasas de crecimiento anual acumulativas fueron de: 7,8% para las exportaciones y 7,6% para las importaciones; porcentajes que revelan la intensificación de las relaciones económicas internacionales del país con el resto del mundo y demuestran que el mismo ha podido incursionar con relativo éxito, a partir de la década de los noventa, al calor de la globalización en los mercados internacionales, pero que el modelo per se no basta si no se corrigen los desequilibrios internos y se crean las condiciones macroeconómicas y microeconómicas para el desarrollo de los exportadores. En cuanto a la tasa de inflación, mejora de infraestructura, simplificación de trámites, acceso a crédito más barato y oportuno, entre otros, el país 2 El eslogan era “exportar porque exportar es mejor”


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debe hacer un esfuerzo adicional para lograr una mayor competitividad. En materia de política cambiaria neutral ya se están percibiendo algunos resultados.

Cuadro No. 1-7

COSTA RICA: EXPORTACIONES E IMPORTACIONES TOTALES, DE PETRÓLEO Y DERIVADOS DE 1980 AL 2010

(en millones de dólares americanos)

Años

Exportación

Total

Importación

Total

Importación de petróleo y

sus derivados

Relaciones en porcentajes

Impor Hidr/Expor Total

Impor Hidr/Impor Total

1980 1.002 1.524 96 9,6 6,3 1985 976 1.292 166 17 12,8 1990 1.448 2.315 191 13,2 8,3 1995 3.476 4.090 201 5,8 4,9 2000 5.850 6.389 455 7,8 7,1 2001 5.021 6.569 421 8,4 6,4 2002 5.264 7.188 424 8,0 5,9 2003 6.102 7.663 526 8,6 6,9 2004 6.302 8.268 699 11,1 8,5 2005 7.027 9.824 998 14,2 10,2 2006 8.200 11.548 1.249 15,2 10,8 2007 9.337 12.952 1.444 15,5 11,1 2008 9.504 15.372 2.091 22,0 13,6 2009 8.784 11.395 1.239 14,1 10,9 2010 9.448 13.570 1.352 14,3 10,0

Fuente: Datos suministrados por el BCCR. Dirección Comercio Internacional Las ventas al extranjero en el periodo señalado, experimentaron un crecimiento anual acumulativo del 7,8% (superior al PIB), lo que significa que una porción cada vez más grande de la oferta total de bienes y servicios producidos en el país está siendo dirigida al exterior. Una parte importante de estas exportaciones son producto del sector de "alta tecnología" y de servicios que se han instalado en las denominadas “zonas francas”, que demandan recursos energéticos y mano de obra de alta calidad. Las divisas utilizadas para la importación de hidrocarburos (factura petrolera) han experimentado una tasa de crecimiento anual acumulativa cercana al 11,5% durante la primera década de este siglo, dato superior a los años anteriores. (Ver Cuadro 1-11) Sin embargo, las reservas monetarias internacionales brutas aumentaron a una


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velocidad mayor (13,3% anual acumulativa), pasando en promedio de US$ 1.317,7 millones en 2000 a US$ 4.627,2 millones en el 2010, por tanto, aún cuando la factura petrolera aumentó rápidamente, afortunadamente no se presentó una situación similar a la de inicios de los años ochenta con la crisis petrolera. 1.3. Entorno Social El Estado costarricense ha realizado grandes esfuerzos por elevar y mantener los niveles de bienestar y desarrollo social en distintas dimensiones, por ejemplo; en educación, servicios básicos como agua potable, electricidad y salud, entre otros. No obstante se han tenido que enfrentar algunos obstáculos de carácter endógeno y exógeno que han frenado o revertido las metas alcanzadas. Con el objetivo de identificar el hilo conductor entre el escenario social y el sector energético nacional, en este apartado se analizará la evolución de cuatro variables: población; pobreza; educación y salud. 1.3.1. Población IDH El INEC, estima que en el 2015 el número de habitantes rondará la cifra de 5,2 millones, lo que implicará no solo una mayor demanda de bienes y servicios sino también, una mayor demanda de fuentes energéticas y necesidades para abastecer a la población. Costa Rica es un país en vías desarrollo o de transición y gracias a sus avances en materia social ha logrado colocarse entre las naciones que reportan un nivel de desarrollo humano alto; dentro de los más avanzados en el ámbito latinoamericano. Como todos los años desde 1990, el Informe sobre Desarrollo Humano ha publicado el Índice de Desarrollo Humano (IDH) que fue presentado como una alternativa a las mediciones convencionales del desarrollo nacional que evaluaban el nivel de ingresos y la tasa de crecimiento económico. El IDH representa el impulso de una definición más amplia del bienestar y ofrece una medida compuesta de tres dimensiones básicas del desarrollo humano: salud, educación e ingresos. Entre 1980 y 2010 el IDH de Costa Rica creció en un 0.6% anual, al pasar de 0.599 a 0.725 en la actualidad, lo que coloca al país en la posición 62 de los 169 países para los que se disponen datos comparables. El IDH de América Latina y el Caribe (OR) como región ha pasado del 0.578 de 1980 a 0.706 en la actualidad, por lo que Costa Rica se sitúa por encima de la media regional. Las tendencias del IDH muestran un importante histórico tanto a nivel nacional como regional y localiza las pronunciadas brechas existentes en el bienestar y en las oportunidades de vida que continúan dividiendo nuestro mundo interconectado.

http://hdr.undp.org/es/informes/mundial/idh1990/�

http://hdr.undp.org/es/estadisticas/idh/�


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En el Cuadro No. 1-4, se muestra el resumen de los parámetros que conforman el Índice de Desarrollo Humano (IDH), dentro de los que se destacan, esperanza de vida, años de educación promedio, ingreso nacional bruto per cápita, desigualdad, índice de desigualdad de género, entre otros. Del Cuadro No. 1-4, se destaca que los indicadores muestran una mejoría con el pasar de los años en el mundo, pero que los que muestra Costa Rica son superiores.

Figura No. 1-4

Índice de Desarrollo Humano: Tendencias desde 1980 hasta 2010

Fuente: Indicadores Internacionales sobre el Desarrollo, PNUD. http://hdrstats.undp.org/es/paises/ En el Cuadro No.1-8, a continuación se consignan los indicadores considerados así como la posición de nuestro país a nivel mundial de acuerdo a este índice.


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Cuadro No. 1-8

Costa Rica: Perfil del país de los indicadores de desarrollo humano

Fuente: Indicadores Internacionales sobre el Desarrollo, PNUD. http://hdrstats.undp.org/es/paises/ 1.3.2. Educación y Salud El tema educativo es uno de los puntos claves a los que el Estado costarricense le ha puesto más determinación durante los últimos cincuenta años, especialmente, en lo referente a la ampliación de la cobertura de la instrucción pública. Hace una década se aprobó una reforma constitucional que exhorta al gobierno a invertir al menos un 6% del PIB, de manera que el país empezara a seguir la senda de una mayor cobertura en educación pública. Esta acción ya empezó a tener efectos, es así como, en el año 2000 el gobierno central destinó un 3,84% del PIB, mismo que varió a 4,72% del PIB en 2006 y para el 2010 lo destinado representó el 6,47%, alcanzado la meta establecida. Si bien se han agregado otros elementos importantes al sistema como la introducción de programas de Informática Educativa, la enseñanza del inglés y el incremento en el número de días lectivos en las escuelas y colegios, el reto de mantener en el sistema a un gran porcentaje de estudiantes que desertan, acompañado de una reducción de los niveles de repitencia, esto requerirá no sólo de mayores recursos económicos, sino también de profesores más capacitados, mejor equipamiento de aulas y textos actualizados. La dinámica que se le introduce al sistema educativo, trae implícita la apertura de nuevas oportunidades para la juventud, pero también, un mayor consumo energético por parte de los centros educativos para mantener la calidad de sus programas.

http://hdrstats.undp.org/es/paises/�


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Con respecto al tema salud, el último informe del IDH señala; que la población costarricense tiene acceso a la casi totalidad de los medicamentos esenciales, a un 96% de los servicios de saneamiento adecuado y que por cada 100 000 habitantes hay 141 médicos, además que el 98% de la población costarricense tiene acceso a fuentes de aguas mejoradas, elementos que en conjunto con muchos otros, han ayudado a mejorar la calidad de vida. Este esfuerzo requiere no solo de una adecuada y mayor infraestructura sino también, de un mayor equipamiento de los centros de salud, lo que implica indirectamente un incremento en el consumo energético para mantener e incrementar los niveles alcanzados. Al respecto, la CCSS ha establecido un ambicioso proceso de inversión hospitalaria y de salud a fin de atender el crecimiento acelerado de la demanda; por su parte la medicina privada ha mostrado un crecimiento sostenido en años recientes, que se espera continúe en los próximos años. 1.3.3. Electrificación IDH Durante el último medio siglo Costa Rica ha mostrado una importante evolución en la cobertura eléctrica, al pasar de apenas un 60% al final de los años 70’s , a superar el 85% con programas de electrificación rural logró, para luego en la década de los 90’s alcanzar el 95% y a mediados del 2010 el 99,11%, según se puede observar en el Figura No. 1-5. El crecimiento anual del porcentaje de cobertura a partir del año 2000, es muy bajo puesto que las zonas sin electrificación están muy dispersas. En las zonas de difícil acceso se les brindan en algunos casos, el servicio de paneles solares. En lo referente al servicio de electrificación urbana, hace más de una década que se tiene totalmente servido, en el caso del sector rural existen avances muy relevantes dado que en 1990 los porcentajes eran: Puntarenas (61,7%), Guanacaste (73%) y Limón (79,1%); para el año 2009 la provincia de Limón contaba con un porcentaje de electrificación de 96,74%, Puntarenas con 97,28% y Guanacaste con 97,98%. La ampliación de la cobertura eléctrica se ve reflejada en el crecimiento del número de clientes residenciales, por ejemplo durante el período 1999-2009, se aprecia un incremento mayor al promedio anual nacional (1,68%) en las provincias de Guanacaste (1,88% anual) y Puntarenas (1,78% anual).


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Figura No. 1-5

Fuente: Documento: Porcentaje de Cobertura Eléctrica ICE. (Estimado a mayo del 2010). 1.3.4. Emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) Los GEI son los que contribuyen al calentamiento global de la Tierra, entre los que se encuentran el dióxido de carbono (CO2), el metano (CH4), el ozono troposférico (O3) y los clorofluorocarbonos o clorofluorocarbonados (CFC). En 1988 se crea el Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC), establecido de manera conjunta por la Organización Meteorológica Mundial (OMM) y el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). El objetivo general del IPCC es evaluar la información científica relacionada con los diversos temas que componen el Cambio Climático, tales como las emisiones de los principales gases de efecto invernadero, la alteración que estos producen en el balance radiactivo de la Tierra, y todo lo necesario para evaluar las consecuencias socioeconómicas a nivel mundial. En 1990, este grupo de expertos del IPCC completó su primer informe para presentarlo en la Segunda Conferencia Mundial del Clima. En él se concluye, de forma general, que los aumentos en las concentraciones atmosféricas de los gases de efecto invernadero pueden generar un cambio irreversible en el clima.


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La Convención Marco sobre el Cambio Climático, fue firmada en Río de Janeiro en 1992 durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo, estableciéndose en esta la realización de proyectos de Aplicación Conjunta. Esta propuesta fue avalada por 121 países, entre ellos Costa Rica, y entró en vigencia en marzo de 1994. De acuerdo con la Segunda Comunicación Nacional de Costa Rica ante la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), que incluye información referente a los inventarios correspondientes a los años 2000 y 2005, permite identificar que la mayor fuente de emisiones está asociada al consumo de energía, seguida por la actividad agrícola, el manejo de desechos y luego los procesos industriales. El cambio de uso de la tierra, se presenta como un sumidero de carbono, esto es que fija carbono mediante el fenómeno de fotosíntesis que se da en los bosques. Las emisiones que se generaron a partir del consumo energético, según el inventario desarrollado en para el año 2000 alcanzaron 4805,6 Gg, que representa el 60,5% de las emisiones totales de CO2 equivalente. Asimismo, en ese mismo año se obtuvo que el total bruto de emisiones de C02 alcanzaron 5104,7 Gg y que de estos 3262,2 Gg fueron fijados mediante el cambio de uso de la tierra. El 92,4% de los gases de CO2 tienen su origen en las actividades asociadas con la importación, producción y consumo de combustibles, los generados por biomasa no fueron contabilizados pues provienen de podas y residuos agrícolas en sistemas que se dejan crecer al año siguiente, por lo que se consideró que se fijaban de nuevo en la vegetación. Esta información se consiga en el Cuadro No. 1-9. El inventario de emisiones de gases de efecto invernadero correspondiente al año 2005, se presenta en el Cuadro No. 1-10, siendo que las emisiones totales de CO2 equivalente ascendieron a 8779,2 Gg, presentando un incremento del 10,5% en el período de 5 años, lo que significa que la tasa anual acumulativa es del 2%. Por otra parte se tiene que el incremento en las emisiones de CO2 asociadas al sector energía se incrementaron en una tasa anual acumulativa del 3,1% y la captura de este gas por parte del la actividades de cambio de uso de la tierra, varió a una tasa anual acumulativa de 2,4%, tasa menor por lo que el país muestra una tendencia a incrementar las emisiones. De manera que una estrategia orientada a reducir los gases de efecto invernadero, debe considerar principalmente por el sector energía, toda vez que es uno de los mayores emisores.


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Cuadro No.1-9

COSTA RICA: EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO POR TIPO DE

FUENTE SEGÚN SECTOR, AÑO: 2000

Sector Emisiones totales (Gg)

CO2 CH4 N2O HFC CO NOx NMVOC SO2 Total CO2

equivalente Energía 4717,2 1,7 0,17 NA 165,8 21,5 27,6 3,8 4805,6 Procesos Industriales 387,5 NA NA 0,043 NA NA 24,4 0,22 449,8 Agricultura NA 99,59 8,12 NA 1,41 0,029 NA NA 4608,6 Cambio de Uso de la Tierra -3262,2 4,4 0,03 NA 17,2 0,5 NA NA -3160,5 Manejo de desechos NA 58,9 NA NA NA NA NA NA 1236,9 Total 1842,5 164,6 8,3 0,043 184,4 22 52 4 Total CO2

equivalente 1842,5 3456,4 2573 6,23 NA NA NA NA 7940,5 Fuente: IMN, Segunda Comunicación Nacional a la Convención Marco de UN sobre Cambio Climático, 2009.

Cuadro No. 1-10

COSTA RICA: EMISIONES TOTALES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO POR

TIPO DE FUENTE SEGÚN SECTOR, AÑO: 2005

Sector

Emisiones totales (Gg)

CO2 CH4 N2O HFC CO NOx NMVOC SO2 Total CO2

equivalente Energía 5492,7 4,9 0,3 NA 246,4 25,1 37,6 4,5 5688,6 Procesos Industriales 496,6 NA NA 0,121 NA NA 31,4 0,38 672,5 Agricultura NA 100,4 8,05 NA 1,07 0,025 NA NA 4603,9 Cambio de Uso de la Tierra -3667,7 6,93 0,05 NA 60,6 1,72 NA NA -3506,7 Manejo de desechos NA 62,9 NA NA NA NA NA NA 1320,9 Total 2321,6 112,2 8,4 0,0121 308,1 26,8 69 4,9 Total CO2 equivalente 2321,6 2356,8 2604 175,9 NA NA NA NA 8779,2

Fuente: IMN, Segunda Comunicación Nacional a la Convención Marco de UN sobre Cambio Climático, 2009.


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Capítulo 2

MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ENERGÍA

Este capítulo busca describir el entorno legal e institucional que rige al Sector Energía en las áreas eléctrica y petrolera, describiendo los procesos de la cadena así como problemáticas legales sin resolver. 2.1. Marco Legal del Sector Energía La Ley de Planificación Nacional No. 5525 del 2 de mayo de 1974, estableció el Sistema Nacional de Planificación, como un mecanismo que posibilitara la integración de las políticas sectoriales de acuerdo con las necesidades de cada sector pero articuladas dentro de un Plan Nacional de Desarrollo (PND), donde además se buscaría una participación cada vez mayor de los ciudadanos en la solución de los problemas económicos y sociales del país. De esta forma, el PND se convierte en el eje orientador de los grandes lineamientos que marcan el camino por donde transitaría el país durante un período gubernamental. Por otra parte, la Ley de Administración Financiera de la República y Presupuestos Públicos, No. 8131 del 18 de septiembre de 2001 en su artículo 4 establece que los presupuestos públicos deben responder a los planes operativos institucionales de mediano y largo plazo, así como a los principios presupuestarios generalmente aceptados, siendo que el Plan Nacional de Desarrollo es el marco global orientador de los planes operativos institucionales. En materia de control interno, la Ley General de Control de Interno No. 8292 del 31 de julio de 2002 señala en su artículo 14 que son deberes del Jerarca y de los titulares subordinados valorar y analizar los riesgos asociados al logro de los objetivos y metas institucionales definidos tanto en los planes anuales operativos como en los planes de mediano y largo plazo; así como los posibles efectos y acciones para enfrentarlos, por ello se debe contar con un sistema de valoración del riesgo que resguarde las acciones a ejecutar. La Ley Orgánica del Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, N° 7152 del 5 de junio de 1990 y sus reformas, estableció que el Ministro es el Rector del Sector de Recursos Naturales, Energía y Minas y que el Ministerio tendrá como funciones primordiales formular, planificar y ejecutar las políticas de los recursos energéticos así como la dirección, el control, la fiscalización, la promoción y el desarrollo de este campo; además de promover y administrar la legislación sobre conservación y uso racional de la energía, en los campos mencionados. Asimismo debe realizar y supervisar las investigaciones técnicas y los estudios económicos de los recursos del sector.


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En materia de reformas la Ley No. 8660 de Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del Sector Telecomunicaciones (29 de julio de 2008), modifica a este sector denominándolo Sector Ambiente, Energía y Telecomunicaciones. Además, el artículo 48 de esta ley, adiciona a la Ley General de la Administración Pública (No. 6227 del 2 de mayo de 1978), un numeral 7 en su artículo 47, relacionado con instituir en el Ministerio 3 viceministros: uno encargado del Sector Ambiente, del Sector Energía del Sector Telecomunicaciones. No obstante, es importante indicar que existe un proyecto de ley en la Asamblea Legislativa, en la agenda de primeros debates, que pretende trasladar las Telecomunicaciones al Ministerio de Ciencia y Tecnología. La Ley Orgánica del Ambiente, No. 7554 en sus artículos 56 al 58 establece que los recursos energéticos constituyen factores esenciales para el desarrollo sostenible del país, por lo que el Estado mantendrá un papel preponderante y dictará las medidas generales y particulares relacionadas con la investigación, la exploración, la explotación y el desarrollo de esos recursos, con base en lo dispuesto en el plan nacional de desarrollo; además deberá procurar que el aprovechamiento de los recursos energéticos se realice en forma racional y eficiente, por lo que también deberá evaluar y promover la exploración y la explotación de fuentes alternas de energía renovable y ambientalmente sanas, en aras de propiciar la conservación y protección del medio ambiente y un desarrollo económico sostenible. Mediante la Ley N° 5525 se reglamentó la planificación sectorial con diferentes decretos ejecutivos desde 1979, pero a partir de 2008 el Decreto Ejecutivo Nº 34582-MP-PLAN del 4 de junio del 2008, “Reglamento Orgánico del Poder Ejecutivo”, retoma la Rectoría del Poder Ejecutivo dirigida por un Ministro Rector, con el fin de coordinar a la Administración Pública y establecer un instrumento que fortalezca y agilice el Sistema de Planificación Nacional; asimismo que coadyuve con la dirección y coordinación de las actividades de Gobierno y de sus instituciones autónomas. El decreto ubica, integra y clasifica a las diversas instituciones del Estado en doce grandes sectores de actividad, estableciendo Consejos Sectoriales integrados por los Ministros del respectivo sector y los jerarcas administrativos de las instituciones descentralizadas que formen parte de él; cada uno bajo la rectoría de un Ministro Rector, a quien se le asignan responsabilidades específicas, a la vez que se establecen los mecanismos que dan soporte y seguimiento a las políticas y acciones sectoriales que se definan. Entre estos sectores se encuentra incluido el Sector de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, Para complementar esta regulación, el Decreto Ejecutivo Nº 35991 “Reglamento de Organización del Subsector Energía”, regula la integración así como tareas y funciones del Subsector con el objeto de garantizar una planificación sectorial de largo plazo integrada y coordinada. El Subsector Energía está constituido por el Ministro Rector y por el Consejo Sub sectorial de Energía integrado por: MINAET, ARESEP, ICE, RECOPE, CNFL, ESPH S.A. y JASEC. Además se cuenta con el apoyo de la Dirección Sectorial de Energía que desde 1981, actúa como Secretaria Ejecutiva de


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Planificación del Subsector Energía, brazo técnico que da soporte a la Rectoría. La SEPSE cuenta con el apoyo del Comité Técnico Sub sectorial de Energía, conformado por los responsables de las aéreas de Planificación de las instituciones que componen el sector. A nivel estratégico, es de señalar que el Decreto Ejecutivo No. 35991, regula los objetivos del Subsector Energía, las responsabilidades del Ministro Rector y del Consejo Subsector de Energía. La SEPSE es un órgano asesor, coordinador y planificador que depende jerárquicamente del Ministro Rector de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, siendo que su Director (a) participa con derecho a voz en la sesiones del Consejo Sub sectorial de Energía en calidad de secretaria de éste. El Artículo 9 inciso a) del Decreto Ejecutivo No. 35991 establece entre las funciones de la SEPSE, “…Elaborar el Plan Nacional de Energía, con base en los lineamientos que emanen del Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica; y del Ministro Rector …”, lo que incluye dar seguimiento e informar al Ministro Rector y al Consejo Sub sectorial de Energía. 2.2. Marco Institucional del Subsector Energía El sector está organizado de la siguiente forma: El Ministro del MINAET como Rector del sector de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, a quien le corresponde la fijación de políticas y estrategias para el desarrollo del sector. El Consejo Sub sectorial de Energía constituido por el MINAET, quien lo preside y los jerarcas administrativos de ARESEP, ICE, RECOPE S.A., CNFL S.A., ESPH S.A. y JASEC. La DSE que actúa como Secretaría Ejecutiva del Consejo, ver la estructura en la Figura 2-1. Es claro que en el área de electricidad y combustibles existen actores privados en diferentes segmentos de la cadena de valor, que no responden a la dirección y coordinación del quehacer político de la institucionalidad pública; pero que se encuentran sujetos a las reglas establecidas, para las actividades que son de servicio público, de conformidad con lo establecido en el artículo 5 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593.


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Figura 2-1

COSTA RICA: ORGANIGRAMA DEL SECTOR ENERGÍA

FUENTE: Elaboración propia, DSE, MINAET. Ente Regulador La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) es la entidad encargada de la fijación de precios y tarifas de los productos energéticos, en todas sus etapas: márgenes de comercialización de los intermediarios en la cadena petrolera y tarifas en la cadena de valor de la cadena de electricidad generación, distribución, comercialización y transmisión; además de las tarifas de compra de energía eléctrica a los generadores privados bajo la Ley de Generación Autónoma o Paralela, No. 7200 y sus reformas. Asimismo, corresponde a la ARESEP, la fijación de las normas de calidad de la prestación de los servicios públicos, conforme lo establece la Ley de su creación No. 7593 y el Decreto Ejecutivo No. 29732-MP de 16 de agosto de 2001. Como se indicó anteriormente, las actividades relacionadas con la cadena de valor en el suministro de petróleo, combustibles y electricidad, son un servicio público, el cual puede definirse como aquel conjunto de actividades que, por disposición del legislador, tienen una serie de controles estatales, razón por la cual no están bajo el arbitrio de la libre voluntad de los particulares. Por su importancia para la sociedad, se establecen requisitos y controles sobre esas actividades, de forma tal que se pueda fiscalizar su cumplimiento como un requerimiento de permanencia de la

Ministro RectorMinistro del MINAET

(Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones)

Consejo Subsectorial de EnergíaMinistro Rector, Jerarcas (Presidentes y Gerentes) deInstituciones Autónomas, Empresas Públicas delSubsector

Secretaría Ejecutiva de Planificación del Subsector Energía (SEPSE)

Dirección conformada con los actores del Subsector

Comité Técnico de Planificación de Subsector de Energía

Director de SEPSE y encargados de planif icación deInstituciones Autónomas, Empresas Públicas delSubsector.

Instituciones y Empresas Públicas del Subsector Energía

ICE, RECOPE, CNFL, JASEC, ESPH.


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participación de los administrados en la prestación de la actividad. No está de más recordar, que el servicio público puede presentarse como actividad propia de la Administración o mediante la participación de particulares en la gestión pública, por medio de concesiones de servicio público. No obstante, la actividad Reguladora del Estado, en lo que se refiere a la prestación de los servicios públicos, ha sido conferida al MINAET, al Ministerio de Economía, Industria y Comercio (MEIC), al Ministerio de Obras Públicas y Transporte (MOPT), a la ARESEP e inclusive al Ministerio de Salud, en las áreas de ambiente, comercio, transporte y salud pública, para que mediante instrumentos de coordinación adecuados se elaboren políticas sectoriales que eviten choques de competencia entre las mismas, aunque pareciera que los límites de competencia no se encuentran claramente especificados lo que produce confusión entre los regulados y las instituciones involucradas. La ARESEP debe velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios (considerados como una actividad), mediante la formulación de requisitos y condiciones en que deben suministrarse los mismos. No se debe confundir por lo tanto, lo que es la regulación de la calidad de la actividad del servicio público, en este caso del suministro de combustibles con la calidad de la composición química de los productos; donde la ARESEP tiene competencia para velar por la calidad de la actividad al fiscalizar que las empresas reguladas observen el cumplimiento de las normas de calidad establecidas por los entes competentes y otros entes como el MINAET, MEIC y Ministerio de Salud, que tienen competencia para formular normas, condiciones y requisitos sobre la calidad de los productos. Retomando el rol regulador del Estado, es de señalar que corresponde al MEIC velar porque los productores, distribuidores y transportistas lleven a sus clientes, productos que cumplan con las especificaciones mínimas establecidas en la ley. Igualmente el MEIC vigila porque los equipos para el suministro de productos (surtidores), estén correctamente calibrados. Por lo tanto, por ejemplo RECOPE, S.A. y los transportistas de las estaciones de servicio deben cumplir con las disposiciones del MEIC en lo que a calidad de los productos se refiere. Por otra parte, la Ley de Protección Ciudadana del exceso de requisitos y trámites administrativos No. 8220 y sus reformas, asigna al MEIC la rectoría sobre la simplificación de trámites y mejora regulatoria, con el propósito de hacer más expeditos y seguros los procesos de regulación del Estado ante actividades de diversa naturaleza que realizan los administrados, entre los que se encuentran las actividades de servicio público. El MINAET, por su parte, debe velar por la calidad del aire, por lo que puede modificar los parámetros de la norma de combustibles que se expenden a los consumidores o que se almacenen para el desarrollo privado, conforme lo establece el artículo 4 del Decreto Ejecutivo No. 26130-MINAE y sus reformas y los artículo 45 y 46 del Decreto


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Ejecutivo No. 35669-MINAET, Reglamento Orgánico del Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones. El incumplimiento de las normas de calidad o adulteración de productos, está penado con cárcel. La incorrecta calibración de los surtidores se sanciona con multas y el mal estado de los camiones cisterna se sanciona con la suspensión del permiso de circulación. Asimismo, las estaciones de servicio que no cumplen con las normas técnicas o de seguridad, son penadas con el cierre de sus operaciones y en caso de reincidencia se exponen a la suspensión de sus permisos en forma permanente. Las múltiples instituciones que participan en este rol regulador complican el panorama, dado que se producen injerencias de unas instituciones en el quehacer de otras, que evidencian la falta de una adecuada coordinación, siendo los grandes afectados los prestadores del servicio público y los usuarios de éstos. OTRAS INSTITUCIONES VINCULADAS CON EL SECTOR ENERGÍA El Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica (MIDEPLAN), es el encargado de definir y dar seguimiento a los Planes Nacionales de Desarrollo y autorizar las inversiones que pueden hacer los entes públicos. El MEIC tiene a su cargo la fijación de las normas de calidad de los combustibles y la coordinación con la ARESEP de los aspectos de fijación de precios y tarifas. El Ministerio de Hacienda, define los límites de endeudamiento y autoriza o no los desembolsos de los créditos obtenidos por el sector para el desarrollo de sus obras. La Autoridad Presupuestaria (AP), conforme lo establece la Ley No. 8131 de la Administración Financiera de la República y Presupuestos Públicos, publicada en el Diario Oficial La Gaceta el 16 de octubre de 2001, mantiene el papel de órgano colegiado conformado por el Ministro de Hacienda, quien lo preside, el Ministro de Planificación Nacional y Política Económica y otro Ministro designado, los cuales asesorarán al Presidente de la Republica en materia presupuestaria. La AP tiene entre otras, la función de formular directrices y lineamientos generales y específicos de la política presupuestaria, incluso lo relativo a salarios, empleo, inversión y endeudamiento. (Artículos 21 y 22). También puede, sobre la base de la programación macroeconómica, proponer límite al crédito del sector público no financiero (RECOPE S.A. e ICE). La Contraloría General de la República es la encargada de velar por la buena administración y el buen uso de los recursos públicos y de autorizar los presupuestos con que cuentan las empresas e instituciones públicas para el desarrollo de sus funciones, y su ejecución. La actual administración a fin de no esperar necesariamente a la aprobación de las leyes de fortalecimiento de los sectores de


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telecomunicaciones y electricidad, y dada la urgencia de apurar las inversiones emitió el decreto No 33401-MP-MINAE-H-MIDEPLAN en octubre de 2006 que libera al ICE de una serie de trámites en materia de inversiones y le permite elevar sus límites de gasto. No obstante, este decreto pierde su actualidad frente a lo establecido en la Ley de Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del Sector Telecomunicaciones, No.8660. 2.3 SUBSECTOR ELÉCTRICO El servicio eléctrico en Costa Rica está cubierto por las siguientes empresas: El ICE, institución autónoma 100% estatal, mayor generador de electricidad del país, encargado de la transmisión eléctrica, y distribuidor de electricidad. La CNFL S.A., empresa pública de derecho privado, principal distribuidor de electricidad, subsidiaria del ICE que posee el 98% de las acciones de la CNFL S.A. El 2% restante está en manos de privados. La JASEC, institución municipal, distribuidora de electricidad; genera pequeñas cantidades de electricidad en plantas propias. La ESPH S.A., empresa municipal, distribuidora de electricidad, alumbrado público, proveedora de agua potable, servicios de alcantarillado sanitario, servicio de hidrantes; que ha realizado y se encuentra desarrollando proyectos de generación de energía eléctrica. Las cooperativas de electrificación rural: Los Santos (COOPESANTOS, R.L.), San Carlos (COOPELESCA R.L.), Alfaro Ruiz (COOPEALFARORUIZ R.L.) y COOPEGUANACASTE R.L. encuentran su sustento legal en los artículos: 6 inciso h), 23 y del 94 al 96 de la Ley de Asociaciones Cooperativas No. 6756, por lo que resultan ser personas jurídicas de conveniencia y utilidad pública y de interés social regidas por el derecho privado. La Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, No. 8345 del 26 de febrero de 2003 publicada en La Gaceta No. 59 del 25 de marzo de 2003, regula las concesiones de aprovechamiento de fuerzas que pueden obtenerse de las aguas de dominio público y la actividad de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica utilizando recursos renovables y no renovables. Estas cooperativas se desarrollan en la distribución de electricidad, de las que algunas resultan ser generadoras. La Ley de Asociaciones Cooperativas, No. 6756 permite a las Cooperativas crear consorcios cooperativos a partir de la unión de todas o parte de las cooperativas de electrificación rural, ejemplo de esto lo es el Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación Rural de Costa Rica (CONELÉCTRICAS R.L.) y CONSORCIO


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CUBUJUQUÍ, R.L., figuras bajo las cuales se ha obtenido financiamiento para el desarrollo de proyectos de generación que les permiten abastecer a los abonados del área de distribución. Empresas privadas de generación eléctrica: operan bajo el marco del Capítulo I y Capítulo II de la Ley de Generación Autónoma o Paralela, No. 7200 y sus reformas. La mayoría de ellos incorporados a la Asociación Costarricense de Productores de Electricidad, ACOPE. 2.3.1. Generación de Electricidad Actualmente, la generación eléctrica se encuentra fundamentalmente en manos del Estado, que ha desarrollado una amplia capacidad de producción, principalmente por parte del ICE. La autorización legal que confiere al ICE la responsabilidad del desarrollo de proyectos de generación está plasmada en el Decreto Ley No. 449; se considera que su ley le da concesiones de pleno derecho para accesar las aguas del país, sin lo cual no podría cumplir con su cometido de garantizar el abastecimiento de electricidad del país y por supuesto que su ley le confiere las concesiones de servicio público para el suministro de energía eléctrica. El artículo 5 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) No. 7593, declaró que la actividad de suministro de energía eléctrica en las etapas de generación, transmisión y comercialización y distribución es un servicio público, siendo que el órgano competente para otorgar las concesiones correspondientes, lo es el MINAET. En consecuencia, los interesados en ser parte de la actividad del suministro de energía eléctrica deben optar por una concesión de servicio público en los términos establecidos en el Decreto Ejecutivo No. 30065 del 28 de noviembre de 2001, “Reglamento de Concesiones para el Servicio Público de Suministro de Energía Eléctrica”, adicionalmente a la concesión del recurso, cuando esta corresponda. La responsabilidad de la aplicación de esta competencia es del MINAET, pero no cuenta con una unidad administrativa propia que se haga cargo de esta actividad, por lo que su presencia ha sido muy débil, siendo que hay pocas o ninguna acción de control, verificación y seguimiento de los trámites que se realizan. Además se debe agregar que las autorizaciones del servicio público de suministro de energía eléctrica generan la opción de contratos de exención de impuestos que tampoco tienen una instancia que los tramite y les de seguimiento. Por alrededor de 10 años existió un vacío legal que impedía al MINAET otorgar concesiones de agua para la generación de electricidad a diferentes grupos interesados, que se solventó parcialmente para las cooperativas de electrificación rural y sus consorcios, así como para las empresas de servicios municipales, mediante la promulgación de la Ley de Participación de las Cooperativas de


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Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, No. 8345 publicada en La Gaceta del 25 de marzo de 2003. Con la promulgación de la Ley Marco de Concesiones para el Aprovechamiento de las Fuerzas Hidráulicas para la Generación Hidroeléctrica, No. 8723 publicado en La Gaceta el 7 de mayo de 2009, el MINAET puede otorgar concesiones a generadores privados para autoconsumo y bajo la Ley de Generación Autónoma y Paralela, No. 7200, se soluciona de manera global la problemática planteada inicialmente. También participan en la generación de electricidad otros entes estatales como JASEC que se rige por la Ley No. 7799, Reforma de la Ley de Creación de la JASEC, N° 3300; la ESPH S.A., por medio de la Ley No. 7789 de Transformación de la ESPH S.A. y la CNFL S.A. por el Contrato Eléctrico del 8 de abril de 1941, este último se encuentra vigente hasta el 1° de julio de 2018. La Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, No. 7200 del 28 de septiembre de 1990, y su reforma, autorizan al ICE a comprar electricidad proveniente de centrales hidroeléctricas y otras fuentes renovables de electricidad de propiedad privada a través de los procedimiento allí establecidos y como consecuencia abre la posibilidad a la empresa privada de participar con el ICE en la generación para el abastecimiento de energía eléctrica del país, al poner en operación plantas de generación, para venderle electricidad al ICE. El Capítulo I de la Ley No. 7200 permite al ICE comprar energía eléctrica producida en plantas de generación propiedad de empresarios privados, como actividad ordinaria hasta un máximo de 20 MW. En este caso, el ICE debe seleccionar los proyectos que mejor representen los intereses del país, para lo cual, debe seguirse el procedimiento que para los efectos se publica en un reglamento autónomo. Con base en lo anterior, los empresarios privados pueden construir y operar plantas de hasta 20 MW, que aprovechen recursos renovables, siempre y cuando el conjunto de ellas no sobrepase el 15% de la capacidad instalada del SEN. Los contratos y concesiones serán por un plazo de 20 años y pueden ser renovados. Asimismo es importante destacar que estos proyectos deberán tener un mínimo de inversión local del 35% de la inversión total. Los precios de compra del ICE al generador privado son fijados por el ente regulador, siguiendo el principio del costo evitado, que para los efectos de esta ley se ha definido en el reglamento como el costo marginal de largo plazo del sistema. Por otra parte, en el Capítulo II de la Ley No. 7200 se autoriza al ICE a comprar bloques de energía eléctrica de hasta 50 MW producida en plantas de generación propiedad de empresarios privados. En este caso, la selección por parte del ICE se hace mediante licitación pública, en un régimen de competencia y bajo un esquema de contratación tipo BOT. En consecuencia, los generadores privados podrán colocar plantas de hasta 50 MW para la venta de energía al ICE, pero en un régimen de competencia y siguiendo esquemas de contratación del tipo BOT. Los proyectos que se construyan bajo esta normativa deberán antes de iniciar su construcción, contar


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con la concesión respectiva por parte de ARESEP y el estudio de impacto ambiental correspondiente, aprobado por la Secretaría Técnica Ambiental del MINAET. Las Cooperativas de Electrificación Rural también tienen la posibilidad de participar en la generación de energía eléctrica a sus asociados y para venta al ICE, con base en la Ley No. 276 de Aguas, Ley No. 6756 de Asociaciones Cooperativas, Ley No. 7200 de Generación Autónoma o Paralela y sus reformas; Ley No. 8345 de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional y, finalmente la Ley No. 7593 de la ARESEP que reglamenta el servicio público de suministro de energía eléctrica que regula entre otros, ese servicio público. La Directriz No. 22 promulgada en La Gaceta del 25 de abril de 2003 tiene por objeto incentivar la generación de electricidad que utilicen fuentes nuevas y renovables así como nuevas tecnologías, mediante la elaboración de planes de desarrollo de fuentes de energía nuevas y renovables por parte de los actores que componen el subsector energía, para lo cual deben elaborar los mecanismos que apoyen la incorporación de las nuevas tecnologías utilizadas por esas fuentes al SEN y que reconozcan las características propias de las mismas, de manera que puedan optimizar su costo financiero para beneficio de los usuarios del servicio eléctrico a través de una adecuada distribución del riesgo inherente a estas tecnologías. Como consecuencia de lo anterior, la ARESEP se encuentra en el análisis de modelos tarifarios que apoyen las diferentes fuentes de generación de electricidad, como la hidroelectricidad, biomasa, viento y sol, entre otros esfuerzos. 2.3.2. Transmisión de Electricidad La transmisión o transporte de electricidad está a cargo del ICE, que ha desarrollado, mantiene y opera el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Igualmente, opera el Centro Nacional de Control de Energía, que optimiza la operación del sistema. En este caso rigen las disposiciones contenidas al respecto en la Ley de creación del ICE y la regulaciones establecidas por el Servicio Nacional de Electricidad (SNE, hoy en día ARESEP) en el código eléctrico, en cuanto a la calidad y contabilidad del sistema y las especificaciones a seguir para la construcción de torres y líneas de transmisión. Dadas las dimensiones del Sistema Interconectado Nacional (SIN), existe en este caso, un monopolio natural, operado por el ICE.


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2.3.3. Distribución de Electricidad La distribución de electricidad está en manos de ocho empresas distribuidoras: ICE, CNFL S.A., JASEC, y las cuatro cooperativas de electrificación rural mencionadas con anterioridad. Además de las leyes propias de creación de cada una de estas organizaciones, rigen sus operaciones en este campo las normas establecidas por el ente regulador y los estatutos constitutivos de las cooperativas. El SNE definió en su momento, las zonas de cobertura de cada una de las empresas sin que eso signifique exclusividad en el área concedida. El MINAET recibe solicitudes de renovación de concesión de suministro de energía eléctrica para la distribución y comercialización, en razón de que las concesiones otorgadas por el SNE están por vencerse y como consecuencia de la competencia que le fuera otorgada por el artículo 5 inciso a) de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, No. 7593. Actualmente, la ARESEP, define las normas de calidad del servicio y vigila el cumplimiento de las normas de construcción de las líneas de distribución y todos los elementos asociados a esta actividad. Además el ente regulador, determina las tarifas de venta tanto del generador al distribuidor, como del distribuidor a los clientes, y establece las normas de calidad en la prestación del servicio público. Es importante destacar que la ARESEP creó un Comité de Regulación que desde mediados de la Administración 2006-2010, ha estado sustituyendo la actividad del Regulador General, lo que ha sido altamente criticado, al punto que se encuentra sujeto a evaluación por parte de la Sala IV Constitucional. 2.3.4 Barreras para el Desarrollo de Proyectos de Electricidad. El Decreto Ley No. 449, del 8 de abril de 1949, crea al ICE encomendándole el desarrollo racional de las fuentes físicas productoras de energía, en especial los recursos hidráulicos, lo cual se ve ratificado con lo señalado en el considerando VI de la resolución 2000-10466 de las 10:17 horas del 24 de noviembre de 2000, referente al Proyecto Hidroeléctrico Los Gemelos, reafirmando que el Decreto Ley No. 449 le otorgó una concesión en régimen de monopolio estatal del desarrollo racional de las fuerzas productoras de energía físicas de la nación, en especial de los recursos hidráulicos para promover el bienestar del pueblo de Costa Rica. Sin embargo, la Ley de Tierras y Colonización No. 2825 del 14 de octubre de 1961, artículo 7° inciso e) indica que es propiedad del Estado y por lo tanto se “ ... declaran inalienables y no susceptibles de adquirirse por denuncio o posesión una zona de dos kilómetros de radio, con centro en el cráter, o cima principal alrededor de los volcanes Barba, Poás, Arenal, Cerro Chato, Tenorio, Santa María y Rincón de la Vieja; de dos kilómetros de ancho a uno y otro lados de la fila constituida por los varios picos del


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Miravalles; la zona en los volcanes Irazú y Turrialba a partir de los 3.000 metros de altitud y hacia la cima; los páramos de la Cordillera de Talamanca a partir de los 3.000 metros de altitud y hacia la cima; una zona de tres kilómetros de radio con centro en la cima del Cerro Dúrika; las sabanas alrededor del Cerro Chirripó Grande arriba de los 3.000 metros de altitud; una zona de dos kilómetros de ancho a uno y otro lados de la Cordillera entre los Cerros Zurquí y Hondura.” Con base en esta normativa, se han emitido una serie de leyes y decretos que han creado o ampliado Parques Nacionales en los volcanes del país. No obstante, la Ley No. 5961 de diciembre de 1976, le confiere exclusivamente al ICE la facultad para investigar, explorar y explotar los recursos geotérmicos del país, entendida ésta como la energía acumulada en aguas del subsuelo, encargándosele la planificación y su desarrollo, para lo cual debe aprobar la viabilidad ambiental de los proyectos dentro del procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental por parte de la Secretaría Técnica Nacional Ambiental (SETENA), conforme lo establecen los artículos del 83 al 97 de la Ley Orgánica del Ambiente, No. 7554 y los Decretos Ejecutivos que regulan su actividad. A pesar de lo anterior, la protección del parque nacional otorgada a los volcanes le dificulta al ICE realizar exploraciones y explotaciones del recurso geotérmico, lo que ha redundado en haber vaciado de contenido la Ley No. 5961. Mediante el expediente legislativo número 16137 “Ley Reguladora de la Producción de Energía Geotérmica en los Parques Nacionales”, se plantea la discusión de la necesidad de abrir los parques que son volcanes con el objeto de aprovechar un recurso natural energético propio como opción a la generación térmica, que coadyuve con la Carbono Neutralidad. Sin embargo, este proyecto se archivó por considerarse que contenía roces de constitucionalidad; , en la actualidad se encuentran en estudio en la Asamblea Legislativa, los proyectos de ley seguidos en los expedientes “No. 17680, Ley para el Aprovechamiento de la Energía Geotérmica en el Área de Conservación Guanacaste” y el “No. 17707, Ley para el Aprovechamiento de la Energía Geotérmica en el Área de Conservación Arenal-Tempisque”, con los que se espera solventar los roces de constitucionalidad que contenía el expediente No. 16137. Por otra parte, se ha presentado una problemática adicional que se relaciona con el desarrollo de obras eléctricas por el “Patrimonio Natural del Estado”. Tradicionalmente los decretos ejecutivos Declaratoria de Conveniencia Nacional para este tipo de proyectos eléctricos, obedecen a los artículos 19 inciso b) y 34 de la Ley Forestal, Nº 7575 y artículo 89 del Reglamento a la ley, que prohíbe el cambio de uso de suelo y corta de árboles en terrenos de bosque y áreas de conservación, a excepción de los proyectos del Estado o privados que el Poder Ejecutivo declare como de conveniencia nacional, tal y como lo indica el artículo 3 inciso m) de la citada ley, donde se establecen una serie de requisitos. Sin embargo, el Sistema Nacional de Áreas de Conservación (SINAC) ha esgrimido que existen diferentes pronunciamientos de la Procuraduría General de la República como el OJ-47-96 del


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12 de julio de 1996, C-066-98 del 13 de abril de 1998 y el C-103-98 de 8 de junio de 1998 que han señalado que de conformidad como lo señala la Ley Forestal, No. 7575 en su artículo 18 “… En el patrimonio natural, el Estado podrá realizar o autorizar labores de investigación, capacitación y ecoturismo …”, entendiendo que el patrimonio natural del Estado (PNE) “…estará constituido por los bosques y terrenos forestales de las reservas nacionales, de las áreas declaradas inalienables, de las fincas inscritas a su nombre y de las pertenecientes a municipalidades, instituciones autónomas y demás organismos de la Administración Pública, excepto inmuebles que garanticen operaciones crediticias con el Sistema Bancario Nacional e ingresen a formar parte de su patrimonio. …” como lo indica el artículo 13 de esta ley. Así las cosas, el Decreto Ejecutivo Nº 26728 de 20 de febrero de 1998 que declaró de interés público los proyectos de generación y transmisión y distribución de la energía eléctrica, y que en su artículo 2 permite a la Administración Forestal del Estado autorizar la corta de árboles tanto en PNE como en terrenos forestales del Estado, no puede seguirse aplicando porque trata como iguales a las áreas de protección y a las áreas silvestres protegida integrantes del PNE, lo cual constituye un exceso de poder en el ejercicio de la potestad reglamentaria que desaplica los alcances del artículo 18 de la Ley Forestal, No. 7575 y normas legales y constitucionales de protección ambiental. En conclusión, no se pueden llevar a cabo acciones de corta y aprovechamiento forestal en terrenos del PNE para construcción de obras eléctricas y de cualquier otra naturaleza pública como aprovechamiento de aguas, obras de telecomunicaciones, etc., lo que compromete eventualmente el desarrollo de proyectos como: P.H. Saavegre, P.H. Brujo I y II; obras de transmisión de P.H. El Díquis y del SIEPAC así como el alcance de las metas políticas de carbono neutralidad y generación de electricidad 100% renovable al 2021. A lo anteriormente descrito, se debe agregar la complejidad que significa la imposición de servidumbres o la realización de expropiaciones para desarrollar las obras de los proyectos energéticos en propiedad privada, debido a la oposición a este tipo de obras por parte de los propietarios o poseedores. También es importante destacar el rezago de inversiones pública y privada para atender la demanda. Por el lado de la inversión pública, encontramos argumentos relacionados con viabilidad ambiental (social, económica y ambiental) y límites de endeudamiento del país, complejidad o imposibilidad de imponer servidumbres o expropiar tierras en terrenos privados, indígenas o públicos. El tema del límite de endeudamiento, es considerado por un segmento de la sociedad como un esfuerzo para desmantelar el sector eléctrico del ICE, por razones que le son impuestas y no le son atribuibles, lo que demuestra una fragmentación social entre la protección al quehacer público y una mayor apertura a la participación privada con la creación de un mercado eléctrico. Así las cosas, las propuestas de reforma del sector eléctrico, han encontrado trabas por falta de consenso político para la aprobación de los proyectos de ley que ha presentado el Poder Ejecutivo desde 1996. En la actualidad,


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la Asamblea Legislativa estableció la “COMISIÓN ESPECIAL DICTAMINADORA QUE TENDRÁ COMO MISIÓN RECOPILAR LAS PROPUESTAS LEGISLATIVAS, ESTUDIAR, DICTAMINAR Y PROPONER LAS REFORMAS LEGALES NECESARIAS EN MATERIA DE ELECTRICIDAD”, seguida en el expediente 17820 con el objeto de conocer, en principio, 4 expedientes: el Nº 17.495, Nº 17.496, Nº 17.666 y el Nº 17.812, siendo que éste último es el presentado por la Administración Chinchilla Miranda. Por el lado de la inversión privada, nos encontramos con situaciones legales que afectaron esta actividad, como lo son:

1) El Informe N° 90/2000 de la División de Fiscalización Operativa y Evaluativa del Departamento de Empresas Públicas, “Informe sobre la Aplicación de Tarifas a los Generadores Privados, por Venta de Energía Eléctrica al Instituto Costarricense De Electricidad (ICE)”. En términos generales, el problema detectado estribaba en la existencia de una diversidad tarifaria, a pesar de la igualdad del servicio prestado, así como el establecimiento contractual de modalidades tarifarias y parámetros de ajuste contrarios a los previstos por el ordenamiento jurídico. En consecuencia, la Contraloría General señaló que quince contratos de compra de energía a generadores privados suscritos por el ICE resultaban ilegales, tanto por la extraña pluralidad tarifaria como por los incorrectos mecanismos y parámetros de ajuste.

Por su parte, la Contraloría General de la República en seguimiento al documento antes citado, emitió el Informe No. DFOE-PR-2-2005 del 9 de Febrero de 2005, “Informe sobre los Resultados del Seguimiento Efectuado por la Contraloría General de la República a las Disposiciones giradas al Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y a la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP), giradas en Informe No. 90/2000”, donde se concluye que sus disposiciones carecen de asidero jurídico para sustentar procesos de lesividad, por lo que se dio por finalizado el seguimiento al Informe N° 90/2000. La anterior disposición obedece a que: 1) en criterios de la Procuraduría General de la República, emitidos con posterioridad a la fecha del Informe No. 90/2000, se manifestó que la Ley de la ARESEP, No. 7593 realizó una derogación tácita sobre los incisos 2° y 3° del artículo 14 de la Ley de Generación Autónoma o Paralela, No. 7200, norma que fundamentó la disposición a) del aparte 4.1 del informe No. 90/2000; y 2) dada la competencia de la ARESEP en materia de fijación tarifaria de los servicios de generación privada de electricidad señaló que las tarifas vigentes no son incompatibles con el principio de servicio al costo.

2) La Fiscalía General de la República investigó a 3 Reguladores Generales hasta

el 2010, como consecuencia de los Informes de la Contraloría General de la República, lo que provocó que no se valoraran y ajustaran las metodologías y tarifas de la generación privada por parte de la Autoridad Reguladora de los


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Servicios Públicos y que los desarrolladores esgrimieran falta de seguridad jurídica para realizar nuevas inversiones. Estas investigaciones a la fecha han sido archivadas.

3) Adicionalmente, se establecieron Comisiones Especiales en la Asamblea

Legislativa durante las administraciones Rodríguez Echeverría y Pacheco de la Espriella que estudiaron la situación de los contratos de generación de energía eléctrica suscritos por generadores privados y el ICE bajo el marco de la Ley No. 7200, produciendo una incertidumbre en los inversionistas y los habitantes del país.

4) Finalmente, se debe tener presente que por más de 10 años, el MINAET

carecía de competencia para otorgar las concesiones de agua relacionadas con la generación de electricidad, por lo que no podía otorgar concesiones para la generación privada. Como consecuencia de estas situaciones legales y políticas, la gestión de los contratos de la Ley No. 7200 se vio prácticamente paralizada, lo cual también alcanzó la revisión de tarifas y nuevos modelos tarifarios.

El principio de “Garantía de Suministro de Energía” contenido en el Plan Nacional de Energía, se ve comprometido con esta realidad, lo que obligará al Ministro Rector a sugerir acciones paliativas, como Plan B, para evitar un desabastecimiento de electricidad, mientras se gestan otras acciones estructurales (Plan A), que den una mayor estabilidad al suministro de electricidad en el país. 2.3.5 Mercado Eléctrico Regional. La Ley No. 7289 aprueba el Convenio Constitutivo del Consejo de Electrificación de América Central (CEAC) suscrito el 8 de noviembre de 1985 dentro del ámbito de las políticas de integración de la región, con la finalidad de lograr el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos para la generación de electricidad de los Estados Miembros. La Ley No. 7848 que aprobó el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y su Protocolo, publicado en La Gaceta del 3 de diciembre de 1998, fue promovido como parte de las políticas de unificación del Sistema de Integración Centroamericana (SICA) y de la materialización del proyecto denominado Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), con el objeto de colaborar en la formación y crecimiento gradual de un Mercado Eléctrico regional competitivo. En el Tratado Marco se crean las figuras de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) como ente regulador del Mercado Regional, el Ente Operador Regional (EOR), como ente operador del Mercado Regional y la Empresa Propietaria de la Red (EPR) como ente propietario del sistema de transmisión regional, que


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interconectará los sistemas eléctricos, cuya sede se encuentra en nuestro país. Costa Rica se ve representada por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), ya que es la empresa designada por el artículo 2 de la Ley No 7848 como el único agente de mercado para asumir las obligaciones del Tratado de cita. Este artículo segundo fue impugnado ante la Sala Constitucional (expediente No. 04-006799-0007-CO) por varias cámaras, por cuanto lo consideran contrario a lo dispuesto en los artículos 7, 45 y 46 de la Constitución Política al conferirle al ICE una condición monopólica que no era parte del espíritu del Tratado. No obstante, en Resolución No. 2008-014922 del 8 de octubre de 2008 el recurso fue rechazado en una votación dividida por la Sala, que consideró que el artículo de referencia como norma de legislación interna, tiene por objetivo concordar el tratado a la situación del servicio público de electricidad en nuestro país, sin que ello implique un exceso de las competencias del poder legislativo, una violación al principio de igualdad, una transferencia indebida de potestades estatales al ICE o una violación al principio de libre competencia o a los derechos de los usuarios del servicio público de electricidad. Los demás 5 países designaron a las empresas que los representarían, a saber, el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) por Guatemala, la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) y la Empresa de Transmisión de El Salvador (ETESAL) por El Salvador, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) por Honduras, la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) por Nicaragua y la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) de Panamá. A los accionistas originales del Mercado Eléctrico Regional se les han unido otros extra regionales como la Empresa Nacional de Electricidad, S.A. (ENDESA) de España, la empresa multinacional de Interconexión Eléctrica (ISA) de Colombia y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México. En cuanto a las inversiones para atender el MER, con la Ley No. 8268 publicada en La Gaceta del 24 de Mayo de 2002 se concretan los préstamos que permiten el avance del proyecto SIEPAC, para lo cual se aprobaron montos de 30 y 10 millones de dólares estadounidenses, que se destinarán a las obras de infraestructura del proyecto que consiste en aproximadamente 1 830 km de líneas de transmisión de 230 KV, en un trazado que va desde Panamá hasta Guatemala e incluye la conexión a las subestaciones de transformación de cada país y obras asociadas. Cabe indicar que el tramo correspondiente a Costa Rica ha presentado atrasos relacionados con la expropiación de propiedades y el establecimiento de servidumbres, aún cuando los demás países han finalizado sus tramos. A pesar de ello, el 25 de noviembre de 2010 se realizó la energización del primer tramo de la línea SIEPAC que interconectará los Sistemas Eléctricos de Costa Rica y Panamá entre las Subestaciones de Río Claro y Veladero. Dicho tramo de línea de transmisión, tiene una longitud de 178 km, soportados por medio de 455 estructuras. La línea iniciará su operación con un único circuito a 230 kV, con una capacidad de 300 MW. La inversión de la región asociada a este primer tramo de la línea SIEPAC es de 42 millones de dólares. Durante el 2011 se prevé energizar progresivamente los restantes tramos de la línea para interconectar los seis países de la región, totalizando los 1 800 km del SIEPAC.


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En cuanto a la regulación del mercado eléctrico regional, es de señalar que la CRIE mediante la Resolución CRIE-09-2005, aprobó el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional, durante la XIX Reunión de la Junta de Comisionados, realizada en la ciudad de Panamá el 15 de diciembre del 2005, estableciendo la vigencia plena cuando se ponga en operación la línea de transmisión del SIEPAC, para lo cual la CRIE emitirá la resolución declaratoria de puesta en operación de la línea; no obstante, el EOR deberá implementar, desde su aprobación y de manera gradual, los conceptos, mecanismos, metodología y modelos necesarios y precedentes. Con respecto al Sistema de Transmisión Regional, la Empresa Propietaria de la Red, S.A. (EPR, S.A.), debió tramitar las autorizaciones pertinentes en cada uno de los 6 países signatarios originales y nuestro país no fue la excepción. En este sentido, el Ministro del Ambiente y Energía en resolución No. R-004-2005-MINAE-DSE del 29 de julio de 2005, le otorgó a EPR, S.A., la concesión del servicio público de suministro de energía eléctrica en la etapa de transmisión para la construcción y explotación del primer sistema de interconexión eléctrica regional, tramo de Costa Rica, partiendo de que la Ley No. 7848 otorgó la concesión a la EPR, S.A. por un plazo de 30 años. El 10 de marzo de 2008 se inició el trámite legislativo para el proyecto de ley “APROBACIÓN DEL SEGUNDO PROTOCOLO AL TRATADO MARCO DEL MERCADO ELÉCTRICO DE AMÉRICA CENTRAL” seguido en expediente No. 16971, el cual tiene por objeto:

a) Complementar las disposiciones del Tratado Marco adoptándolo al desarrollo del Mercado Eléctrico Regional; b) Establecer las acciones u omisiones que constituyan incumplimientos a las disposiciones del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, sus protocolos, reglamentos y las resoluciones que emita la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE); c) Establecer el régimen básico de sanciones que se aplicarán por los incumplimientos; y, d) Establecer los cargos regionales aplicables al Mercado Eléctrico Regional (MER) y desarrollar el régimen presupuestario y de fiscalización de los gastos de la CRIE.

El expediente No. 16971 ha sido aprobado en primer debate y fue objeto de consulta facultativa a la Sala IV Constitucional, a octubre de 2011 se encuentra pendiente su aprobación en segundo debate por votación de 38 votos. Otro aspecto estratégico importante que contiene la citada ley, es la creación de la figura de un Consejo Director del MER como órgano político rector del MER, aspecto que le agrega valor a las funciones de Rectoría Nacional en el sector eléctrico costarricense; con lo que se logra separar la representación al país del ICE desde


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una dimensión política,, rol asignado en la Constitución Política al Poder Ejecutivo y en especial al Ministro Rector, como parte de éste. 2.4. Sub sector Combustibles. El servicio de suministro de combustibles derivados de hidrocarburos en Costa Rica está cubierto por las siguientes empresas:

• RECOPE S.A., empresa mercantil cuyas acciones pertenecen en su totalidad al Estado y por lo tanto tiene a su cargo su administración, el monopolio de la actividad de importación, refinación y distribución a granel del petróleo crudo y sus derivados, de conformidad con la Ley Monopolio en favor del Estado para la Importación, Refinación y Distribución al Mayoreo de Petróleo Crudo, sus Combustibles Derivados, Asfaltos y Naftas, No. 7356.

• Empresas privadas dedicadas al transporte de combustibles en cisternas. • Empresas privadas encargadas de la distribución al detalle de los derivados del

petróleo en estaciones de servicio. • Empresas privadas encargadas del envasado y distribución del GLP.

Las empresas privadas participan de manera regulada en razón de que la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos en su artículo 5 inciso d) indica que es servicio público el “… suministro de combustibles derivados de hidrocarburos, dentro de los que se incluyen: 1) los derivados del petróleo, asfaltos, gas y naftas destinados a abastecer la demanda nacional en planteles de distribución y 2) los derivados del petróleo, asfaltos, gas y naftas destinados al consumidor final. La Autoridad Reguladora deberá fijar las tarifas del transporte que se emplea para el abastecimiento nacional…”. 2.5 Exploración y Explotación Petrolera. Tal y como lo expresa la Constitución Política, no podrán salir del dominio del Estado: las fuentes y depósitos de petróleo y cualesquiera otras sustancias hidrocarburadas. La explotación de estos recursos está a cargo de la administración pública, sin embargo, los particulares podrán llevar a cabo actividades en este campo, al amparo de los instrumentos legales vigentes. Con la promulgación de la Ley de Hidrocarburos No. 7399 del 13 de mayo de 1994, se otorga al MINAET la rectoría en exploración y explotación petrolera y se crea dentro de éste la Dirección General de Hidrocarburos, para llevar adelante esta importante tarea regulada con los siguientes instrumentos:


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a. Reglamento a la Ley de Hidrocarburos, DE No. 24735-MIRENEM del 4-12-1995 y el Reglamento de Sistemas de Licitación para la celebración de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, DE No. 25785-MINAE de 29-01-1997;

b. Reglamento de Cesión de Derechos y Obligaciones de Contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, DE No. 28148-MINAE, Gaceta Nº 196 del 8 de octubre de 1999 y,

c. Reglamento de exoneraciones, artículo 49 de la Ley de Hidrocarburos (Reglamento de Exoneraciones), DE Nº 29020-MINAE-H, Gaceta No. 210 del 2 de noviembre de 2000.

La Ley abre la opción de la participación privada en estas actividades por medio de distintos modelos de contratación: asociación, operación, servicio, concesión, o de cualquier otra naturaleza. El Estado podrá participar en ellas por medio de RECOPE S.A., que para estos efectos tendrá las mismas condiciones que cualquier otro oferente y podrá hacerlo en forma directa o en asociación con otras empresas. El período de exploración podrá ser de hasta tres años, con posibilidades de prórroga por un periodo igual. Los contratos de explotación podrán ser hasta por 20 años. Durante la fase de explotación, el contratista deberá pagar al Estado una regalía sobre el volumen de producción diaria. Para estos efectos la Ley ha definido rangos de producción a los cuales se aplican diferentes porcentajes de pago cuyos montos varían entre el 1% y el 15%. En lo que se refiere a la exención del pago del impuesto sobre la renta, el artículo 22 de la Ley No. 8114 de Simplificación y Eficiencia Tributaria publicada en el Diario Oficial La Gaceta el 9 de julio de 2001, derogó la exención establecida en el artículo 47 de la Ley de Hidrocarburos No. 7399, del 3 de mayo de 1994. Un aspecto importante a considerar, resulta ser la oposición ciudadana que está girando alrededor de los proyectos de exploración y explotación petrolera, y que tienen que ver con el otorgamiento de los permisos correspondientes y las recomendaciones emitidas sobre el tema por la Defensoría de los Habitantes en el Informe Final rendido mediante oficio No. 00827-2001-DHR, seguido en expediente No. 09395-23-2000-IO; que en lo que interesa recomendó a la SETENA incluir la información obtenida del proceso de participación ciudadana con las comunidades indígenas de Talamanca, comunidades afectas, grupos afectados y municipalidades de la zona, aportar otros estudios adicionales a los presentados en el estudio de impacto ambiental, así como considerar un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) separado para la actividad de explotación. En el caso de los EIA de exploración y explotación deberá prestarse especial atención a la mitigación de posibles daños ambientales y a la capacidad de afrontarlos, responsable del control y determinación del tipo de medidas de emergencia que se pueden solicitar y que se deben aplicar en caso de derrame; de ser aprobado el EIA debe existir una labor de control constante en la zona de exploración petrolera, para lo cual es necesario fortalecer


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administrativa, financiera y profesionalmente a la SETENA. También se recomendó a las Municipalidades de Talamanca y Limón colaborar en los procesos de información a la población, con la promoción y divulgación de información técnica y general de los proyectos de exploración que se les remitan con el fin de hacer efectivo el derecho de participación ciudadana. El Voto 1221-2002 del 6 de febrero de 2002, expediente 01-012654-0007-CO de la Sala Constitucional, declara con lugar la acción de inconstitucional planteada por la Asociación Justicia para la Naturaleza contra el artículo 41 de la Ley No. 7399 de Hidrocarburos que se relaciona con los requisitos que se establecían para los estudios de impacto ambiental en materia petrolera. La oposición a esta actividad extractiva es tan fuerte que se han presentado iniciativas de ley en la Asamblea Legislativa tendientes a derogar la Ley No. 7399 de Hidrocarburos, como lo han sido el expediente número 14630 presentado por el entonces diputado Abel Pacheco la Administración 1998-2002 y el expediente 16172 presentado por el diputado Rodrigo Carazo Zeledón en la Administración 2002-2006. A la fecha esos proyectos de ley no hay prosperado y se ha argumentado que existen contratos licitatorios pendientes de resolver y vigentes así como convenios y contratos derivados entre RECOPE S.A. y el MINAET para el traslado de personal que se deben considerar, entre otros temas. Es, probable que se continúen presentando iniciativas de ley tendientes a la derogación de la Ley de Hidrocarburos, 7399. El Poder Ejecutivo se vio frente al hecho de tener que suscribir en el 2011 el contrato petrolero con Mallon Oil frente a la oposición del sector ambiental, sobre la base de que esta empresa adjudicataria de la segunda ronda licitatoria, superó diferentes recursos de amparo y recursos administrativos. No obstante, el Decreto Ejecutivo Nº36693-MINAET, Moratoria a la Explotación Petrolera, publicado en La Gaceta No. 159 del 19 de Agosto de 2011 declara la moratoria nacional por un plazo de tres años para la actividad. El Transitorio I indica que todos los trámites relacionados con la explotación de los depósitos de petróleo en el territorio nacional, que se encuentren pendientes de un acto final declaratorio de derechos a la fecha de publicación del presente decreto de moratoria, serán suspendidos. Este decreto está recibiendo fuertes críticas constitucionales y de legalidad, por lo que es de esperar, que aquellos que se sientan afectados o perjudicados presenten los recursos del caso, en la vía constitucional y la contenciosa administrativa. 2.5.1 Procesos licitatorios bajo la Ley de Hidrocarburos, No. 7399 1) El MINAET realizó la primera ronda licitatoria N° 1-97 de la que resultó adjudicataria la empresa MKJ Xploration Inc., y por la cual se le otorgó la concesión de los bloques 2, 3, 4 y 12 en el Caribe Norte; contrato que se encontraba sujeto a la aprobación de la viabilidad ambiental por parte de la SETENA. El 29 de noviembre de 1999, la citada empresa, solicitó la cesión total de sus derechos y obligaciones contractuales a favor de la empresa Harken Costa Rica Holdings, sucursal Costa


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Rica, la cual está respaldada en un 20% por la misma MKJ Xploration Inc., y un 80% por la empresa Harken Energy Corp., con sede en Houston, Texas. Dicha cesión fue aprobada por el Poder Ejecutivo el 16 de mayo del 2000, con base en la recomendación del Consejo Técnico de Hidrocarburos. El proyecto se conoció en SETENA bajo el expediente administrativo No. 619-98-SETENA "Proyecto de Estudio Geofísico de Reflexión Sísmica Marina" (fase I) y "Perforación de Pozo Petrolero Exploratorio" (fase II), a nombre de Harken Costa Rica Holdings L.L.C.; SETENA dio por satisfecha la presentación de los requisitos y compromisos ambientales establecidos en el estudio de impacto ambiental respectivo. En lo que interesa, es de señalar que, en las resoluciones número 2000-08019 del 8 de septiembre del dos mil y el voto No. 2000-10075 del 10 de noviembre del 2000 de la Sala Constitucional, se declara con lugar, estableciéndosele al MINAET la obligación jurídica de satisfacer un período de consulta para que las comunidades indígenas ubicadas en los cuatro bloques adjudicados se manifiesten respecto de sus derechos e intereses en relación a su medio ambiente. Por lo anterior, se anuló el acto de adjudicación de la licitación No. LP 1-97 a la compañía MKJ XPLORATION INC., resolución No. R-702-98 MINAE de las diez horas del 20 de julio de 1998 y se le ordenó al MINAET llevar a cabo un procedimiento de consulta a las comunidades indígenas que estarían relacionadas con la exploración y explotación a que se refiere la licitación. En recurso de adición y aclaración interpuesto por el MINAET contra la resolución anterior, se deja sin efecto la misma, declarándose que la compañía Harken Costa Rica Holdings podrá continuar con las exploraciones petroleras en los bloques marinos. No obstante se mantiene en pie la restricción para que Harken busque petróleo en los dos bloques terrestres que comprenden reservas indígenas. Por otra parte, la Sala Constitucional en resolución 2001-13295 del 21 de diciembre del 2001, le prohibió al Estado costarricense continuar con la ejecución del contrato de concesión otorgado a Harken Costa Rica Holdings LLC, hasta tanto la SETENA no cuente con los recursos financieros, técnicos y profesionales para evaluar en forma debida el estudio de impacto ambiental presentado por Harken Costa Rica LLC, para la perforación de un pozo petrolero en la bahía de Moín. Finalmente, en resolución No. 146-2002-SETENA del 28 de febrero de 2002 se rechaza el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) relacionado con tales desarrollos, todo lo cual ha generado disconformidad por parte de la empresa adjudicataria que le reclama a Costa Rica una indemnización en los Tribunales Contenciosos Administrativos. Las gestiones de la empresa para solucionar el diferendo a través de un arbitraje no han prosperado. 2) El MINAET realizó la segunda ronda licitatoria No. 2-98 de la que resultó adjudicataria la empresa Mallon Oil Company Sucursal Costa Rica, y por la cual se le otorgó la concesión de los bloques 5, 6, 7, 8, 9 y 10, mediante resolución No. R-105-2000 MINAE, del 8 de marzo del 2000.


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El expediente administrativo No. 126-2000-SETENA, proyecto "Recopilación y Análisis de Información", a nombre de la empresa Mallon Oil Company, se relaciona con una recopilación y análisis de la información de todo tipo (geología, geofísica, perforación, social, económica, y otros) para la fase I de Prospección Petrolera en la Región Huétar Norte y Huétar Atlántica de Costa Rica. La SETENA aprobó en resolución No.866-2000 del 3 de octubre del 2000 el estudio de impacto ambiental para la fase inicial. En voto No. 2001-13294 del 21 de diciembre de 2001 se indica al MINAET que de previo a la firma del contrato debe dar audiencia a las comunidades indígenas y garantizar la viabilidad ambiental de la concesión otorgada, en los demás argumentos planteados por la Asociación Justicia para la Naturaleza, contra el MINAET por la concesión de exploración otorgada a la empresa Mallon Oil. Esta adjudicación pasó un proceso similar a la de Harken, pero según la prensa del año 2011, Mallon Oil superó los recursos de amparo y administrativos que llevaron al Poder Ejecutivo al punto de verse en la disyuntiva de suscribir el Contrato Petrolero con esta empresa. Este tema eventualmente podría llegar a ser discutido por asuntos de legalidad en los Tribunales de lo Contencioso Administrativo u otras instancias de arbitraje nacional o internacional. 2.6 Refinación e Importación y Distribución a Granel. Las actividades de transporte y comercialización a granel de los productos petroleros está a cargo, exclusivamente del Estado costarricense, por medio de la empresa petrolera estatal RECOPE S.A. y del Sistema Nacional de Combustibles, el cual está integrado por una red de poliductos y planteles de almacenamiento distribuidos en zonas estratégicas para abastecer la demanda nacional al menor costo posible. El accionar del Estado y de RECOPE S.A., se fundamenta en lo que establece la Ley No. 6588 del 30 de junio de 1981 y su reglamento, cuyos alcances fueron ratificados mediante la Ley de “Monopolio en favor del Estado para la importación, refinación y distribución al mayoreo de petróleo crudo, sus combustibles derivados, asfaltos y naftas”, No. 7356, del 6 de septiembre de 1993. La Ley No. 7356 ratifica el monopolio a favor del Estado, actividad que se confiere en administración a RECOPE S.A., en las áreas de refinación, transporte y distribución a granel y lo amplía para cubrir el área de importación; lo que en definitiva implica que solamente en el área del transporte y distribución al detalle, pueden participar actores privados. Los Decretos Ejecutivos Nº 31257-MINAE, publicado en el Alcance Nº 38 Diario Oficial La Gaceta Nº 134 del 14 de julio del 2003 y el No. Nº 31478-MINAE del 15 de octubre de 2003 publicado en La Gaceta # 228 del 21 de noviembre de 2003, establecen que RECOPE puede vender al mayoreo los productos cuyas cantidades


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son igual o superior a las mínimas por producto que se establecieron en estos decretos. La Ley No. 7593 de la ARESEP señala su competencia para fijar precios y tarifas de los servicios públicos y para velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad, confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios. Así las cosas, los precios de venta a granel y al detalle del petróleo y sus productos son fijados por el ente regulador ARESEP, que establece además los márgenes de utilidad para las estaciones de servicio, transportistas, peddlers y el precio de venta final al consumidor. Los precios varían como respuesta a un estudio ordinario de costos presentado por RECOPE S.A. o por la aplicación de una fórmula de ajuste extraordinario. Adicionalmente, la Ley No. 8114 de Simplificación y Eficiencia Tributaria estableció un impuesto único a los combustibles, el cual pretende disminuir el efecto cascada que sobre el precio al consumidor se presentaba cuando se aplicaban alzas en los combustibles. El Decreto Ejecutivo No. 29643-H reglamentó dicha ley y con decretos posteriores se ha estado actualizando el monto del impuesto único por tipo de combustibles. Para fijar los precios de los combustibles, el ente regulador estableció una metodología para aplicar una fórmula de ajuste automático en la resolución RRG-4769-2005 publicada en La Gaceta No. 133 del 11 de julio de 2005 y que responde a variaciones importantes del precio internacional del petróleo y su afectación en las compras que realiza RECOPE S.A.; los ajustes trimestrales del impuesto único a los combustibles son de aplicación obligatoria y afectan al transportista, peddlers y al consumidor final. Todo lo anterior se encuentra conforme a lo establecido en los artículos 30 y 36 de la Ley No. 7593, a la interpretación contenida en el dictamen de la Procuraduría General de la República No. OJ-103-1001 del 24 de julio del 2001 y al Informe de la CGR No. DFOE-057 del 21 de marzo del 2001. Como puede apreciarse, el sector petrolero costarricense se mueve en un mercado totalmente regulado. 2.6.1 Refinadora China-Costa Rica. El Gobierno de la República de Costa Rica y el Gobierno de la República Popular China iniciaron relaciones diplomáticas en el 2007, a través de varias iniciativas y acciones de cooperación conjunta. Entre los mecanismos que se han utilizado se encuentran la firma de acuerdos y convenios específicos entre instituciones gubernamentales chinas y costarricenses y el desembolso de la cooperación financiera reembolsable y no reembolsable a través de canjes de notas entre los gobiernos. A esto también se ha sumado más recientemente, la negociación del Tratado de Libre Comercio Costa Rica-China que se encargará de normar la gestión de la cooperación comercial.


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En este análisis resulta de interés, el convenio marco de cooperación entre RECOPE y China National Petroleum Corporation (CNPC) suscrito por los Gobiernos de Costa Rica y de China en el 2007. Sobre los fundamentos de este convenio se suscribió un acuerdo de “joint venture” entre ellas, para desarrollar el proyecto de una refinería conjunta, mediante la formación de una empresa conjunta que lo lleve a cabo. El acuerdo de joint venture fue refrendado por la Contraloría General de la República en setiembre del 2009 y por tanto se estableció la empresa conjunta el 14 de diciembre del 2009 con el nombre de SORESCO. A partir de febrero de 2010, se da la efectividad del acuerdo con la inscripción de la empresa conjunta en el Registro Nacional de Costa Rica y en el Departamento de Comercio de China. En la actualidad, se están analizando los resultados del estudio de factibilidad que fue contratado, aunque en la prensa se han expuesto cuestionamientos sobre la objetividad de los que realizaron la tarea y sobre la rentabilidad del proyecto y la decisión de continuar el desarrollo de la refinería conjunta. 2.7 Transporte, Almacenamiento y Distribución al Detalle. El inciso d) del artículo 5 de la Ley No. 7593 de ARESEP estableció que el MINAET es el ente competente para otorgar concesiones de servicio público para el suministro de combustibles derivados de hidrocarburos, dentro de los que se incluyen los derivados del petróleo, asfaltos, GLP y naftas, destinados a abastecer la demanda nacional en planteles de distribución y los derivados del petróleo, asfaltos, GLP y naftas destinados al consumidor final. Las actividades u operaciones de transporte de los planteles de almacenamiento a mayoristas y la venta al detalle, resultan ser actividades de servicio público que son atendidas por empresas privadas, las cuales deben contar con el permiso para funcionar de conformidad con el Decreto Ejecutivo No. 30131-MINAE-S Reglamento para la Regulación del Sistema de Almacenamiento y Comercialización de Hidrocarburos; por tratarse de empresas privadas, son regidas por el derecho privado y están sometidas a las regulaciones que indica la Ley. Por lo tanto, el transporte de combustibles está regulado por el Decreto Ejecutivo Nº 36627-MINAET Reglamento para la Regulación del Transporte de Combustibles, publicado en Alcance Digital Nº 31, Gaceta Nº 114 del 14 de junio de 2011, que busca el control de la eficiencia en la seguridad de los transportes de combustibles, así como el control y fiscalización de la flota de vehículos que transporta combustibles, con el objeto de ajustarlos a la normativa existente en la materia. Corresponde a la Dirección General de Transporte y Comercialización de Combustibles (DGTCC) del Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones, la aplicación del presente reglamento.


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El Decreto Ejecutivo No. 30131-MINAE-S tiene como objetivo fundamental reglamentar las competencias del MINAET a través de la DGTCC, y establecer los requisitos jurídicos y técnicos así como los procedimientos, por los cuales se regirán la distribución, el almacenamiento y comercialización de combustibles derivados de los hidrocarburos destinados al consumidor final. Además de establecer las especificaciones técnicas mínimas para la construcción y remodelación que deben cumplir las estaciones de servicio terrestres, marinas, aéreas, mixtas de GLP para carburación, tanques de almacenamiento de combustible industrial para autoconsumo, distribuidores sin punto fijo de venta (peddlers), con el fin de que operen dentro de las máximas condiciones de seguridad y funcionalidad, preservando la integridad del ambiente. 2.8 Biocombustibles. El Decreto Ejecutivo Nº 35091-MAG-MINAET, Reglamento de Biocombustibles publicado en publicado en La Gaceta Nº 53 del 17 de marzo de 2009, tiene por objetivo propiciar el desarrollo de una industria nacional de biocombustibles y un régimen equitativo de relaciones entre los actores o los agentes de la actividad de biocombustibles, que garantice el desarrollo sostenible de la cadena de valor del sector energético nacional, el cual incluye la producción, el transporte, el almacenamiento, la distribución y la comercialización tanto mayorista como de detalle. El Decreto establece que a los Ministerios de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones (MINAET) y Agricultura y Ganadería (MAG) les corresponde promover, organizar, implementar, asegurar y fiscalizar el desarrollo y seguimiento del Programa Nacional de Biocombustibles, en todo lo referente a su cadena de valor que incluye: producción, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización mayorista y al detalle. El MAG tiene la responsabilidad de promover la producción agroindustrial de materias primas para la elaboración de biocombustibles, bajo un esquema de sostenibilidad energética y agrícola que no comprometa la plataforma de recursos así como la integración del sector productivo a la industria de obtención de biocarburantes. El MINAET tiene que promover la industria de los biocombustibles y sus mezclas con combustibles de origen fósil, además de ser el coordinador del Programa Nacional, incluyendo el registro de los productores industriales.

RECOPE es el responsable de la mezcla de combustibles fósiles con biocombustibles destinada a satisfacer la demanda nacional de combustibles, de conformidad con lo dispuesto en la normativa vigente. 2.9 Calidad Ambiental del Aire El MINAET en consideración a la importancia que el consumo de derivados del petróleo tiene en nuestro país, al impacto de su combustión sobre el ambiente; a la responsabilidad que le asiste de coordinar su accionar con las políticas propias de su


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área y con las grandes políticas nacionales, y a la obligación de velar porque las acciones nacionales e internacionales tendientes a elaborar estándares específicos para el país y para la región, resulten acordes con tales políticas, actividades y competencias propias de un ente político conforme lo establece la Constitución, ha promovido una participación activa de todos los sectores en el proceso de elaboración de los estándares ambientales nacionales sobre los combustibles. La ARESEP ha estado participando en conjunto con el Ministerio de Salud, el MOPT y RECOPE S.A., dentro del proyecto nacional “MOPT/GTZ Aire Limpio de San José”, en cuyo seno se discute a nivel intersectorial, distintas opciones sobre el tema donde se vislumbran a corto plazo, resultados importantes referentes a la calidad de los mismos, aspecto que resulta ser muy primordial para la elaboración de estándares comunes para los países de la región en el marco del proyecto armonización e integración del mercado de hidrocarburos en América Central. En el proceso de elaboración de “normas técnicas de calidad” relacionadas con la prestación del servicio público de suministro de combustibles y dentro del marco de competencia del MINAET, se han promulgado una serie de decretos ejecutivos que han venido a mejorar la calidad de los combustibles por medio del establecimiento de estándares que han tenido su impacto positivo en el ambiente. Entre estos Decretos Ejecutivos encontramos el No. 19088-S de 1989 sobre la eliminación del plomo en la gasolina, el No. 26130 del 9/07/97 que establece la reducción del contenido de azufre en el diesel, el No. 26482 del 2/12/97 que determina las especificaciones y características de la gasolina, el No. 26443 del 12/11/97 que hace lo propio con el diesel y el No. 30690-MINAE publicado en La Gaceta del 17 de septiembre de 2002 que modifica el Decreto Ejecutivo No. 26130 para variar los plazos en que se reduciría el azufre en el diesel a 0,05% (quinientas partes por millón), lo cual favoreció la introducción de nuevos modelos de automóviles menos contaminantes. Finalmente, en el Decreto Nº 36372-MINAET Reducción de Azufre en el Diesel publicado en La Gaceta N° 23 del 2 de febrero de 2011 se establece que a partir de la publicación de ese decreto el contenido de azufre en el diesel será de 0,005% m/m como límite máximo, excepto para la generación térmica cuyo contenido de azufre será 1%m/m como contenido máximo; siendo que RECOPE debe observar las especificaciones de calidad del diesel indicadas en el Decreto Nº 33664-COMEX-MINAE-MEIC. El Decreto Ejecutivo No. 33096-H-MOPT publicado en La Gaceta No. 96 del 19 de mayo de 2006 exonera los carros de tecnologías limpias como una forma de apoyar un cambio en la calidad del aire y la eficiencia energética. 2.10 Aspectos Legales del Área Petrolera a definir. Un tema a reflexionar es si se considera conveniente que RECOPE continúe limitado a solo funcionar bajo la sombrilla del monopolio de la importación, refinación y distribución a granel de petróleo y sus derivados que esta empresa estatal administra, y que la restringe a participar o incursionar en la investigación y desarrollo de otras fuentes energéticas que garanticen el suministro de energía que el país requiere;


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especialmente cuando las empresas privadas petroleras del mundo, buscan nuevas fuentes de energía para mover el planeta. 2.11 Uso Racional y Conservación de Energía. Desde 1983 el sector energía trabaja en el tema de la conservación de energía. En los distintos planes nacionales se ha establecido la conservación como una importante estrategia para el abastecimiento de energía en el país, tratándola como un recurso más. La experiencia en este campo demostró que para tener éxito y alcanzar los objetivos propuestos se requería no solo de un proceso importante de educación y concientización del usuario, sino también de la regulación necesaria para crear las condiciones para el desarrollo de programas de ahorro y uso eficiente de la energía. Es así, como el 13 de diciembre de 1994 se publica la Ley de Regulación del Uso Racional de la Energía, No. 7447 que regula las actividades de conservación de energía, estableciendo como coordinador del Programa Nacional de Uso Racional de la Energía al MINAET y autorizando a las empresas e instituciones públicas del sector a llevar adelante programas en este campo frente a los usuarios del servicio público que prestan. Los postulados sobre los que se asienta la Ley No. 7447 se refieren a programas obligatorios de conservación de energía en los macro consumidores (aquellos que consumen más de 240 000 kWh - año de electricidad, 360 000 litros de combustibles o 12 TJ combinados); así como a la regulación de normas de eficiencia para equipos e instalaciones y placa o avisos de consumo energético en cada uno de los equipos que se vendan en el país como una forma de educar al consumidor. En lo referente a la promoción de importación y fabricación de equipos eficientes como parte de la estrategia para incentivar el uso racional de la energía en los términos de la Ley No. 7447; la Ley de Simplificación y Eficiencia Tributaria (No. 8114) se encargó en su artículo 17 de derogar las exenciones del pago del impuesto general sobre las ventas de los artículos 38 y 53 de la ley No. 7447. También, el artículo 23 del Capítulo V de la Ley No. 8114, reforma la Ley No. 4961 de Consolidación de Impuestos Selectivos de Consumo del 10 de marzo de 1972 y establece la lista de mercancías gravadas al anexo a la Ley de Consolidación de Impuestos Selectivos de Consumo, la cual excluyó a las lámparas fluorescentes y balastros. No obstante, la Ley de “MODIFICACIÓN DEL ARTÍCULO 38 DE LA LEY Nº 7447, REGULACIÓN DEL USO RACIONAL DE LA ENERGÍA y SUS REFORMAS, LEY PARA INCENTIVAR EL DESARROLLO Y LA UTILIZACIÓN DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGÍA” N°8829 publicada en La Gaceta No.126 del 30 de junio de 2010, incorpora nuevamente el impuesto de ventas como parte de los impuestos a exonerar. Básicamente el listado establecido originalmente en la Ley No. 7447 es el mismo, solo


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se agrega la facultad al Poder Ejecutivo, por medio de la actuación conjunta y de común acuerdo con el MINAET y el Ministerio de Hacienda, para modificar la lista de materiales y equipos exonerados a fin de adaptarla a los avances del conocimiento científico, así como para incluir otros materiales o equipos que contribuyan al ahorro y el uso racional y eficiente de la energía, o promuevan el desarrollo de fuentes de energía renovables que reduzcan la dependencia del país de los combustibles fósiles, siempre y cuando esté debidamente fundamentado mediante el criterio técnico del caso. La responsabilidad de la aplicación es del MINAET, pero no cuenta con una unidad administrativa propia que se haga cargo de esta actividad, por lo que su presencia ha sido muy débil, algunas disposiciones de la Ley No. 7447 no se han aplicado del todo y hay pocas o ninguna acción de control, verificación y seguimiento de los trámites que se realizan. Dadas las dificultades para operar la ley, esta debería ser derogada a pesar de la importancia que tiene, considerando las responsabilidades que su falta de aplicación conlleva para el Jerarca y quienes atienden eventualmente el relevo de estas tareas. Otra opción, es simplificar las regulaciones mediante una reforma al reglamento de la Ley No. 7447 o realizar una reforma legal para resolver limitaciones técnicas y presupuestarias. 2.12 Planes de Gestión de Calidad Ambiental Institucional (PGAI). Como parte de las competencias del MINAET en el uso racional de la energía, de su obligación por establecer el Programa Nacional de Uso Racional de la Energía y dado que el Decreto Ejecutivo No. 25584, Reglamento a la Ley de Regulación del Uso Racional de la Energía, No. 7447 estipula los “Programas Permanentes de Conservación de Energía” para el sector público; se han emitido una serie de directrices tendientes a incentivar el uso eficiente de la energía eléctrica y el ahorro de derivados del petróleo, principalmente como respuesta a la emergencia del sector eléctrico que causó un apagón nacional y a las variaciones al alza que el precio de los hidrocarburos y sus derivados han presentado en los mercados internacionales y que impactan al país. Estas directrices establecidas por medio de Acuerdos de Consejo de Gobierno o de Directrices suscritas por el Poder Ejecutivo y dirigidas al sector público, han sido recurrentes en las diferentes administraciones, pero se han mezclado con otras referentes a la gestión de la calidad ambiental y el cambio climático que han conseguido un mayor impacto en cuanto a resultados obtenidos sobre el uso racional de la energía eléctrica y combustibles. Estas directrices han exigido una serie de informes en diferentes temas (cambio climático, eficiencia energética, gestión de calidad ambiental, etc.) y en diferentes tiempos (mensuales, trimestrales, semestrales, etc.) generando información que termina siendo duplicada para la institucionalidad del sector público, bajo la sombrilla de programas con diferentes nombres. Ante esta realidad, el MINAET estableció un proceso o proyecto tendiente a unificar y a simplificar este tipo de lineamientos que estuviera regulado en un decreto ejecutivo


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bajo el nombre de PGAI, en el que se unificarían estos informes en uno solo, incorporando todos los temas de forma que sea un instrumento para: • Mejorar las condiciones ambientales en las instituciones públicas, mediante la

prevención, reducción y control de la contaminación ambiental. • Estimar la huella de carbono en cada una de las instituciones públicas, con el fin

de implementar acciones que contribuyan con la C-Neutralidad. • Ayudar en la toma de conciencia de los funcionarios públicos, sobre el uso

adecuado de los recursos hídricos, energéticos, gestión de residuos y la protección del ambiente.

Los beneficios son claros, unificar en un solo instrumento múltiples informes producto de una serie de directrices que van a derogarse, simplificar trámites y crear una ventanilla única a través de la Dirección de Gestión de Calidad Ambiental (DIGECA) del MINAET. Como parte del orden, se estarían derogando los artículos 71 y siguientes del Decreto Ejecutivo No. 25584 que regulan el “Programa Permanente de Conservación de Energía del Sector Público” y las directrices relacionadas con el uso racional de la energía; así como las directrices y decretos que regulaban los programas e informes de gestión de calidad ambiental y cambio climático. 2.13 Planes de Contingencia Eléctrica y Petroleras. El incremento sostenido en los precios del petróleo y sus derivados provocó que el Consejo de Gobierno aprobara en 2004 el Plan de Contingencia Petrolera, Consumo Nacional de Combustibles, que consiste en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo para el uso eficiente y ahorro de combustibles, tendientes a disminuir el consumo de derivados de petróleo en los diferentes sectores. La estrategia del plan fue utilizar el precio de petróleo como detonador para ir aplicando medidas de tipo voluntario y obligatorio en los diferentes sectores principalmente en el transporte privado y eventualmente otras dirigidas al sector público. Con este fin el Gobierno emitió las Directrices No. 41 MP-H-MOPT-MOPT-MINAE y No. 42-2005 para impulsar la aplicación de las primeras mediadas coercitivas del plan. La primera directriz indicaba la continuación y aplicación de las campañas de ahorro de combustibles, establecimiento de horarios de trabajo (lo cual se reguló mediante la Directriz No. 042-2005), trámites remotos en los entes públicos, trabajo a distancia, medidas de mejoramiento del uso de la red vial, de regulación vehicular, restricción de la circulación vehicular a entes de gobierno, evaluación de medidas de mediano plazo, mejoramiento del parque automotor, la reactivación del ferrocarril, el proyecto de sectorización del transporte público y el aceleramiento en el uso de biocombustibles. Este plan básicamente fue respetado durante la Administración Arias Sánchez, aplicándose la regulación vehicular en el casco comercial de San José, la reorganización del sector oeste de la ciudad de San José, la primera etapa del


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ferrocarril, los horarios de entrada a las 7 a.m. en los entes públicos en el Área Metropolitana de San José, la ejecución de un plan piloto para el uso de mezclas etanol gasolina y la emisión de un decreto ejecutivo para reducir el selectivo de consumo a vehículos híbridos eléctricos. La Directriz No. 041-2005, específicamente en lo referente a la aplicación de medidas de regulación vehicular por señalización conforme a la Ley de Tránsito y medidas de mejoramiento de la red vial, provocó que se interpusieran ante la Sala Constitucional, Habeas Corpus, recursos de amparo y acciones de inconstitucionalidad por parte de personas que consideraban que la medida y la multa por infracción a una señal de tránsito implicaban una restricción a la libertad de tránsito, derecho protegido constitucionalmente. El Habeas Corpus y los recursos de amparo fueron declarados sin lugar, en cuanto a la acción de inconstitucionalidad, es de señalar que en voto No. 9572-06 se declaró sin lugar. Sin embargo, dado que la motivación de esta regulación recayó sobre el precio del petróleo y el impacto de este en la economía nacional, posteriormente se declaró inconstitucional porque se consideró que el precio no había tenido el impacto que se creía y que la economía se había adaptado. La restricción vehicular fue asumida por el MOPT, como parte de su competencia de administración del tráfico vehicular por carreteras de dominio público, utilizando la figura del decreto ejecutivo y no la directriz, siendo que ha publicado diferentes decretos ejecutivos 3

que han sido evaluados y ajustados en el tiempo, como parte de un proceso de autoevaluación requerido por la Sala Constitucional, dado el impacto que tienen sobre la libertad de tránsito. En esta línea, el Órgano Constitucional ha estado rechazando los recursos de amparo, habeas corpus y acciones de inconstitucionalidad presentados posteriormente sobre la restricción vehicular que reflejan un adecuado manejo técnico por parte del MOPT.

Las crisis del petróleo serán cada vez más recurrentes, evidenciando la dependencia del país de este recurso energético con la consecuente dependencia externa, que provocará en el futuro la toma de decisiones por parte del Poder Ejecutivo en materia energética a nivel de Acuerdos de Consejo de Gobierno, vertidas por medio de directrices, decretos ejecutivos y propuestas de proyecto de ley que incidan en las instituciones públicas y en el quehacer de los habitantes del país. La Administración Chinchilla Miranda en Sesión Ordinaria No. 48 del 5 de abril de 2011 del Consejo de Gobierno, definió parámetros para la implementación de acciones para el ahorro de energía que permitieran enfrentar la Contingencia Petrolera del 2011, y que contribuyeran a reducir la tasa de crecimiento del consumo de combustibles fósiles, a fin de reducir los impactos de la factura petrolera en la economía nacional y las emisiones de gases de efecto invernadero; garantizando a la vez, el suministro de energía que el país requiere para su desarrollo y la mejora en la 3 Decreto Ejecutivo Nº 34577- MOPT, Disposiciones de regulación de circulación vehicular hora/placa en el centro de San José, publicado en La Gaceta N° 123 del 26 de junio de 2008; Decreto Ejecutivo Nº 34620-MINAE-MOPT publicado en La Gaceta N° 133 del 10 de julio de 2008; Decreto Ejecutivo Nº 36342-MOPT publicado en Alcance Digital Nº 1, La Gaceta Nº 4 del 6 de enero del 2011 y Decreto Ejecutivo Nº 36547-MOPT publicado en Alcance Digital No. 26, La Gaceta No. 82 del 29 de Abril de 2011.


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calidad de vida de la población. Las medidas y acciones se ubican en áreas relacionadas con: Información y Educación; Biocombustibles; Restricción de la circulación de vehículos particulares; Transporte por TREN; Mejoras en el Transporte Público; Descongestionamiento vial; Horarios y jornadas de trabajo de empleados públicos; Gobierno Digital; Electricidad; Geotermia; Programa de producción de energía con Biodigestores y Planes de ahorro de energía en el sector público. En lo que se refiere al subsector eléctrico, también se han presentado situaciones que condujeron a un apagón nacional en el 2007, que requirió el establecimiento de un plan de contingencia con el que se implementaron una serie de acciones y medidas que coadyuvaron a nivelar el estado del Sistema Eléctrico Nacional y condujeran a una garantía en el suministro de electricidad.


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Capitulo 3

PANORAMA ENERGÉTICO Con el fin de tener una imagen amplia del panorama energético, este capítulo se compone de siete apartados, el primero y segundo describen el entorno internacional y regional, mientras que en los siguientes se enfocarán en el panorama energético nacional. 3.1. Panorama Energético Internacional De acuerdo con las cifras de la Revisión Estadística Mundial de Energía de Petróleos Británicos (BP Statistical Review of World Energy, June 2011), el consumo mundial de energía primaria se incrementó en un 5,6% en el 2010 respecto al 2009, siendo el más alto desde 1973, alcanzando 12 004,4 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mteps). El crecimiento fue impulsado por las fuentes renovables que presentaron un crecimiento del 15.4%, seguido por el carbón mineral con una tasa del 7.6% y el gas natural con un 7,4%. El consumo mundial del petróleo muestra que, a pesar de haber perdido participación en el 2010, continúa siendo el energético más importante en el mercado mundial con el 33,6%, le sigue el carbón mineral con el 29,6% y el gas natural 23,8%, mientras que la hidroelectricidad muestra una participación del 6,5%, la energía nuclear 5,2% y las energías renovables 1,3%. Al ritmo actual de descubrimientos y producción de petróleo, se estima que sus reservas se agotarán en 46 años, lo que provocará una crisis de abastecimiento y precios que tendrá repercusiones graves en el mundo y en especial en los países importadores y altamente dependientes de esta fuente energética como es el caso de Costa Rica. Del Cuadro No. 3-1, se desprende que el carbón mineral es la fuente que presenta mayor penetración con 0,5 puntos porcentuales, le sigue el gas natural con 0,4 puntos porcentuales, la energía renovable con 0,1 puntos porcentuales, el resto de fuentes disminuyeron su participación en el mercado, destacándose el petróleo que perdió 0,8 puntos porcentuales, mientras que la hidroelectricidad no presentó ninguna variación en su participación.


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Cuadro No. 3-1 CONSUMO ENERGÉTIO MUNDIAL, POR FUENTE,

en Mteps y relativo

Fuente 2009 2010 Petróleo 3 908,7 34,4% 4 028,1 33,6% Gas Natural 2 661,4 23,4% 2 858,1 23,8% Carbón mineral 3 305,6 29,1% 3 555,8 29,6% Energía Nuclear 614,0 5,4% 626,2 5,2% Hidroelectricidad 736,3 6,5% 775,6 6,5% Renovables 137,4 1,2% 158,6 1,3% TOTAL 11 363,4 100,0% 12 002,4 100,0%

Fuente: Elaboración propia con datos de BP Statistical Review of World Energy, June 2011. Se prevé que el consumo de energía continúe creciendo, de manera que para el 2030, el petróleo continuará siendo la fuente energética más utilizada con una participación del 28,4% del consumo total de ese año, le seguirá el carbón mineral con una participación del 26,8%, luego el gas natural con 26,2%, la hidroelectricidad con 7% y energía nuclear con 6,7%. Las energías renovables no tradicionales, a pesar de su crecimiento, tendrán una participación únicamente del 4,8% del total demandado, en ese año, según se puede observa en el cuadro siguiente.

Cuadro No. 3-2 Consumo de Energía mundial al 2030

Fuente Millones de Teps %

Petróleo 4 671,1 28,4% Gas Natural 4 312,4 26,2% Carbón 4 411,9 26,8% Nuclear 1 096,8 6,7% Hidroelectricidad 1 144,0 7,0% Renovables 795,8 4,8% Total 16 432,0 100,0%

Fuente: Elaboración propia con datos de BP Energy Outlook 2030. Estas proyecciones de crecimiento energético, y en especial de las fuentes que producen CO2, pueden reducirse si el mundo llega a acuerdos vinculantes en relación con la emisión de gases efecto invernadero y el cambio climático. En este caso habrá un incremento en el ahorro así como en el uso racional de la energía y energías renovables.


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Los esfuerzos que se hagan en el sector transporte lograrán impactos positivos importantes en la reducción del consumo de combustibles fósiles y la emisión de gases efecto invernadero y contaminantes locales. 3.2 Panorama Energético Regional A lo largo de la década de los noventa, la producción de petróleo en América Latina y el Caribe creció a una tasa anual acumulativa (t.a.ac.) del 1,9%, pero en la primera década de este siglo se presenta una baja sustancial en el ritmo de producción (t.a.ac. de 0,05%). Por su parte el gas natural, el carbón mineral y la geotermia presentan las mayores tasas de crecimiento con t.a.ac. de 5,1%, 3,8% y 3,03%, respectivamente. Los altos precios del petróleo durante esta década han producido un estancamiento en la producción del petróleo. En general existe una disminución en la dinámica de casi todas las fuentes, excepto en las fuentes renovables, tal y como se puede observar en el Cuadro No. 3-3.

Cuadro No 3-3

AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE: PRODUCCIÓN ENERGÉTICA, 1990-2010

Año R. Renovable(1)

Nuclear TJ

Térmico TJ

(leña, caña, otras)

Carbón Mineral

TJ

Gas Natural

TJ Petróleo

TJ Geotérmico TJ Hidráulico TJ

1990 48.083 1.607.557 97.948 4.114.677 1.101.921 4.370.089 14.606.047 1995 61.039 1.946.176 106.681 4.135.270 1.298.472 4.896.338 17.332.155 2000 202.918 2.253.865 174.202 4.134.679 1.688.397 7.437.314 21.177.569 2005 226.334 2.569.627 312.229 4.628.753 2.162.031 9.326.895 23.325.575 2010 273.551 2.802.558 219.701 5.385.148 2.440.641 12.198.227 21.285.369

1990-10 19% 2,8% 4,1% 1,4% 4,1% 5,6% 1,9% 2000-10 3,03% 2,2% 2,35% 2,7% 3,8% 5,1% 0,0%

Fuente: Con base en datos del SIEE de OLADE. Notas: (1) Geotérmico, solar, viento. El gas natural muestra un importante desarrollo en la producción, durante las dos últimas décadas experimentando un crecimiento medio del 5,6% anual en los últimos 20 años. Las reservas probadas de este energético, en América Latina para el año 2010, representan alrededor del 4,2% de las reservas mundiales y se encuentran fundamentalmente en Venezuela (69%), México (6,1%), Brasil (5,2%), Trinidad y Tobago (5,1%), Perú (4,4%), Argentina (4,1%), y Bolivia (3,5%)4

.

4 OLADE. Informe de Estadísticas Energéticas 2011.


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América Latina y el Caribe presentan en el 2010, el 23% de las reservas probadas de petróleo en el mundo y están básicamente concentradas en Venezuela (88,8%), México (3,0%) y Brasil (4,3%). En el Cuadro No.3-4 se muestra la evolución de la reservas durante los últimos 10 años.

Cuadro No. 3-4

América Latina y el Caribe: Reservas de petróleo en millones de barriles.

Fuente: OLADE. Informe de Estadísticas Energéticas 2011. La energía nuclear en la región muestra poca participación; los países que cuentan con este tipo de instalaciones son Argentina, Brasil y México.


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En lo que se refiere a fuentes renovables, la participación de la geotermia evidencia un crecimiento en la década de los noventa con tasas del orden del 19%, pero en la primera década de este siglo esa tasa cae a 3,6%. 3.3. Panorama Energético Nacional En este apartado, se describirá la forma en que se dispone en el país de los recursos energéticos más importantes para satisfacer las necesidades energéticas. 3.3.1. Potencial de Recursos Energéticos 3.3.1.1 Hidroelectricidad Costa Rica tiene 34 cuencas hidrográficas, en 19 de las cuales se ha identificado proyectos hidroeléctricos por parte del ICE, CNFL, JASEC, ESPH S.A. y los generadores privados. De conformidad con el Decreto Ejecutivo DE-26635-MINAE, nuestro país subdivide estas cuencas en cinco vertientes hidrográficas que poseen características bien definidas y asociadas con el régimen de lluvias. Estas vertientes con sus respectivas cuencas son: a) Vertiente Hidrográfica San Juan: Sarapiquí, Cureña, San Carlos, Pocosol, Frío y

Zapote. b) Vertiente Hidrográfica Caribe: Sixaola, Estrella, Banano, Bananito, Moín, Matina,

Madre de Dios, Pacuare, Reventazón, Tortuguero y Chirripó. c) Vertiente Hidrográfica Térraba-Pacífico Sur: Savegre, Barú y otros, Grande de

Térraba, Península de Osa, Changuinola (parte costarricense), Esquinas y otros. d) Vertiente Hidrográfica Tárcoles-Pacífico Central: Barranca, Jesús María, Grande

de Tárcoles, Tusubres y otros, Damas y otros, Parrita o Pirrís y Naranjo. e) Vertiente Hidrográfica Tempisque-Guanacaste: Península de Nicoya y costa norte,

Tempisque, Bebedero, Abangares y otros. El potencial hidroeléctrico bruto estimado, según el CENPE del ICE, es de 25 500 MW

con un potencial disponible por aprovechar de 6 650 MW, dichas cifras excluyen el potencial ubicado en parques nacionales de aproximadamente 785 MW. La potencia hidroeléctrica instalada al finalizar el 2010 fue de 1 554 MW de los cuales un 78,8% pertenece al Grupo ICE, 12,5% a generadores privados, 5,4% a las cooperativas de electrificación rural y 2,8% a las empresas municipales. El ICE ha identificado a la fecha, 3 345 MW en proyectos sin explotar fuera de parques nacionales, de los cuales 46,4% se ubican en zonas de reserva indígena y 13,3 % en reservas forestales. En estas zonas es posible el desarrollo de proyectos


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aunque se plantea la posibilidad de enfrentar conflictos sociales y ambientales. Adicionalmente, los generadores privados, CNFL, JASEC y ESPH S.A., han identificado un potencial de 488 MW; de esta lista, los proyectos identificados por CNFL representan 222,16 MW, que esperan concretar antes del 2017. En el Cuadro No. 3-5, se presenta un resumen de los proyectos identificados y el potencial por cuenca hidrográfica.

Cuadro No. 3-5

COSTA RICA: RESUMEN DEL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO IDENTIFICADO POR

CUENCA HIDROGRÁFICA, 2010 (incluye a Empresas Privadas)

CUENCA No. PROYECTOS

IDENTIFICADOS POR EL ICE MW

IDENTIFICADOS POR PRIVADOS MW

Térraba 9 970 19,9 Sixaola 16 1 055 0,0 La Estrella 1 65 0,0 Reventazón 15 634 16,6 San Carlos 31 0 39,7 Pacuare 3 231 0,0 Tárcoles 22 93 13,0 Savegre 5 346 0,0 Chirripó 10 139 28,3 Matina 3 393 0,0 Sarapiquí 14 32 30,2 Naranjo 2 112 0,0 Río Esquinas 7 0 38,1 Barranca 3 10 20,0 Zapote 5 0 17,7 Bebedero 4 0 15,0 Tempisque 2 0 0,0 Río Frío 1 0 6,7 Parrita 7 47 20,0 Abangares 1 0 0,6

Total 174 4 126 265,8 Fuente: DSE, CENPE-ICE, Proyectos con elegibilidad a 2010. Potencial de Costa Rica. Proceso

Tecnologías de Generación, 2010. La disponibilidad del recurso hídrico, está íntimamente ligada a las variaciones en la precipitación pluvial; la oferta hídrica es abundante de mayo a noviembre (época lluviosa), mientras que para el período de diciembre a abril, correspondiente a los meses secos, la oferta hídrica baja por la disminución de los caudales de los ríos. Periódicamente ocurren variaciones marcadas en el ciclo hidrológico, ocasionado por fenómenos meteorológicos como “El Niño” y otras oscilaciones climáticas. El Niño se presenta en intervalos de dos a siete años y provoca que la estación lluviosa sea


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irregular, prolongando la estación seca y disminuyendo la precipitación en los meses de julio y agosto, especialmente en las cuencas de la Vertiente del Pacífico. 3.3.1.2 Biomasa Según la “Encuesta sobre oferta y consumo energético nacional a partir de biomasa en Costa Rica”, realizada en el 2006, los residuos biomásicos generados en el país poseen un contenido de energía de 60 354 TJ con lo que sería posible generar casi 635 MW de electricidad durante todo el año; sin embargo, el 40,3% de estos residuos no son utilizados. Las fuentes de biomasa con mayor potencial energético son los residuos de las cosechas de piña y de caña de azúcar (12 781 TJ y 11 002 TJ, respectivamente) con los que podrían generarse más de 440 MW. Los residuos derivados de animales así como los desechos de frutas, efluentes y lodos obtenidos de las actividades agropecuarias de Costa Rica podrían utilizarse para generar 205 millones de m3 de biogás al año. La crianza de pollos y el procesamiento de frutas son las actividades con mayor potencial de aprovechamiento para la obtención de biogás. En el Figura No. 3-1, se presenta el potencial de biomasa para la generación de electricidad. Si se utilizara la energía disponible en cada tipo de residuo biomásico sería posible producir alrededor de 635 MW; sin embargo, se debe considerar que la disponibilidad de muchos de estos residuos es estacionaria.

Figura No. 3-1 BIOMASA: CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD (MW)

Fuente: DSE, Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica, año 2006.

0 50 100 150

Corona de piña

Sebo

Residuos mataderos

Fibra seca de pinzote de banano

Burucha y otros residuos de madera

Cascarilla de café

Cascara de coquito de palma

Desechos de frutas

Fibra seca de pinzote de palma

Aserrin

Leña de cafetales

Bagazo


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El potencial energético de los residuos biomásicos en el 2006 alcanzó los 60 354 TJ. Alrededor del 39,4% de la energía potencial es producida por los residuos agrícolas de la cosecha tanto de la caña de azúcar como de la piña (ver Figura No. 3-2)

Figura No. 3-2

OFERTA ENERGETICA DE RESIDUOS BIOMASICOS AÑO 2006 (TJ)

Fuente: DSE, Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica, año 2006.

3.3.1.3 Energía Eólica En 1984, el ICE contrató a la empresa Electrowatt Ingenieros Consultores, con el fin de evaluar el potencial eólico del país. Este estudio permanece vigente a la fecha, por lo que en el mapa ubicado en el Anexo No. 7 se pueden apreciar las zonas de mayor potencial eólico, dentro de las que se destacan principalmente Guanacaste y el Valle Central. El potencial teórico se estimó en 14 000 MW y una producción teórica de 126 000 GWh/año; a la fecha se estima que el potencial aprovechable estimado es de 6005

MW.

Dentro de las zonas en el país con velocidades de viento aptas para la producción de energía eléctrica se encuentran Tilarán, Bagaces (zona de Miravalles), Río Naranjo y La Cruz. A la fecha, existen cinco plantas eólicas privadas y una del ICE, con una potencia total instalada de 68,55 MW, equivalente al 3,3% de la capacidad eléctrica instalada. La primera en operar (junio de 1996) fue la planta conocida como PESA (Plantas Eólicas S. A./Planta Eólica Tilarán) con una capacidad instalada de 20 MW (56 máquinas de 360 kW marca Kenetech), ubicada contiguo a la planta Tejona. 5 Non-Conventional Energy Sources, Wind Energy, Volume I, Electrowatt Engineering Services, Enero 1984.

Otros824

1,4%Rac Piña

12.78121,2%

Cascarilla de arroz y café

1.1942,0%

Rac Caña de azúcar11.00218,2%

Residuos fibrosos2.8584,7%

Bagazo11.68419,4%

Residuos biodigeribles

5.2088,6%

Residuos de madera14.80324,5%


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La segunda planta que entró en operación en julio 1998, es la planta de Aeroenergía, perteneciente a la empresa Desarrollos Eólicos S. A., con una capacidad de 6,4 MW (9 máquinas de 750 KW marca NEG Micon); ubicada también contiguo a Tejona. La tercera planta es la Planta Eólica Tierras Morenas, propiedad de la empresa Molinos de Viento del Arenal S.A. (MOVASA), con capacidad de 20MW (27 máquinas de 750 kW marca NEG Micon), localizada 10 km al noroeste de Tejona. Esta planta opera desde julio 1999. El 20 de setiembre de 2002 entró en operación la planta Tejona del ICE, ubicada a 8 km de Tilarán, Guanacaste, con una capacidad total de 19,8 MW, está constituida por 30 turbinas de 660 kW cada una. Finalmente en el 2008, entró en operación la Planta Eólica Guanacaste de 50 MW, ubicada en Guayabo de Bagaces, Guanacaste. En el siguiente cuadro resumen se puede ver el detalle de la capacidad eólica instalada que consiste en 116,4 MW.

Cuadro No. 3-6 Capacidad Eólica instalada, por proyecto y capacidad

Proyectos MW

Tejona 20,0

P.Eólicas, S.A. 20,0

Aeroenergía 6,4

Molinos de viento Arenal S.A. 20,0

Proy Eólico Guanacaste 50,0

Total 116,4 Fuente: DSE con información del ICE


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La CNFL S. A. por su parte, ha realizado estudios de potencial de generación eólica a nivel del Valle Central, así como un estudio de factibilidad para un proyecto eólico en esta zona de 15,3 MW de capacidad. Actualmente también realiza estudios en la zona de Miramar. Igualmente el sector privado continua interesado en este desarrollo, prueba de ello es que el ICE ha recibido solicitudes de elegibilidad por un total de 118,1 MW para proyectos de este tipo. Asimismo, COOPESANTOS está desarrollando el proyecto eólico Los Santos, con una capacidad de 12,7 MW. Los proyectos de corto plazo que se han identificado se consignan en el Cuadro No.3-7, y su ubicación se muestra en la siguiente figura.

Cuadro No. 3-7

Capacidad Eólica a instalar, por proyecto y capacidad

Proyecto MW

Tejona II 20

Valle Central 15

Los Santos 12,7

Proy. Eólico 1 50

Proy. Eólico 2 50

Proy. Eólico 3 50

Proy. Eólico 4 50

Total 247

Fuente: Institute of Electric Power Systems, University Duisburg-Essen, Germany. Wind Integration into the Costa Rican Power Grid. 2010.


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Asimismo, la ESPH S.A., se encuentra realizando mediciones y estudios para un proyecto de generación eólica ubicada en Guayabo (PE Don Quijote) que se estima en una capacidad de 12 MW.

3.3.1.4 Energía Solar Los primeros esfuerzos realizados en Costa Rica en el área de la energía solar se remontan al año 1981 cuando el ICE contrató el estudio “Fuentes de Energía no Convencionales” a la firma Electrowatt Ingenieros Consultores de Suiza para la elaboración de un mapa de la radiación solar en el país. En el mismo se puso de manifiesto el gran potencial existente para la utilización de este tipo de energía. Posterior a este esfuerzo, el ICE ha realizado otros estudios, identificando un potencial anual de 10 000 MW.

Adicionalmente, la Dirección Sectorial de Energía (MINAET) realizó el trabajo denominado “Estudio del Potencial Solar en Costa Rica”, elaborado por el Sr. Jaime Wrigth Gilmore en el 2006 que estima el potencial solar en 265,7x106 Tj/año o sea 265,7 Ej/año, 1Exa (E) =1018.

Figura 3-3 Radiación solar promedio anual

Fuente: DSE. “Estudio del Potencial Solar en Costa Rica”, Wrigth Gilmore Jaime.2006

A fin de determinar el potencial fotovoltaico nacional para la generación eléctrica, de acuerdo a la población (serie proyectada por distrito del 2006 al 2015 en MWh y TJ); se efectuaron una serie de cálculos que partieron de los siguientes supuestos: 1 panel por vivienda de 1 m², y una eficiencia de 12%, así como la radiación solar que incide en él, considerando una ocupación de 3,8 personas por vivienda (estimado a partir de datos del INEC 2005). Los resultados obtenidos se consignan en el Cuadro No. 3-8.


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Cuadro No. 3-8. Potencial nacional fotovoltaico para generación eléctrica

Según Población proyectada 2006 al 2015.

Año Potencial

(TJ/año) (MWh/año) x105

2006 700 1,94 2007 712 1,97 2008 724 2,01 2009 736 2,04 2010 747 2,07 2011 758 2,1 2012 769 2,13 2013 780 2,16 2014 790 2,19 2015 801 2,22


Se aplicó el mismo ejercicio para el calentamiento de agua, de acuerdo a la población proyectada del 2006 al 2015, utilizando los siguientes supuestos: 1 colector de 2.1m² con una eficiencia del 70%, y una ocupación por vivienda de 3.8 personas; los resultados se muestran en el siguiente cuadro.

Cuadro No. 3-9. Potencial nacional solar para calentamiento de agua

Según Población proyectada 2006 al 2015.

Año Potencial (TJ/año)

2006 8575 2007 8724 2008 8869 2009 9011 2010 9150 2011 9287 2012 9421 2013 9553 2014 9682 2015 9807



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El ICE y COOPEGUANACASTE R. L. han realizado esfuerzos importantes en sus respectivas zonas de cobertura para lograr instalar sistemas fotovoltaicos en sitios que no cuentan con red eléctrica. En el Cuadro No.3-10, se consignan los sistemas fotovoltaicos aislados de la red que se han instalado al 2010.

Cuadro No. 3-10

Fotovoltaicos Aislados de la Red

Tipo de Cliente No. clientes Potencia instalada (kW)

Residencial 1.265 122,3 Comunales 161 35,1

Áreas Protegidas 38 10,9 Total 1.464 168,3

Fuente: ICE y CoopeGuanacaste Al mismo tiempo, se han promovido proyectos fotovoltaicos conectados a la red, mismos que se consignan en el Cuadro No.3-11.

Cuadro No. 3-11 Fotovoltaicos Conectados a la Red

Proyecto kW

Garabito 16,7

Barranca 9,9

San Antonio 9,5

Colima 2,5

Los Anonos 7,0

Total 45,7

Fuente: ICE y CoopeGuanacaste También forman parte de proyectos asociados a la generación distribuida, las iniciativas privadas que han logrado instalar una capacidad de 49,9 kW. En el Cuadro No.3-12 se consignan estos proyectos.


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Cuadro No.3-12 Generación Distribuida

Proyectos kW

INBio 1,0

Humbolt 8,3 Programa Generación Distribuida Directriz No. 15 40,6

Total 49,9

Fuente: ICE y Coope Guanacaste 3.3.1.5 Geotermia6

El potencial geotérmico nacional, teóricamente asciende a 900 MW, siendo las áreas de mayor potencial las ubicadas en la zona volcánica de Guanacaste y la Cordillera Volcánica Central, según estudio realizado por el Departamento de Recursos Geotérmicos del ICE en noviembre de 1991. En el Cuadro No. 3-5 se detallan las cuatro zonas con mayor probabilidad de encontrar reservas geotérmicas en el territorio nacional. Cabe señalar que varias de estas zonas se encuentran en parques nacionales, en los cuales por disposición legal, no es posible desarrollar ningún tipo de actividad industrial ni comercial, por lo que existen muchas dudas sobre el potencial que podrá ser realmente aprovechado. Actualmente el potencial geotérmico explotado asciende a 163 MW y se encuentra ubicado en el Campo Geotérmico Miravalles, en las faldas del Volcán Miravalles, cerca de la Fortuna de Bagaces, Guanacaste. Su desarrollo se planificó inicialmente en cuatro etapas, la primera entró en operación en marzo de 1994 con una capacidad de 55 MW, que dadas sus características puede trabajar con una sobrecarga, generando actualmente 60 MW. La segunda entró a operar a finales de 1998 con 55 MW. La tercera planta es un BOT (Build, Operate and Transfer) y entró en operación comercial el 24 de marzo de 2000 y tiene una capacidad instalada de 29,5 MW. En 1995 y 1997 se instalaron en el campo Geotérmico Miravalles, tres unidades generadoras “a boca de pozo” de 5 MW cada una, las cuales trabajaban con el vapor de pozos nuevos; aumentando transitoriamente la capacidad instalada a 75 MW. En

6 MOYA, Paul (2005) La Energía Geotérmica en Costa Rica, UEN Proyectos y Servicios Asociados. C.S: Recursos Geotérmicos, ICE. Noviembre, 2005.

Fuente: ICE-Proyecto Geotérmico de Miravalles


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1998 y 1999 dos de las unidades a boca de pozo salieron de operación. En la actualidad el ICE tiene en operación solo una unidad de boca de pozo de 5 MW. En enero del 2004 se inauguró la planta binaria de 19,8 MW, con esta nueva unidad (Unidad 5), la capacidad total instalada alcanzó 163 MW. Basándose en los datos y los resultados de varios años de explotación comercial, así como en los resultados obtenidos del modelo numérico del campo, el ICE decide no instalar más plantas geotérmicas hasta estar seguro de la capacidad del yacimiento. Si se encontrara un yacimiento separado de la zona principal de producción, entonces sí sería posible aumentar el número de plantas en el campo geotérmico Miravalles.

Cuadro No. 3-13 CAPACIDAD GEOTERMOELÉCTRICA INSTALABLE CON BASE EN

LAS RESERVAS ORDENADAS POR GRUPO DE PRIORIDAD

Ubicación 1 SEPARACION* PRIORIDAD Miravalles Rincón de la Vieja

164 137 1

Irazú- Turrialba Tenorio Platanar Poás Barva

101 97 97 90 85

2

Fortuna Orosí-Cacao

61 33 3

Total 865

Nota: *Estimación de la capacidad a instalar en MW, de la primera separación del vapor Fuente: ICE, Departamento de Recursos Geotérmicos, noviembre 1991.

En el Volcán Rincón de la Vieja, el ICE tiene dos proyectos candidatos a desarrollar: “Las Pailas” con una unidad de 35 MW y la instalación “Borinquen” en las faldas del mismo volcán. 3.3.1.6 Carbón Mineral y Turba De la existencia de carbón mineral en Costa Rica, se tienen datos desde 1850. Entre 1914 y 1918 se reportan yacimientos de carbón en la zona de El Tablazo, así como, en Esparza y Puntarenas. En 1964, la Dirección de Geología del Ministerio de Industria y Comercio, reportó un yacimiento de carbón a 8 km al sureste de Zent, provincia de Limón; en 1966, la Universidad de Costa Rica realiza estudios petrofísicos de los lignitos recogidos en Zent. En ese mismo año, el ICE realizó muestreos en el área de Venado en el cantón de San Carlos, así como estudios geofísicos para carbón en el Valle de la Estrella y Talamanca.


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En 1981, se firmó un convenio entre los gobiernos de Costa Rica y Japón para realizar estudios de factibilidad en el área de Uatsi-Limón Sur, marcando una nueva etapa en la exploración del carbón más sistemática y científica. En 1982, el Ministerio de Energía, Industria y Comercio, le concede a RECOPE S. A. la investigación y desarrollo de los recursos carboníferos del país, actividad que se empieza a desarrollar paralelamente con la exploración petrolera. En este nuevo marco, se establece como primera meta, determinar el potencial carbonífero de las zonas de El Tablazo, Esparza, Venado, y Uatsi. Los estudios determinaron que el área con mayor potencial carbonífero en el país es Uatsi, posteriormente se abre el proyecto Zent y se estudian paralelamente los yacimientos de turba en el país. Cálculos realizados en el año 1992 estimaron que las reservas totales de carbón sub-bituminoso, lignito y turba ascienden a 120,5 TM. Ese mismo año, se envía al Congreso un proyecto de ley que le otorgaba a RECOPE S. A. una concesión especial para la explotación del carbón, pero por razones de índole ambiental y baja calidad del carbón, el proyecto se vota negativamente en forma unánime. Con este acto se cierra una importante etapa en la explotación del carbón mineral nacional. 3.3.1.7 Petróleo y Gas En Costa Rica la prospección de estos recursos se inició en 1874, en la zona de Baja Talamanca, provincia de Limón y fue desarrollada por etapas. La primera se realizó entre 1900-1930, por las empresas National Oil Corp. y Río Blanco Costa Rica Oil Corp., subsidiaria de Sinclair Central América Corp. Algunos de los pozos perforados registraron índices de aceite y el pozo Cahuita No. 1, produjo un flujo de gas de 300 libras de presión, gas que posteriormente fue determinado como de origen biogénico. Entre 1950-1964, renace el interés por las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. En 1951, se firma un contrato entre el Gobierno de Costa Rica y la Compañía Petrolera de Costa Rica, con la garante solidaria de la Compañía Unión Oil Co. de California; sus actividades se concentraron en la cuenca de Limón Sur y Mar Caribe, donde se realizaron trabajos de geología de superficie y los primeros trabajos de geofísica en el país (aeromagnetometría, sísmica terrestre y marina) , mismos que condujeron a ubicar 13 pozos exploratorios de 344 m-3 200 m de profundidad con pocos indicios de hidrocarburos. El pozo Cocoles No. 2, fue el único que produjo 1 000 barriles diarios de crudo durante una semana, pero el aceite fue invadido con agua y el pozo se cerró con una producción de 41 barriles por día. En 1959, la Unión Oil Co., traspasó sus derechos a Gulf Oil Corp. que perforó tres pozos con muestras débiles de hidrocarburos. Una tercera etapa de actividades se desarrolla entre 1965-1980. En noviembre de 1966, se firma el contrato entre el Gobierno de Costa Rica y la Enterprise de Recherches et des Activités Pétroliéres (ERAP) para realizar trabajos de geología y geofísica en la Zona Norte, Limón, Cahuita y el mar Caribe. Estos trabajos culminan


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con la perforación del pozo Moín No. 1 de 2 091 m de profundidad, por parte de la compañía Elf Aquitaine de Francia, el cual aportó valiosa información sobre el potencial petrolero de la zona. Entre 1980-1992 como consecuencia de la crisis petrolera mundial, se analiza en el país la posibilidad de la reapertura de las actividades de exploración petrolera, la información generada en las etapas anteriores fue valorada por organismos internacionales tales como: Naciones Unidas, Misión Técnica Venezolana, Banco Interamericano de Desarrollo. Todos recomendaron la continuación de la exploración petrolera, razón por la cual se abre la Gerencia de Exploraciones de RECOPE S. A., que posteriormente se denominó Gerencia de Producción Primaria. Se firmaron numerosos convenios, con Petróleos Mexicanos, Petróleos de Brasil, Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Argentina, Agencia Noruega para el Desarrollo y la Cooperación, Cooperación y Asistencia Internacional de PetroCanada, así como con la Universidad de Pensilvania, la Universidad de British Columbia y la Universidad de Costa Rica, de todos estos organismos se recibe ayuda económica y asistencia técnica. RECOPE obtuvo en esta etapa gran cantidad de km2 de geología de superficie, sísmica, gravimetría, aero magnetrometría y perforó 6 pozos profundos; información de gran utilidad en la evaluación del potencial petrolero de Costa Rica. En abril de 1993 se aprueba la Ley de Hidrocarburos, después de diez años de haberse enviado el primer proyecto de ley a la Asamblea Legislativa. La actividad de exploración y eventual explotación sería desarrollada también por compañías privadas. Con este nuevo marco legal, se crea la Dirección General de Hidrocarburos y el Consejo Técnico de Hidrocarburos, como parte del MINAET, dependencias que tendrían a cargo la licitación de los bloques de exploración y la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. En la primera ronda de licitación que tuvo lugar en 1997, se ofrecieron 15 bloques terrestres y 10 marinos en todas las cuencas sedimentarias del país; como resultado de ese proceso la compañía MKJ-Xploration Inc. obtuvo la concesión para explorar 4 bloques: dos marinos y dos terrestres, ubicados en la provincia de Limón, con la aprobación del estudio ambiental, primera fase, por parte de SETENA. El contrato de concesión fue firmado por el Poder Ejecutivo en octubre de 1999, posteriormente esta compañía cede sus derechos y obligaciones a HARKEN Costa Rica Holdings, cesión que fue aprobada por el Poder Ejecutivo en mayo del 2000. La segunda ronda licitatoria se inició en mayo de 1999 y en abril del 2000, el Poder Ejecutivo publicó en el Diario Oficial La Gaceta, la resolución de adjudicación en favor de la compañía Mallon Oil Co., sucursal Costa Rica, de seis bloques, esta resolución quedaría en firme una vez aprobado el Estudio de Impacto Ambiental (EIA), quedando pendiente la firma del contrato que no se ha realizado, a diciembre del 2010.


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3.3.1.8 Etanol Entre las fuentes de origen biomásico, el etanol es una opción real que contribuiría a reducir la dependencia del petróleo, a reactivar el sector agroindustrial y a la reducción de la contaminación ambiental provocada por la emisión de gases vehiculares. Si bien existen otras opciones, el etanol nacional se realiza a partir de caña de azúcar y la producción por parte del sector azucarero costarricense, se remonta a 26 años mientras que la exportación a 21 años, períodos que revelan la capacidad, recursos humanos, infraestructura y experiencia que en esta materia tiene el país. El Sector Cañero cuenta con más de 12 mil proveedores independientes de caña de azúcar, según la base de datos del Registro de Productores e Ingenios de la Zafra 2007-08, de los cuales casi el 90% son pequeños productores que poseen unidades productivas promedio menores a 3,3 hectáreas y que en forma consolidada, producen el 45% de la caña entregada por los productores independientes. A inicios de los años noventa, la cantidad de entregadores de caña era inferior a 6 mil, lo que muestra un crecimiento importante del sector.

La Cámara de Azucareros es la organización conformada por los 15 ingenios productores de azúcar en Costa Rica. Fue instituida el 21 de noviembre de 1949, para impulsar el progreso de la industria, cooperar en la solución de sus problemas, promover las buenas relaciones entre los productores de caña, recomendar medidas para mejorar el bienestar de sus trabajadores e impulsar dentro de su actividad, las iniciativas que contribuyan al desarrollo costarricense.

Los ingenios que integran la Cámara se ubican en cuatro zonas a saber:

Zona Pacífico: Costa Rica, El General, Porvenir, Providencia, San Ramón, Coope Victoria

Zona Guanacaste: Ingenio Taboga, CATSA, Azucarera El Viejo, Azucarera El Palmar

Zona San Carlos: Cutris, Quebrada Azul, Santa Fe Zona Turrialba: Atirro, Juan Viñas

Las zafras tienen en promedio una producción de 400,000 TM que representa cerca del 14.4% del PIB Agropecuario y el 1.1% del PIB. Esta actividad comprende 48,000 hectáreas o el 10.6% del área total de cultivo en Costa Rica, produciendo ingresos que recibe LAICA para ser distribuidos en un 63% entre los productores y en un 37.5% entre los ingenios, cada año fiscal. Para la implementación del uso del etanol anhidro como carburante, existe la capacidad instalada, la experiencia nacional al haberse implementado dos proyectos


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pilotos ejecutados por RECOPE, la estructura organizativa del sector, la infraestructura necesaria, el marco legal que permite la mezcla, la capacidad productiva y los estudios realizados en el marco de la cooperación internacional que señalan la viabilidad en el uso del producto. y. Según estimaciones realizadas por la Comisión Nacional de Biocombustibles, la demanda de alcohol para un programa de alcance nacional que adicione un 10% de este energético a todas las gasolinas, tanto Súper como Plus 91, en el periodo 2008-2026, requeriría un abastecimiento entre 90,7 a 161 millones de litros anuales. Suponiendo un rendimiento por hectárea de caña de 80 toneladas y una producción de etanol de 70 litros por tonelada de caña, el área requerida para suplir esa demanda de etanol estaría entre 16,2 a 28,7 mil hectáreas. Según el MAG, el área potencial para la siembra de caña alcanza las 319 800 Ha (ver Figura No.3-4). De esta manera el área demandada para el Programa de Etanol Carburante estaría entre el 5% y 9 % de la tierra potencial para el cultivo de caña.

Figura No.3-4

MAPA DE ZONAS APTAS PARA EL CULTIVO DE CAÑA DE AZÚCAR

Fuente: SEPSA, 2000. Según el criterio de expertos en el sector cañero, el área adicional de caña puede ser fácilmente ampliada en 50 mil hectáreas lo que cubriría ampliamente las necesidades de etanol para el sector energía en mezclas con gasolinas.


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El énfasis de la estrategia promovida por RECOPE7

, en la implementación de las mezclas de gasolina con bioetanol consiste en las siguientes mezclas:

de 5% para biodiesel en diesel y de 8% de bioetanol gasolinas, lo que representaría para el periodo 2012-2014, a nivel nacional una demanda entre 51-57 millones de litros de biodiesel y entre 82-90 millones de litros de bioetanol. Para el periodo 2011-2014 se esperan los siguientes resultados esperados: a. Lograr una sustitución de 91,1 millones de litros de bioetanol en el periodo. b. Alcanzar una reducción estimada de la factura petrolera en el periodo de US$69,5

millones de dólares en el periodo 2011-2014. c. Reducir las emisiones de efecto invernadero en 230 mil toneladas de CO2 para el

periodo. d. Partiendo del hecho de que el bioetanol sea elaborado con materias primas

nacionales, obtener los beneficios asociados a la producción agrícola e industrial, tanto en el empleo como en la generación y distribución de riqueza.

3.3.1.9 Biodiesel El biodiesel puede ser utilizado en los motores de diesel convencionales sin requerir modificaciones; sin embargo, los fabricantes de motores y bombas inyectoras recomiendan que se empleen mezclas de hasta 20% con diesel convencional (B20). La Estrategia Nacional de Biocombustibles, plantea la opción de iniciar la producción de biodiesel a partir de la palma africana, debido a la experiencia nacional en su producción, además por los rendimientos que se obtienen. En el futuro se considera que podría obtenerse también de productos como la Jatropha o la higuerilla, para posteriormente pasar a otras opciones de segunda y tercera generación, como la producción a partir de algas. Los estudios efectuados, muestran un amplio potencial de producción de biodiesel a partir de la palma. Según el Programa Nacional de Palma existen desarrollos asociados con el cultivo de palma en las zonas Pacífico Central, Pacífico Sur y zona del Caribe. En las dos primeras se concentra el 65% y el 33% respectivamente, de la superficie total dedicada al cultivo de la palma aceitera.. En el Pacífico Sur existen 30 mil hectáreas cultivadas de las cuales 25 mil están en producción y 5 mil en fase productiva (sembradas), en tanto en el Pacífico Central existen 16 mil hectáreas de las cuales 13 mil están en producción y 3 mil sembradas. En la región del Caribe, se ha iniciado recientemente la plantación de palma; en la zona de Batán existen 1 680 hectáreas cultivadas de las cuales 1 080 están en 7 RECOPE. Estrategia Empresarial de Biocombustibles, 2011-2014.


70

producción, 600 ha son siembras nuevas y 900 hectáreas más están en proceso de cultivo, según la información suministrada por CANAPALMA. En el país se cuenta con alrededor de 52 000 Ha de palma y. de acuerdo con las estimaciones de la Comisión Nacional de Biocombustibles, la demanda de este energético para un programa de alcance nacional que adicione un 5% de biodiesel al diesel fósil (período 2008-2026), requeriría entre 61,3 a 135,2 millones de litros anuales y un área sembrada de palma de 12,3 a 27 mil hectáreas,; lo que representaría entre un 1% y un 2% de la tierra con potencial para este cultivo Según el MAG, el área potencial para sembrar palma es de 670 800 hectáreas, incluidas las regiones Pacífico Central (387 mil ha) y Huétar Atlántica (253 mil ha) (Ver Figura No. 3-5).

Figura No. 3-5

MAPA DE ZONAS APTAS PARA CULTIVO DE PALMA

Fuente: INTA (2006)

Actualmente el 35% de la producción nacional (53 130 TM aceite crudo) se consume en el país (64% manteca, 13% margarina, 10,5% aceites y 12,5% otros) y el restante 65% se exporta en su mayoría a México y el resto a Centroamérica8

.

El sector agroindustrial está constituido por un conglomerado que incluye plantas extractoras, refinadoras, oleoquímica y todas las que utilizan subproductos para agregarle valor a la agro-cadena. Las plantas extractoras que existen actualmente son: Palma Tica, Coopeagropal, el Consorcio Industrial de Palma de Aceite (fuera de operación) y la planta de Oleoquímicos Quivel S.A.

8 Dirección Ejecutiva CANAPALMA


71

Leña, 14,09%

Residuos Vegetales,

13,54%

Petroleo,17

Hidroenergía, 22,12%

Geotermia, 32,26%

Eólico, 1,02%

Otros, 0,08%

Con esta capacidad instalada, es posible procesar alrededor de 1 576 toneladas métricas de fruta en un turno de trabajo de ocho horas. En la práctica, Palma Tica es la única que está en condiciones de proveer materia prima con los requisitos técnicos adecuados y en las cantidades requeridas para la industria de oleaginosas, específicamente aceite de palma. Costa Rica goza de condiciones y recursos que hacen favorable la producción de biocombustibles en el futuro inmediato y en el largo plazo. Específicamente para la implementación del biodiesel existen una serie de factores que hacen viable su utilización, especialmente en momentos en que se reporta una escasez relativa que limita la oferta. Cabe destacar por ejemplo: el desarrollo actual de la industria de palma aceitera, la disponibilidad de hectáreas cultivables (sin afectar la base de recursos naturales protegidos), climas aptos para el cultivo, el conocimiento y experiencia en la agroindustria, la capacidad de aumentar la superficie de siembra, compañías en producción, la existencia de un fideicomiso palmero, un ente nacional para el manejo de la semilla de palma, un sector agroindustrial debidamente constituido y un Programa de Palma en el Ministerio de la Producción. 3.4. Oferta de Energía 3.4.1 Oferta de Energía Primaria La oferta de energía primaria estuvo hasta 1994, conformada esencialmente por los recursos biomásicos, hidráulicos y petroleros; a partir de ese año se incorpora el uso de la energía geotérmica y en 1996 la eólica. La utilización de la energía solar se ha dado en muy pequeña escala al igual que las importaciones de carbón mineral. En la Figura No. 3-6, se presenta la estructura de oferta energética en el 2010.

Figura No. 3-6

ESTRUCTURA DE LA OFERTA INTERNA DE ENERGÍA PRIMARIA AÑO 2010

Fuente: Elaboración propia a partir del Balance Energético Nacional 2010


72

La importación de petróleo crudo y derivados, ha procedido de diferentes países, para el 2010, se tuvo que el 58.4% de las importaciones tuvieron como país de precedencia Estados Unidos, seguido por Colombia con un 11,8%. Luego se tiene que de trinidad y Antillas Holandesas se importó cerca del 11%, el restante 20% provino de 14 países, información que está consignada en el cuadro siguiente.

Cuadro No.3-14

Volumen de Importaciones por país de procedencia 2010

País de Procedencia Barriles Estructura Singapur 25 273 0,14% Rep Dominicana 35 811 0,19% Venezuela 14 746 0,08% Brasil 61 961 0,34% Panamá 70 292 0,38% México 93 643 0,51% Puerto Rico 96 596 0,52% España 205 401 1,11% Italia 224 473 1,21% Curazao 229 950 1,24% India 436 479 2,36% Reino Unido 502 911 2,72% Belice 584 104 3,16% Algelia 825 719 4,46% Antillas Holandesas 880 398 4,76% Trinidad 1 219 775 6,60% Colombia 2 189 391 11,84% Estados Unidos 10 796 396 58,38% Total 18 493 319 100,00%

Fuente: RECOPE. Informe de Importaciones.2010.

La evolución histórica de las importaciones de crudo en términos del porcentaje del volumen respecto a las importaciones totales, ha variado significativamente; por ejemplo para el año de 1999 no hubo importación de crudo debido al paro de la refinería por remodelación, en el periodo 2002-2008 el crudo representó en promedio el 25% de las importaciones y en el 2009 disminuyó a 16%, debido a la entrada en vigencia de la norma que redujo el contenido de azufre en el diesel, lo que obligó a refinar crudos más dulces cuya composición no permite operar la refinería a capacidad máxima (Ver Figura No. 3-7).


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Figura No. 3-7

VOLUMEN ANUAL DE IMPORTACIONES DE HIDROCARBUROS PERIODO 1995-2010 (en miles de barriles)

Fuente: Elaboración propia con información suministrada por RECOPE, Dirección de Comercio Internacional de Combustibles 3.4.2 Oferta de Energía Secundaria Para un análisis apropiado de la oferta de energía secundaria es necesario distinguir entre la oferta bruta y la oferta interna. La primera la conforman la totalidad de la producción nacional y la importación, mientras que la segunda es el resultado de deducir, a la oferta bruta, las cantidades correspondientes a exportación y la variación de inventarios. Consecuentemente, la oferta interna de energía es aquella que se destina tanto a los sectores de consumo como a los centros de transformación, por lo que incluye aquella energía secundaria utilizada en la producción de otra energía secundaria. La oferta bruta incluye a los derivados refinados de petróleo, la electricidad generada, el alcohol destilado, el carbón vegetal y el coque. En el Cuadro No. 3-15 se presenta, la evolución de la oferta bruta de energía secundaria según origen y fuente.

0 2000 4000 6000 8000

10000 12000 14000 16000 18000 20000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

CRUDO PRODUCTOS

Mile

s de

bar

rrile

s


74

Cuadro 3-15 EVOLUCIÓN DE LA OFERTA BRUTA DE ENERGÍA SECUNDARIA SEGÚN ORIGEN,

FUENTE Y DESTINO (Terajulios)

AÑO Según Origen Según Fuente Oferta

Bruta

Destino

Producción Importación Biomasa Derivados petróleo Electricidad Exportación Variación

Inventario Oferta Interna

1995 47 618 42 697 1 930 70 591 17 795 90 316 7 981 901 83 236 2000 25 586 74 231 1 729 73 135 24 953 99 817 8 648 -1 724 89 445 2001 38 632 67 250 1 163 79 274 25 445 105 882 7 857 996 99 021 2002 50 620 63 222 4 339 82 429 27 075 113 843 5 458 149 108 534 2003 49 780 63 093 2 403 82 539 27 931 112 873 5 491 1 117 108 499 2004 53 506 63 375 2 671 84 531 29 679 116 881 8 255 1 743 110 369 2005 50 633 69 096 2 898 86 804 30 027 119 729 7 064 1 840 114 505 2006 60 460 72 585 3 681 97 518 31 845 133 045 8 560 -1 013 123 471 2007 64 793 77 097 3 808 104 773 33 310 141 890 8 521 -187 133 182 2008 60 096 85 426 3 963 107 108 34 451 145 522 8 593 -2 181 134 748 2009 49 286 87 632 2 521 100 408 33 988 136 918 8 250 2 767 131 435 2010 56 461 83 608 597 101 663 34 604 140 070 5 789 -502 133 831

Fuente: Elaboración propia a partir de los Balances de Energía Nacionales de 1995 al 2010. En lo que a importación se refiere, ésta ha sido casi exclusiva para los derivados de petróleo, aunque han existido pequeñas importaciones de electricidad, alcohol y coque. Del análisis de la información correspondiente se desprende que el origen de la oferta bruta de energía secundaria en Costa Rica, históricamente fue en mayor proporción de producción nacional al menos hasta 1997, ya que en 1998 con el paro de la refinería se importa la totalidad de los derivados de petróleo; aunque años después se recuperó parte del procesamiento de crudo, aún continúan siendo mayoritarias las importaciones de derivados del petróleo. En el 2006 se aprecia un alza en materia de biomasa producto del aumento de las importaciones y exportaciones de alcoholes, sin embargo al 2010 esta actividad decae nuevamente. También se puede concluir que, con respecto a las fuentes de energía que conforman la oferta bruta, la biomasa ha ido cediendo terreno a los derivados de petróleo y la electricidad. En Costa Rica, el destino primordial de la oferta bruta ha sido la oferta interna con una participación porcentual histórica de alrededor del 94,0% para el período 2000-2010. Las exportaciones han sido pequeñas, no llegando nunca a representar más del 9,7% (en el 2000) del total bruto. A partir de 1986, debido al cambio de patrón en la producción de la refinería, se inicia la exportación de gasóleo, diesel, marine diesel oil y los denominados IFO's; posteriormente, se empieza a “exportar” jet fuel. En 1985se había iniciado la exportación de alcohol, y desde 1982 se exportaba electricidad.


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3.4.3 Producción de Energía Secundaria La producción de energía secundaria ha estado conformada por los derivados de petróleo, la electricidad y en forma marginal alcohol y carbón vegetal. 3.4. 3.1 Subsector Eléctrico

• Generación Eléctrica El país cuenta con importantes y diversos recursos naturales para la producción de electricidad: hidráulicos, solares, geotérmicos, eólicos y biomásicos, de manera que el sistema de producción de electricidad se basa principalmente en energía renovable. Al finalizar el año 2010, la potencia instalada del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), alcanzó los 2 745,7 MW. La generación eléctrica durante el 2010 fue de 9 503,6 GWh (hidroeléctrico 76,4%, geotermia 12,4%, térmico 6,7%, eólico 3,8%). En el Cuadro No. 3-16, se puede observar la producción total.

Cuadro No. 3-16 GENERACIÓN ELÉCTRICA (GWh) Y DEMANDA MÁXIMA (MW)

(Período 2004-2010)

Tipo planta 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Hidroeléctrico ICE y otras (GWh) 5 720 5 872 5 590 5 628 6 205 6 095 6 214 Térmico (GWh) 67 271 533 722 677 451 641 Geotérmico ICE (GWh) 986 933 1 003 1 010 911 973 964 Eólico ICE (GWh) 79 60 86 73 53 80 64 Privada Hidroeléctrica (GWh) 794 694 710 681 702 641 596 BOT Hidroeléctrica (GWh) 301 460 479 489 453 BOT Geotérmico (GWh) 219 215 212 229 220 213 212 BOT Eólico (GWh) 151 Privada Biomasa (GWh) 13 13 12 13 22 48 65 Privada Eólica (GWh) 178 144 188 168 145 246 143 Privada Biotérmico (GWh) 5 12 7 4 1 1 0,07 TOTAL (GWh) 8 061 8 214 8 641 8 988 9 416 9 236 9 504 Importación (GWh) 202 146 149 203 96 151 164 Exportación (GWh) 440 137 60 40 166 134 135 Máxima Demanda (MW) 1 312 1 389 1 461 1 500 1 526 1 497 1 536 Factor de Carga 67,90% 67,35% nd nd 69,71% 70,35% 70,6%

Fuente: ICE, Informe de Operación Anual, CENCE, Informe Anual de las Variables Relacionadas con el Consumo de Energía Eléctrica, CENPE.


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Las cantidades importadas de electricidad (ver Cuadro No. 3-17) fueron en crecimiento de 1986 a 1990, pasando de 177,8 GWh a 288,9 GWh. En 1992 se inicia un período de cuatro años secos en el área centroamericana que reduce las posibilidades de importar energía, ocasionando que hacia 1994 el embalse del Arenal llegara a un nivel mínimo, que a su vez generó, un aumento posterior en las importaciones de los años 1995 y 1996. En los años siguientes se reporta una disminución en la importación de energía eléctrica propiciada por condiciones hidrológicas más favorables, así como por la entrada de nuevas plantas al sistema. En el 2008 se presenta de nuevo un intercambio neto a favor de las exportaciones pero esta situación se revierte durante el 2010. Aunque existe una relación estrecha entre el ciclo hidrológico y las necesidades de importación de electricidad, en dicha dinámica intervienen otros factores críticos como la obtención de menores precios en el extranjero con respecto a la generación térmica local, la disponibilidad de venta de los países vecinos y la capacidad de transmisión. Así por ejemplo, si se venía importando de Panamá, al sufrir este país un fuerte aumento en la demanda interna, la disponibilidad para la venta se dificulta,, además de que la capacidad de intercambio es limitada. Es probable que se incrementen los intercambios una vez que entre en operación la línea SIEPAC.

Cuadro No. 3-17 PRODUCCIÓN, IMPORTACIÓN Y EXPORTACIÓN,

Y OFERTA DE ELECTRICIDAD SEGÚN AÑO, 1980-2010 (GWh)

Año Producción Importación Exportación Oferta

interna 1980 2 144 2 0 2 146 1985 2 768 1 60 2 709 1990 3 544 289 126 3 707 1995 4 841 179 151 4 869 2000 6 933 22 531 6 424 2001 6 940 128 379 6 689 2002 7 473 59 478 7 054 2003 7 784 194 273 7 705 2004 8 062 202 440 7 824 2005 8 260 81 70 8 271 2006 8 697 149 60 8 786 2007 9 050 203 40 9 213 2008 9 474 96 166 9 404 2009 9 290 151 134 9 307 2010 9 504 164 135 9257

Fuente: DSE, Serie de Balances Energéticos Nacionales

Las exportaciones de electricidad se iniciaron en 1982 con la venta de pequeñas cantidades a Nicaragua. De 1986 a la fecha se vienen realizando operaciones con Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua y Panamá, notándose un incremento


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sostenido que alcanzó en el año 2000 los 531 GWh, para luego reducirse aceleradamente después del 2004 hasta alcanzar un mínimo en 2007. Durante el 2008 y 2010 se incrementan levemente las exportaciones.

• Capacidad Instalada de Generación La capacidad instalada de generación eléctrica del SEN, a diciembre de 2010, alcanzó los 2 745,7 MW y en su mayor parte se encuentra en manos del ICE (78%), el porcentaje restante le pertenece un 8,5% a otras empresas distribuidoras, 7,4% (201.44 MW) a los generadores privados amparados en la Ley No. 7200 y un 6,3% a los BOT. La estructura de la capacidad instalada a diciembre de 2010 por tipo de planta se presenta en la Figura No. 3-8, desatacándose que la mayor capacidad instalada es hidroeléctrica con un 57%, seguida de la térmica con un 31%, la geotérmica con un 6% y la eólica y biomasa con un 6%.

Figura No. 3-8

Capacidad instalada de generación eléctrica a diciembre 2010

Fuente: ICE, Sistema de Información del SEN, diciembre 2010


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• Capacidad Instalada de Transmisión

Al finalizar el año 2010 la red de transporte la conforman 57 subestaciones, 47 de ellas de transmisión y 10 de distribución. La capacidad total de transformación era de 8 214 MVA aportados a través de 175 transformadores de transmisión (7 954 MVA) y 31 transformadores de distribución (261 MVA). En la Figura No.3-9, se muestra la evolución de la capacidad instalada durante la última década y en el recuadro de abajo se expone el detalle de la capacidad instalada, potencia y cantidad de transformadores.

Figura No. 3-9

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN, PERÍODO 2001-2010

Fuente: ICE, Centro Nacional de Planificación Eléctrica Proceso Estrategias de Inversión, Proceso Aseguramiento de la Calidad UEN-TE, COSTA RICA: SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL 2011- mayo 2011


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La potencia de transformación instalada es de 203 unidades totalizando 8 092 MVA, se cuenta con 112 transformadores reductores (3 761 MVA), 58 elevadores (2 584 MVA), 29 autotransformadores (1 667 MVA) y 4 reactores (80 MVAr). Estos últimos se ubican en las subestaciones Liberia, Miravalles, Corobicí y San Isidro.

• Líneas de transmisión Las líneas de transmisión de 138 y de 230 kilovoltios (kV) forman una red que atraviesa el territorio nacional desde la frontera norte hasta la frontera sur y de costa a costa, desde Moín en el Atlántico hasta Barranca en el Pacífico. La zona norte cuenta con importantes centros de generación de electricidad con una capacidad instalada cercana a 1 000 MW. El transporte de esta energía se realiza mediante tres líneas de 230 kV hacia el centro de carga del país. La demanda total del país ronda los 1 600 MW en la actualidad y la mayor concentración de demanda se da en la región del valle central. Se han adicionado importantes mejoras y ampliaciones a la red de transmisión del país entre ellas: la transformación en la línea de Moín - Río Macho que pasó de 138 a 230 kV lo que permitió incrementar la capacidad de transmisión desde la zona atlántica, pues esta línea se interconecta con Siquirres y la Angostura. Asimismo, la conexión de la línea Rio Macho - Este - San Miguel permitió completar el sistema de transmisión a nivel de 230 kV de frontera a frontera. De especial importancia es la línea LT Moín- Cahuita – LT Changuinola, que se extiende desde Moín hasta Sixaola y atraviesa la frontera hacia Panamá, esta nueva línea conocida como “El Anillo de la Amistad” entró en funcionamiento a finales del 2010 y se establece como un segundo punto de interconexión entre Costa Rica y Panamá. La nueva línea permite mejorar la calidad y la capacidad del servicio eléctrico para las comunidades de la zona atlántica. Esta línea tiene una longitud de 88 km. Finalmente, la nueva línea Liberia-Papagayo-Nuevo Colón ha permitido ampliar la capacidad del sistema de transmisión en esta área de la Península de Nicoya donde se ha generado una gran demanda de electricidad debido a la proliferación de complejos hoteleros y de recreación. En la Cuadro No.3-10, se muestra la ubicación geográfica del sistema de transmisión, tanto en las líneas como en subestaciones y plantas.


80

Figura No.3-10

Mapa con diagrama de transmisión y distribución, 2010


La evolución de las líneas de transmisión de 138 000 y 230 000 voltios durante los últimos diez años, se presenta en la siguiente figura. A diciembre del 2010 existen 75 circuitos de alta tensión: 36 de 230 kV con una longitud de 1 187 Km y 39 de 138 kV con una longitud de 726 Km, sumando en total 1 913 km.


81

Figura No. 3-11


• Capacidad Instalada de Distribución

En la distribución y comercialización de la energía eléctrica en Costa Rica participan ocho empresas, dos son empresas municipales, cuatro cooperativas de electrificación rural y dos empresas públicas pertenecientes al Grupo ICE, ellas son: 1. Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC) 2. Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH S.A.) 3. Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE) 4. Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos (COOPELESCA) 5. Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz (COOPEALFARORUIZ) 6. Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos (COOPESANTOS) 7. Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL) 8. ICE-Sector Electricidad: La UEN Servicio al Cliente es la encargada de llevar cabo éstas funciones dentro del ICE.


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• Clientes

El SEN poseía 1 464 676 clientes a diciembre del 2010 presentando un incremento de 2,8% durante el 2010, con respecto al 2009, y 34,4% desde el año 2001. En el siguiente cuadro se muestra la distribución de la cantidad de clientes entre estas ocho empresas. Del mismo se concluye que las tasas de crecimiento presentan una tendencia a disminuir, situación que resulta razonable, toda vez que la cobertura se incrementa y cada vez hay menos clientes a brindarle el servicio.

Cuadro No. 3- 18 Evolución de los clientes del SEN 2001-2010


• Consumo promedio de electricidad por cliente, según empresa A pesar de que el ICE es la empresa que tiene la mayor cobertura a nivel nacional, ocupa el cuarto lugar en el 2010 de los consumos promedios de electricidad por cliente, con 5 302 kWh/cliente-año, pues muchos de sus clientes se encuentran en zonas rurales donde el consumo es menos intensivo, debido al menor desarrollo económico, y a un menor grado de equipamiento en las residencias. El mismo comportamiento se refleja en casi todas las Cooperativas de electrificación rural que se ubican en los últimos lugares como son: COOPELESCA con 4 714 kWh/cliente-año, COOPEALFARO con 3 515 kWh/cliente-año y COOPESANTOS con 2929


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kwh/cliente-año. COOPEGUANACASTE en cambio presenta un consumo de 5 291 kWh/año, muy similar al del ICE. El primer lugar en consumo lo presenta ESPH S.A. con 7540 kWh/año, le sigue la CNFL con 6733 kWh/año y finalmente JASEC con un consumo de 6029 kWh/año. En la Figura No.3, se muestran estos consumos de electricidad por cliente, durante el 2010.

Figura No. 3-12

CONSUMO POR CLIENTE POR EMPRESA, 2010

Fuente: DSE, con información obtenida del ICE, Informe anual de las Variables relacionas con el consumo de Energía Eléctrica, 2010.

3.4.3.2 Subsector Hidrocarburos

• Refinación de Petróleo La refinería que posee RECOPE está ubicada en la provincia de Limón a 3,5 kilómetros del muelle petrolero de Moín. En 1997 se refinaron 669,6 miles de m³ de petróleo crudo (4,4 millones de barriles); entre 1998 y el 2000 no hubo refinación por la implementación de la I Fase del proyecto “Ampliación y Modernización de la Refinería Moín”. Mediante el proceso de “revamping” o renovación, se aumentó su capacidad de refinación a 3 975 m³ (25 000 barriles) diarios de crudos livianos y 190,8 m³ (1 200 barriles) diarios de crudos pesados, no obstante, actualmente la refinería cae dentro de la categoría de “topping” es decir, se obtienen solamente naftas pesadas y diesel

2929

3515

4714

5291

5302

6029

6733

7540

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

CPESANTOS

CPEALFARO

CPELESCA

CPEGUANA

ICE

JASEC

CNFL

ESPH

kWh/cliente-año


84

con un alto contenido de azufre, al faltarle algunas unidades que completan los procesos. El objetivo final es aumentar la capacidad de la refinería hasta 9 540 m³ (60 000 barriles) diarios en función de la demanda nacional de derivados del petróleo y así obtener productos que cumplan con todas las especificaciones internacionales ambientales y de calidad, mediante la construcción de la II Fase del proyecto “Ampliación y Modernización de la Refinería”, en la que se llegaría a operar con una refinería tipo “complex”. En la actualidad RECOPE, en asocio con SORESCO, empresa mixta constituida a partes iguales entre RECOPE y China National Petroleum (CNPC), están evaluando los resultados del estudio de factibilidad realizado con el objeto de construir una refinería de 60 mil barriles con alta capacidad de conversión, que entraría en operación a principios del 2015.

• Exportación Las exportaciones se refieren principalmente, a las ventas de IFO’s a los barcos, diesel y av-gas. Anteriormente se contabilizaban las ventas de jet fuel en los aeropuertos internacionales como ventas al extranjero , pero actualmente se valoran como ventas domésticas. Hasta la fecha el IFO-380 es el producto más importante de exportación, por su frecuencia anual, situación similar la presenta el Diesel Oil.

• Distribución Poliducto Costa Rica posee el único sistema de transporte por poliductos de la región. RECOPE, cuenta con una red de poliductos en acero al carbono, que por su definición es el sistema más seguro, confiable y económico para el transporte y trasiego de hidrocarburos, siendo además armónico con el medio ambiente. RECOPE desde el año 1967, inicio con esta eficiente forma de transportar productos limpios con la instalación de un ducto de 150mm de diámetro en acero al carbono. Continuando con esta visión pionera RECOPE, ha renovado, ampliado y mejorado la red del poliducto constantemente con la última tecnología de punta, según las necesidades de consumo de Costa Rica. Es así que desde el año 2008, se encuentra operando una nueva tubería de 300 mm para satisfacer los requerimientos de combustible que el país requiere para su desarrollo social y económico, de manera oportuna. La red de poliductos se extiende de costa a costa, minimizado el tráfico de camiones cisternas por las carreteras nacionales. Esta red cumple con los más altos estándares internacionales de: diseño, construcción, operación y mantenimiento.


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El poliducto consiste en un sistema de tuberías primarias, con un diámetro nominal de 300 y 150 mm (12 y 6 pulgadas) que abarca más de 542 kilómetros, desde Moín en el Caribe hasta Barranca de Puntarenas en el Pacífico. Se compone de siete líneas, las dos primeras van paralelas desde Moín hasta El Alto de Ochomogo en Cartago y son denominadas Línea #1 y Línea #2. La #1 entró en funcionamiento en setiembre de 1967 y la #2 en diciembre de 1977; ambas con una longitud de 120 km cada una. La línea #3 va de El Alto hasta La Garita, con una longitud de 47 km y un diámetro de 150mm, la línea #4 se extiende de La Garita hasta Barranca, con una distancia de 60 km y con un diámetro de 150mm. La línea #5 corresponde al tramo de La Garita al Aeropuerto Internacional Juan Santamaría, con una distancia de 11 km y el diámetro de 100 mm, la línea # 6 se extiende desde Limón al Alto, con una distancia de 129 km y un diámetro de 300 mm y finalmente la # 7 que va de El Alto a La Garita, con una longitud de 48 km y un diámetro de 300 mm. También cuenta RECOPE con líneas de distribución, la línea D1 que trasiega producto limpio va de Limón a plantas de generación eléctrica del ICE, , con una distancia de 1,5 km y un diámetro de 150mm. La D2 es otra línea que corre paralelamente a la anterior, posee el mismo diámetro pero trasiega bunker. La línea D3 corresponde a una línea de derivación que va desde el colegio Castella hasta la planta de generación térmica del ICE, en San Antonio, con una distancia de 3,5 km y un diámetro de 150 mm y finalmente la línea D4 que va desde el Plantel de Barranca a la planta térmica Garabito del ICE, e trasiega producto limpio y tiene una distancia de 0,5 km con un diámetro de 150mm. En el Cuadro No. 3-19, se consignan las principales características del poliducto, comentadas anteriormente.

RECOPE, dentro de sus proyectos de inversión se encuentra en una evaluación continua, en procura de ampliar esta red de transporte de hidrocarburos por tubería, para atender las futuras necesidades de consumo de nuestro país. El poliducto de 542 km permite satisfacer las necesidades de transporte de combustibles limpios (gasolinas, diesel, queroseno y Jet Fuel) desde la costa Caribeña, donde se encuentra el muelle petrolero hasta la costa Pacífica. Cerca del 80% de las ventas de RECOPE se trasiegan por esta tubería con capacidad de 3,9 millones de m3/año que permitirá satisfacer los requerimientos de demanda al menos hasta el año 2025. (ver Figura No. 3-13).


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Cuadro No. 3-19

RESUMEN DE RED DE POLIDUCTOS

NOMBRE

UBICACIÓN

LONGITUD

(km)

DIÁMETRO

CAPACIDAD DE BOMBEO

(mm) (pul.) (m3/hr)

Línea 1 Limón - El Alto 120 150 6 100 Línea 2 Limón - El Alto 120 150 6 100 Línea 3 El Alto - La Garita 47 150 6 130 Línea 4 La Garita - Barranca 60 150 6 120 Línea 5 La Garita - AIJS 11 100 4 70 Línea 6 Limón - El Alto 129 300 12 500 Línea 7 El Alto - La Garita 48 300 12 500

Línea D1 Limón - ICE Producto Limpio 1,5 150 6 125

Línea D2 Limón - ICE Bunker 1,5 150 6 130

Línea D3 Castella - ICE San Antonio 3,5 150 6 140

Línea D4 Barranca - ICE Producto Limpio 0,5 150 6 100

TOTAL 542 Fuente: RECOPE S.A. (www.recope.go.cr/nuestra_actividad/sistema_petroleo)

Figura No. 3-13

RECOPE S.A.: LOCALIZACIÓN DE LAS LINEAS DEL POLIDUCTO

Fuente: RECOPE S.A. (www.recope.go.cr/nuestra_actividad/sistema_petroleo/etapa3)


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Almacenamiento de hidrocarburos El almacenamiento de hidrocarburos se encuentra localizado fundamentalmente en los diferentes planteles de RECOPE, siendo esta actividad, una de las más importantes dentro de su infraestructura. La capacidad total de almacenamiento para el 2010 alcanzó 556 964 m3 según se muestra en el Cuadro No. 3-8, distribuida en el territorio nacional en 5 planteles, siendo Moín (Limón) el de mayor capacidad con 350 489 m3, seguido por El Alto (Cartago) con 97 031 m3, La Garita (Alajuela) con 71 952 m3, Barranca (Puntarenas) con 36 600 m3, Aeropuerto Juan Santamaría (Alajuela) con 509 m3 y el Aeropuerto Daniel Oduber con 383 m3, También es importante la separación entre almacenamiento de crudo y derivados de petróleo. El primer se concentra en instalaciones portuarias y en refinería en Moín y representa el 15,3% de la capacidad total, los derivados se pueden almacenar en puertos, refinerías, planteles, industrias y aeropuertos. La capacidad de almacenamiento de diesel es la más importante con el 32%, seguido de la gasolina regular (16%), la gasolina súper (8,4%), el Fuel Oil (8,3%), el Jet Fuel (5,4%), las naftas (5,7%) y el asfalto (2,6%), esta información aparece en el Cuadro No.3-20. El ICE, para la generación de electricidad en sus siete plantas térmicas, cuenta con una capacidad total de almacenamiento de diesel y fuel oil de 70 442 m³. En cuanto a las ventas por plantel, se muestra el Cuadro No. 3-21, como se puede observar el plantel La Garita realizó las mayores ventas en el 2010 en términos de volumen. El plantel que presenta el mayor crecimiento entre los años 2000 y 2010, es el Plantel Liberia con una tac. del 19%, tasa alta debido a que está atendiendo un nuevo mercado asociado al desarrollo turístico y al nuevo aeropuerto Daniel Oduber en Liberia. Le sigue en crecimiento el platel La Garita con una tac del 3,26%, Barranca presenta una tasa del 3,41, El Alto con 2,64%, el Aeropuerto Juan Santamaría con el 2,45% y finalmente con un 0,85% Moín. En términos generales, la tasa anual acumulativa de crecimiento de ventas en este período fue del 2,5%.


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Cuadro No 3-20

CAPACIDAD NETA DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

SEGÚN PRODUCTO POR PLANTEL, 2010 (m3)

PRODUCTO EL ALTO

LA GARITA BARRANCA A.I.J.S* A.D.O** MOIN TOTAL

Alcohol 3.843 85 3.558 7.486 Asfalto 4.778 9.425 14.203 Crudo liviano 69.452 69.452 Crudo pesado 15.525 15.525 Diesel oil 47.955 25.656 28.871 75.643 178.125 Diesel pesado 1.857 1.857 Emulsión asfáltica 292 9.425 9.717 Fuel oil 4.501 41.480 45.981 GLP intermedio 10.141 10.141 Gasolina de avión 1.096 21 3.787 4.904 Gasolina regular/plus91 21.101 20.468 4.405 42.879 88.853 Gasolina súper 14.482 9.851 3.239 19.146 46.718 Ifo-380 7.653 7.653 Jet fuel a-1 14.197 509 362 14.779 29.847 Kerosene 79 684 1.625 2.388 Mtbe 3.662 3.662 Naftas 20.452 20.452 SUBTOTALES 97.031 71.952 36.600 509 383 350.489 556.964

*Aeropuerto Internacional Juan Santamaría ** Aeropuerto Daniel Oduber Fuente: DSE: Sistema de Información Energético Nacional-SIEN, con información suministrada por RECOPE.


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Cuadro No. 3-21

COSTA RICA: VENTAS POR PLANTEL 2000-2010 (m3)

Año MOIN EL ALTO GARITA BARRANCA A.I.J.S LIBERIA TOTAL 2000 633.382 591.650 581.547 265.349 131.899 5.169 2.208.996 2001 641.602 578.509 615.535 292.284 122.974 5.759 2.256.663 2002 737.543 609.791 655.251 289.075 121.043 9.613 2.422.316 2003 691.526 617.872 650.434 286.957 127.446 7.935 2.382.170 2004 654.474 700.502 597.843 305.471 163.832 15.686 2.437.808 2005 676.747 716.466 593.746 318.558 205.035 19.370 2.529.922 2006 779.172 734.028 634.238 355.684 192.646 27.887 2.723.655 2007 870.697 748.105 704.849 394.600 183.446 25.588 2.927.285 2008 790.632 711.052 803.579 401.165 191.112 27.389 2.924.930 2009 781.970 704.866 824.176 372.412 166.867 24.763 2.875.054 2010 689.393 767.767 801.795 370.924 167.958 29.315 2.827.152 tac 0,85% 2,64% 3,26% 3,41% 2,45% 18,95% 2,50%

Fuente: RECOPE. Dirección del Servicio al Cliente. Depto. De Mercadeo Nota: Plantel MOIN incluye venta aeropuerto Limón

Distribución de combustibles. La cadena de actividades del Sistema Nacional de Combustibles, está compuesto por la importación de petróleo y sus derivados, el proceso de refinación, almacenamiento y distribución, ventas a granel y finalmente las ventas al consumidor final. RECOPE S. A. es el actor dominante, que administra el Monopolio del Estado en la importación de petróleo y derivados, su refinación y venta a granel. Además RECOPE cuenta con planteles de almacenamiento y de distribución donde realiza las ventas a granel a sus clientes. La cadena de distribución se completa mediante las ventas al consumidor final, en la cual RECOPE no participa. Tanto el crudo liviano y pesado, como la mayoría de los productos terminados, arriban al Puerto de Moín e inicialmente son almacenados en el Plantel Moín. Una parte, se vende en el sitio para cubrir la demanda de la Zona Caribe y el resto se transporta hacia los otros planteles de RECOPE, ubicados en El Alto de Ochomogo, La Garita y Barranca. También se trasiegan pequeñas cantidades de producto hacia otros puntos de venta, ubicados en el Aeropuerto Internacional Juan Santamaría, el Aeropuerto


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Daniel Oduber Quirós en Liberia y el Aeropuerto de Limón. El transporte de productos se realiza a través de las líneas del poliducto y en camiones cisterna. Existen varias figuras de clientes en RECOPE:

• El comprador directo sin punto fijo llamado peddler que compra directamente a RECOPE y revende el producto a uno o varios clientes.

• El comprador directo/gran consumidor que generalmente es una empresa que adquiere el producto para su autoconsumo.

• El comprador directo/comercializador de punto fijo, que son las gasolineras y gaseras.

Las gaseras distribuyen el producto por varios canales; directamente al consumidor grande, a distribuidores o detallistas independientes (lo embasan para la venta) y a las estaciones de servicio que almacenan el gas en dispensadores para venderlo a usuarios de vehículos a gas. En el mercado nacional existen tres empresas envasadoras de gas licuado de petróleo. Actualmente el país cuenta con 3369

estaciones de servicio, que son las que venden el producto a los clientes finales.

Para transportar los hidrocarburos desde los planteles de distribución de RECOPE a las estaciones de servicio, se cuenta con 566 camiones cisternas, estos a su vez prestan el servicio de transporte de este tipo de productos a los clientes directos de RECOPE, que por lo general son altos consumidores. La Figura Nº 3-14, esquematiza el sistema de trasiego y distribución de combustibles de RECOPE, según su estado actual. El poliducto, desempeña un papel fundamental en el trasiego y distribución de combustibles y desde la puesta en operación de las líneas 6 y 7, se han suprimido casi por completo todas las transferencias de productos limpios desde Moín hacia los otros planteles mediante la utilización de camiones cisternas; a excepción de las transferencias de Av. Gas desde Limón hacia La Garita y Liberia y de etanol desde El Alto a Barranca. El Av. Gas no se trasiega por poliducto, al menos hasta La Garita, porque el tamaño de los lotes de bombeo es muy pequeño y las pérdidas del producto en las interfaces de los baches de bombeo son grandes, situación que también se presenta con el etanol. 9 ARESEP. Dirección de Servicios de Energía.


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Figura No. 3-14

Costa Rica: Infraestructura del Sistema Nacional de Combustibles (SNC)

Como aún no existe un poliducto que conecte el plantel Barranca con Liberia, el Jet Fuel y el Av. Gas que se expenden en el Aeropuerto Daniel Oduber Quirós, forzosamente deben transportarse en cisternas desde La Garita el Av. gas y desde Barranca el Jet Fuel.


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Los productos como bunker y asfalto, no pueden ser transportados por el poliducto debido a su alta viscosidad, lo cual produce altos costos de transporte, emisiones de CO2 y añade presión a la red vial. La construcción de la Terminal Pacífico facultaría la importación de estos productos por la Costa Pacífica, con lo cual se reducirían los problemas mencionados. En el futuro deberán analizarse las posibilidades del transporte de productos por tren así como la extensión de las líneas del poliducto de Barranca hacia Liberia. 3.4.3.3 Otras Fuentes • Infraestructura para etanol anhidro La producción de alcohol en Costa Rica se realiza en tres unidades de producción, dos plantas destiladoras ubicadas en el área de Guanacaste (Ingenio Taboga y Central Azucarera del Tempisque S. A.) y la planta de deshidratación y rectificación de la Liga Agrícola Industrial de la Caña (LAICA) ubicada en Punta Morales, Puntarenas. Esta última tiene una capacidad de 620 000 litros por día para deshidratar y rectificar alcohol. El proceso de deshidratación y rectificación lo realiza importando alcohol hidratado de baja calidad procedente de: Brasil, Italia, España, Francia y Portugal. Para el período 2007-2008 LAICA exportó 39.864.223 galones de alcohol anhidro (150.886.084 litros), según consta en el Informe Estadístico de 2007-2008. Según el Cuadro No.3-15 la capacidad de producción de etanol en litros/día por empresa para el 2010 es la siguiente: en el caso de CATSA 240 000 litros/día, LAICA como se indicó es de 620 000 litros/día y Taboga 300 000 litros/día, para una capacidad total de producción de 1 160 000 litros/día, siendo LAICA la de mayor capacidad. 3.7. Consumo de Energía En el Cuadro No. 3-22 se presentan las principales fuentes energéticas consumidas en Costa Rica desde 1990 al 2010. Cabe señalar que el consumo bruto de energía se multiplicó por 2,31 durante ese período, particularmente, el consumo de electricidad aumentó 2,59 veces y el de derivados de petróleo 2,46 veces. Durante el 2010 el consumo de energía final ascendió a 155 253 TJ, de los cuales la mayor parte corresponde a derivados de petróleo, con un poco más de la mitad de participación. En la Figura No. 3-15 se puede observar con mayor claridad la distribución de las fuentes energéticas.


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Cuadro No. 3-22

COSTA RICA: CONSUMO FINAL DE ENERGÍA, 1990-2010 (en Terajulios)

AÑO

LEÑA Res. Vegetales Electricidad Der. Petróleo Otros (*) Total

Total % Total % Total % Total % Total % 1990 12 587 18,8 6 793 10,1 11 888 17,7 35 787 53,4 10 0,0 67 065 1995 10 502 12,0 8 775 10,0 15 626 17,8 52 760 61,7 8 0,0 87 671 1996 10 556 11,7 9 336 10,4 15 995 17,8 53 694 60,8 322 0,0 89 903 1997 10 646 11,4 8 848 9,5 16 911 18,2 56 640 62,1 17 0,0 93 062 1998 10 737 10,6 9 906 9,8 18 403 18,1 62 399 62,8 22 0,0 101 467 1999 10 831 10,1 10 065 9,4 19 567 18,3 66 588 64,3 19 0,0 107 070 2000 10 928 10,0 9 702 8,9 20 711 19,0 67 375 64,4 23 0,0 108 739 2001 11 026 9,9 9 819 8,8 21 691 19,5 67 439 62,3 1 305 1,2 111 280 2002 11 944 10,4 9 252 8,1 22 859 19,9 70 037 62,6 778 0,6 114 870 2003 12 952 10,7 9 771 8,1 24 148 19,9 71 373 61,0 3 000 2,5 121 244 2004 14 060 11,0 10 986 8,6 25 201 19,8 75 451 61,3 1 675 1,3 127 373 2005 15 186 11,3 11 407 8,5 26 491 19,8 79 291 59,2 1 619 1,2 133 995 2006 17 720 12,5 11 673 8,3 28 118 19,9 82 117 58,1 1 818 1,3 141 445 2007 19 626 12,5 16 273 10,4 29 621 18,9 87 521 55,9 3 590 2,3 156 632 2008 20 853 13,2 15 264 9,6 30 268 19,1 88 383 55,8 3 582 2,3 158 350 2009 15 772 10,2 17 247 11,2 29 851 19,4 87 867 57,1 3 141 2,0 153 878 2010 15 867 10,2 17 094 11,0 30 826 19,9 88 335 56,9 3 130 2,0 155 253

Fuente: Balances Nacionales de Energía.

Nota (*) Otros: corresponde al coque, carbón mineral, carbón de leña y alcohol.


94

Figura No. 3-15

Consumo de energía final por fuente, 2010

Fuente: DSE. Balances Nacional de Energía.2010. La demanda de energía en el país creció a una tasa de 4,3% anual durante el periodo 1990-2010; evidenciándose un fuerte incremento del consumo de energía en los años anteriores a 2007 producto de una aceleración en la actividad económica, en contraste con una escasa inversión en infraestructura de transporte que propició un alto consumo de hidrocarburos, situación que se describirá más adelante. En el 2009 se presenta un decrecimiento como consecuencia de la recesión económica que experimentó el país, a raíz de la crisis económica mundial. El crecimiento del consumo de electricidad ha sido sostenido, debido a la alta electrificación de zonas residenciales, donde los clientes han aumentado su equipamiento eléctrico, y también por el aumento en el consumo del sector industrial. En la figura siguiente se muestra la evolución del consumo de energía final durante 1990 al 2010.

LEÑA, 15867, 10%

Res Veg , 17094, 11%

Elect, 30826, 20% Der Pet,

88335, 57%

Otros, 3130, 2%

Consumo final en 2010, 155 253 TJ


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Figura No. 3-16

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA SEGÚN PRINCIPALES FUENTES, 1995-2010

Fuente: Costa Rica: Balances Nacionales de Energía. Los hidrocarburos no sólo tienen el mayor consumo de fuentes de energía, sino que presentan los incrementos más acelerados; la electricidad por su parte, también ha mostrado una importante evolución en años recientes. En lo que respecta a la leña, se destaca que el sector residencial está abandonando su consumo, pero se han encontrado nuevos usos en la industria y el comercio, lo mismo sucede con la categoría denominada “residuos vegetales” donde sobresalen el bagazo y la cascarilla de café. Los residuos vegetales que se derivan del consumo de bagazo en la industria cañera se mantienen en forma creciente pero con una participación estable. Por su parte, el consumo de otros energéticos como coque, alcohol y carbón de leña ha sido totalmente marginal. Históricamente sobresale el alto consumo relativo de combustibles el cual mostró una tendencia al alza durante los años ochenta y noventa hasta lograr su máximo en 2000 (64,4%), a partir de allí se ha dado una merma del consumo total, llegando al 56,9% en el 2010. Este consumo se explica por incremento del parque automotor, la frecuencia de los viajes y la congestión vial, así como un subdesarrollo del transporte público urbano y de carga por ferrocarril referente al comercio exterior. En la sección dedicada al transporte, se señalarán algunas consideraciones sobre la materia.

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000

100000

Tera

julio

s

LEÑA Res.Vegetales Electricidad Der.Petróleo


96

En el Cuadro 3-23 se observa que los principales energéticos (gasolina regular, súper y diesel) representaron en promedio el 74% de la demanda total de combustibles fósiles durante el período 1990-2010. Es destacable que durante los años noventa probablemente a raíz de los bajos precios del petróleo se dio un incremento de la participación relativa de la gasolina (especialmente súper) fenómeno que se ha revertido en años recientes. Hacia finales de los noventa, la gasolina súper había ganado una importante participación de mercado, la cual cayó al presentar precios relativos más altos frente a la gasolina plus 91.

Otras tendencias de interés son: la disminución relativa del fuel oil, el aumento reciente de la participación del jet fuel por el incremento de vuelos internacionales y un tímido aumento en el consumo de GLP por mejores precios con respecto a la electricidad. En la Figura 3-17, se puede observar la tendencia a la “dieselización” del país, fenómeno presente en prácticamente todos los países de América Latina, en los últimos años. También se percibe una caída en el consumo de gasolina súper, a raíz del aumento sostenido de los precios desde 1999 cuando inició la escalada de precios.

Figura 3-17

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES, 1990-2010

Fuente: Balances Nacionales de Energía.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

TERA

JULI

OS

Gasolina Regular Gasolina Súper Diesel Jet-Fuel


97

Cuadro No. 3-23

COSTA RICA: CONSUMO FINAL DE DERIVADOS DE PETRÓLEO, 1990-2010 (en porcentajes de participación)

Año Gasolina Plus 91 % Gasolina

Súper % Diesel % Jet-Fuel % Bunker % LPG % Otros* %

1990 8.363 22,8% 1.220 3,3% 16.318 44,5% 1.996 5,4% 6.523 17,8% 1.190 3,2% 1.028 2,8% 1991 9.171 24,5% 804 2,1% 16.883 45,1% 2.158 5,8% 6.200 16,6% 1.192 3,2% 1.015 2,7% 1992 10.580 25,1% 1.411 3,3% 18.118 43,0% 2.884 6,8% 6.837 16,2% 1.286 3,1% 997 2,4% 1993 11.220 23,9% 3.131 6,7% 19.245 41,0% 3.487 7,4% 7.387 15,7% 1.371 2,9% 1.150 2,4% 1994 11.374 22,2% 5.701 11,1% 20.547 40,0% 3.517 6,9% 7.130 13,9% 1.605 3,1% 1.436 2,8% 1995 11.105 20,6% 7.515 13,9% 21.028 39,0% 3.723 6,9% 7.310 13,6% 1.861 3,5% 1.380 2,6% 1996 10.536 19,3% 8.735 16,0% 21.750 39,9% 3.505 6,4% 6.812 12,5% 2.127 3,9% 1.013 1,9% 1997 10.553 18,3% 9.207 16,0% 23.026 39,9% 3.730 6,5% 7.533 13,1% 2.318 4,0% 1.302 2,3% 1998 10.549 16,6% 11.646 18,3% 24.810 39,0% 4.402 6,9% 8.029 12,6% 2.659 4,2% 1.448 2,3% 1999 11.193 16,3% 12.818 18,7% 26.239 38,2% 4.394 6,4% 8.381 12,2% 3.191 4,6% 2.490 3,6% 2000 14.310 20,5% 10.089 14,4% 26.290 37,6% 4.277 6,1% 8.525 12,2% 3.458 4,9% 2.940 4,2% 2001 15.683 22,6% 10.029 14,5% 26.966 38,9% 3.799 5,5% 7.018 10,1% 3.583 5,2% 2.185 3,2% 2002 16.167 22,5% 11.265 15,7% 28.649 39,9% 4.014 5,6% 5.683 7,9% 3.898 5,4% 2.153 3,0% 2003 16.053 21,8% 11.331 15,4% 29.025 39,3% 4.865 6,6% 5.606 7,6% 4.125 5,6% 2.800 3,8% 2004 16.537 21,2% 11.253 14,4% 30.501 39,1% 6.618 8,5% 5.782 7,4% 4.414 5,7% 2.849 3,7% 2005 17.589 22,1% 9.622 12,1% 32.100 40,4% 8.081 10,2% 6.203 7,8% 4.518 5,7% 1.339 1,7% 2006 18.640 22,4% 8.702 10,5% 34.626 41,7% 7.930 9,5% 6.951 8,4% 4.616 5,6% 1.568 1,9% 2007 19.431 21,9% 9.234 10,4% 37.578 42,3% 7.618 8,6% 7.315 8,2% 5.021 5,7% 2.560 2,9% 2008 19.066 19,7% 10.266 10,6% 45.323 46,9% 8.001 8,3% 6.586 6,8% 4.948 5,1% 2.351 2,4% 2009 18.875 21,1% 11.585 13,0% 38.207 42,7% 7.054 7,9% 5.734 6,4% 4.994 5,6% 2.983 3,3% 2010 19.139 21,7% 12.426 14,1% 37.367 42,3% 7.271 8,2% 5.038 5,7% 5.404 6,1% 1.633 1,8%

Fuente: Balances Nacionales de Energía. Nota: (*) Corresponde a otros derivados de petróleo de baja participación.


98

3.7.1. Consumo Total por Sectores Los sectores socioeconómicos que presentan consumos de energía son: Transporte, Industrial, Residencial, Comercio y Servicios, Público, Agropecuario, Construcción y Otros. El sector transporte es el principal consumidor, siendo responsable del 46% del consumo total del país, seguido por el sector industrial con un 25%, sector residencial con un 17% y los restantes sectores: comercio y servicios, público y otros, consumen el restante 6%. En la Figura No. 3-16 se muestra esta información. Se puede observar que a partir de 1995, el transporte es el responsable de casi la mitad de la demanda de energía total, cerca del 45%. En el caso del sector industrial su participación disminuye con el tiempo no solo por el incremento en el sector transporte, sino por la evolución que se ha venido dando hacia industrias menos intensivas en energía y la reconversión que han sufrido a fin de lograr mayor competitividad en el mercado mundial. El sector residencial, muestra una reducción en su participación, mientras que los sectores comercial y servicios, presentan un incremento y el público permanece estable, tal y como se puede observar en el Cuadro No. 3-24.

Figura No. 3-16

COSTA RICA: CONSUMO NETO TOTAL DE ENERGÍA POR SECTORES, 2010

Fuente: Balances Energético Nacional, 2010.

Transporte, 70319, 46%

Industrial 38813, 25%

Residencial, 25260, 17%

Comercio y Ser, 9619,

6%

Publico, 3908,

3%

Agro, 2941,

2%

Otros, 941, 1%


99

Cuadro No. 3-24

COSTA RICA: CONSUMO NETO TOTAL DE ENERGÍA POR SECTORES, 1990-2010

(en terajulios y porcentajes)

Año Transportes % Industrial % Residencial % Comer y Servic % Público % Agro

pecua % Const y Otros % Total

1990 25.074 37,4% 19.323 28,8% 16.431 24,5% 2.824 4,2% 1.477 2,2% 1.733 2,6% 209 0,3% 67.071 1991 25.914 38,2% 19.793 29,2% 15.711 23,2% 2.983 4,4% 1.461 2,2% 1.794 2,6% 196 0,3% 67.853 1992 29.754 40,5% 21.868 29,8% 14.965 20,4% 3.157 4,3% 1.536 2,1% 1.939 2,6% 205 0,3% 73.424 1993 33.603 43,0% 22.875 29,3% 14.517 18,6% 3.269 4,2% 1.645 2,1% 2.038 2,6% 226 0,3% 78.173 1994 37.584 45,0% 23.154 27,7% 15.115 18,1% 3.535 4,2% 1.672 2,0% 2.156 2,6% 277 0,3% 83.494 1995 39.757 45,3% 24.444 27,9% 15.471 17,6% 3.754 4,3% 1.723 2,0% 2.292 2,6% 229 0,3% 87.671 1996 40.665 45,2% 24.795 27,6% 15.946 17,7% 4.099 4,6% 1.816 2,0% 2.365 2,6% 217 0,2% 89.903 1997 42.223 45,4% 25.201 27,1% 16.475 17,7% 4.493 4,8% 1.950 2,1% 2.491 2,7% 230 0,2% 93.062 1998 46.889 46,2% 27.224 26,8% 17.268 17,0% 5.040 5,0% 2.126 2,1% 2.637 2,6% 284 0,3% 101.467 1999 49.703 46,4% 28.296 26,4% 17.944 16,8% 5.658 5,3% 2.324 2,2% 2.781 2,6% 365 0,3% 107.070 2000 49.602 45,6% 28.676 26,4% 18.691 17,2% 6.139 5,6% 2.385 2,2% 2.824 2,6% 422 0,4% 108.739 2001 50.876 45,7% 28.886 26,0% 19.388 17,4% 6.359 5,7% 2.458 2,2% 2.880 2,6% 432 0,4% 111.280 2002 54.489 47,4% 27.098 23,6% 20.697 18,0% 6.608 5,8% 2.559 2,2% 3.035 2,6% 385 0,3% 114.870 2003 55.719 46,0% 29.967 24,7% 22.152 18,3% 7.133 5,9% 2.770 2,3% 3.098 2,6% 406 0,3% 121.244 2004 59.090 46,4% 30.824 24,2% 23.596 18,5% 7.059 5,5% 2.998 2,4% 3.145 2,5% 661 0,5% 127.373 2005 60.326 45,6% 32.377 24,5% 25.170 19,0% 7.168 5,4% 3.139 2,4% 3.326 2,5% 906 0,7% 132.414 2006 62.919 44,8% 35.389 25,2% 26.954 19,2% 7.360 5,2% 3.339 2,4% 3.453 2,5% 1.010 0,7% 140.422 2007 66.201 44,5% 37.296 25,1% 28.850 19,4% 8.092 5,4% 3.573 2,4% 3.631 2,4% 1.137 0,8% 148.779 2008 68.441 43,8% 41.662 26,6% 28.884 18,5% 9.107 5,8% 3.783 2,4% 2.898 1,9% 1.632 1,0% 156.406 2009 68.277 45,8% 38.399 25,7% 25.022 16,8% 9.048 6,1% 3.669 2,5% 2.869 1,9% 1.866 1,3% 149.150 2010 70.319 46,3% 38.813 25,6% 25.260 16,6% 9.619 6,3% 3.908 2,6% 2.941 1,9% 941 0,6% 151.801

Fuente: Memoria Estadística del Sector Energía y Balances Energéticos Nacionales


100

3.7.2. Usos de la Energía En el Cuadro No. 3-25 se muestra el detalle en el consumo por fuente de energía para los sectores residencial, servicios, comercial y público, de manera agregada. Para el año 2010 estos sectores consumieron en forma conjunta 38 726 TJ que representan un 24,7% del consumo nacional; con una participación en el consumo por sectores de: residencial 65,1%, comercial 9%, servicios 15,8 y público 9,0%. Claramente se puede observar que el consumo de energía de estos sectores recae en las residencias y los servicios, aunque hay que indicar que el sector público ha venido sufriendo ajustes metodológicos en los últimos BEN. La leña y la electricidad son los energéticos de mayor consumo en este grupo de sectores combinados, representando un 30,9% y 59,1%, respectivamente, le siguen el GLP con un 7% y otros energéticos con 3%; esta situación se puede apreciar en la Figura No. 3- 17.

Cuadro No 3-25

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR RESIDENCIAL, SERVICIOS COMERCIAL Y PÚBLICO POR FUENTE ENERGÉTICA

1965-2010 (en Terajulios)

Año Leña Electricidad G.L.P. Otros (*) TOTAL Total % Total % Total % Total %

1990 10 015 48,3 8 546 41,2 913 4,4 1 258 6,1 20 732 1995 7 510 35,8 10 842 51,8 1 345 6,4 1 252 6,0 20 949 1996 7 592 34,7 11 342 51,9 1 549 7,1 1 378 6,3 21 861 1997 7 710 33,6 12 024 52,5 1 697 7,4 1 487 6,5 22 918 1998 7 828 34,9 13 058 58,2 2 007 8,9 1 541 6,3 24 434 1999 7 949 30,7 13 803 53,2 2 428 9,4 1 746 6,7 25 926 2000 8 072 29,7 14 660 53,9 2 521 9,3 1 962 7,2 27 215 2001 8 198 29,1 15 348 54,4 2 611 9,3 2 048 7,3 28 205 2002 9 142 30,6 16 107 53,9 2 888 9,7 1 727 5,8 29 864 2003 10 177 31,7 17 212 53,7 2 980 9,3 1 685 5,3 32 054 2004 11 310 33,6 18 187 54,0 2 767 8,2 1 389 4,1 33 653 2005 12 552 35,4 19 038 53,7 2 667 7,5 1 220 3,4 35 477 2006 13 914 37,0 20 097 53,4 2 548 6,8 1 089 2,9 37 649 2007 15 360 38,1 21 213 52,6 2 640 6,6 1 081 2,7 40 293 2008 16 014 38,3 22 019 52,6 2 688 6,4 1 104 2,6 41 825 2009 11 934 31,6 22 230 58,9 2 552 6,8 1 023 2,7 37 739 2010 11 957 30,9 22 898 59,1 2 786 7,2 1 085 2,8 38 726

Fuente: Preparado con base a los BEN y Memoria Estadística del Sector Energía Notas: Incluye fuel oil, diesel, gasolinas regular, queroseno y carbón de leña.


101

La leña es consumida casi totalmente en el sector residencial y la electricidad en un 53,7% por parte del sector residencial y un 17,3% en el sector servicios. Dado que estos sectores tienen características de consumo particular en cuanto a tipo de energéticos y usos principales, a continuación se presenta una breve explicación con base en las encuestas de consumo energético.

Figura No. 3- 17

Sectores Residencial, Servicios, Comercial y Público Estructura de consumo por fuente energética, 2010.

Fuente: Preparado con base a los BEN y Memoria Estadística del Sector Energía

• Sector Residencial Para lograr una mejor comprensión, a continuación se procederá a analizar detalladamente el consumo en el sector residencial, identificando las fuentes energéticas que se consumieron con mayor intensidad durante el 2010 y que corresponden a la electricidad con un 48% y la leña 44%. Como se apreciar en la Figura No. 3-18.

Leña, 11957, 31%

Electricidad, 22898, 59%

GLP, 2786, 7%

Otros, 1085, 3%


102

Figura No. 3-18

Sector Residencial consumo por fuente energética, 2010

Fuente: Preparado con base a los BEN y Memoria Estadística del Sector Energía.

Cuadro No. 3-26

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN SECTOR RESIDENCIAL

(en Terajulios)

Año Leña Electricidad GLP OTROS Total 1990 9 837 5 618 584 392 16 431

1995 7 392 7 074 839 166 15 471

1996 7 488 7 353 961 145 15 946 1997 7 586 7 629 1 100 161 16 475 1998 7 684 8 189 1 259 144 17 268 1999 7 784 8 568 1 441 151 17 944 2000 7 885 9 029 1 649 128 18 691 2001 7 988 9 397 1 888 116 19 388 2002 8 816 9 795 1 965 121 20 697 2003 9 731 10 279 2 046 96 22 152 2004 10 740 10 627 2 130 98 23 596 2005 11 854 11 012 1 870 85 24 822 2006 13 084 11 465 1 762 93 26 405 2007 14 387 11 824 1 826 105 28 142 2008 14 887 12 044 1 863 132 28 926 2009 11 065 11 928 1 904 125 25 022 2010 11 065 12 083 1976 136 25 259 tac 0,59% 3,90% 6,28% -5,16% 2,17%


leña, 11065, 44%

Electricidad, 12083, 48%

GLP, 1976, 8% Otros, 136, 0%


103

Del Cuadro No. 3-26 se puede deducir que la fuente que presenta una mayor penetración en el período 1990 – 2010, es el GLP con una tac del 6,28%, seguido por la electricidad con 3,9%; la leña muestra un crecimiento tímido del 0,6% y otros energéticos son desplazados por los anteriores. Para explicar el comportamiento del consumo de energía en el sector residencial se recurrirá al análisis de los usos finales de la energía, los cuales están basados en las encuestas residenciales publicadas en los años 2001 y 200610

. Al realizar un comparativo entre estos dos estudios pueden observarse cambios en los patrones de uso asociados a cambios en el estilo de vida; por ejemplo en el 2001 dentro del consumo de electricidad, la cocción representaba un 32,6%, en 2006 esta variable bajó a 26,2%; en tanto, el enfriamiento subió de 27,4%a 36,9%, la iluminación se mantuvo relativamente estable al aumentar del 11,0% al 12,2%, la producción de calor bajó al pasar de 21,5% a 15,1% y finalmente la generación de fuerza subió de 7,5% a 9,6%. Estos porcentajes varían según el nivel socioeconómico, si se trata de una residencia de estrato alto, medio o bajo, rural o urbano.

Los principales usos de la energía eléctrica, obtenidos de la encuesta del 2006 se consignan en el Cuadro No. 3-27.

Cuadro 3-27 DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DEL USO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA

POR ESTRATO, POR NIVEL SOCIOECONÓMICO Y TOTAL ESTRATO NIVEL SOCIOECONÓMICO

USO TOTAL URBANO RURAL POPULAR MEDIO MEDIO-ALTO

Cocción 26,2 29,0 20,8 26,7 25,1 29,0

Enfriamiento 36,9 35,3 39,9 40,3 37,5 30,1

Iluminación 12,2 11,2 14,3 12,1 12,0 13,1

Producción de calor 15,1 15,8 13,6 10,7 15,7 19,5

Generación de fuerza 9,6 8,7 11,4 10,2 9,7 8,3

TOTAL 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Fuente: DSE informe “Encuesta Residencial de consumo Energético Nacional en el Sector Residencial de Costa Rica, año 2006”. Uno de los aspectos relevantes es el alto porcentaje de hogares que cocina con estufa eléctrica (66,7%), el 45,7% prefiere el gas y el 22% cocinan con leña, mismos que se pueden apreciar en la Figura No. 3-19. Al comparar los resultados de esta

10 Encuesta de Consumo de Energía en el Sector Residencial año 2006, DSE (2006)


104

encuesta con la encuesta del 2001, se tiene que estas participaciones se mantienen muy similares, tal como se puede observar en la gráfica que aparece a continuación.

Figura No. 3- 19

FUENTES DE ENERGÍA QUE HAN UTILIZADO PARA COCINAR COMPARATIVO 2001 – 2006

Fuente: DSE informe “Encuesta Residencial de consumo Energético Nacional en el Sector Residencial de Costa Rica, año 2006”. Los resultados de la Encuesta Nacional de Hogares del INEC, indican que en el año 2000, habían 915 974 viviendas ocupadas, número que para el 2009 se elevó a 1 256 701, en el caso del promedio de residentes la cifra pasó de 4,16 en 2000 a 3,68 en 2009, fecha en la cual el 60% de las viviendas se ubicaban en zonas urbanas. De dicha consulta se desprende además que la tenencia de refrigeradores en 2009 era de 93,9%, de ducha un 47,3%, de lavadora un 91,3%, y de tanque de agua caliente un 6,8%; otros equipos relevantes muestran el siguiente comportamiento: televisores a color (95,9%), equipo de sonido (55,7%), horno microondas (67,3%), computadora (38%) y equipo de vídeo (57,8%).11

Es importante destacar la fuerte penetración que ha venido reportando la cocción con gas, según las Encuestas Nacionales de Hogares, en su módulo de vivienda mostraban que en 1994 apenas un 14,3% utilizaban el GLP regularmente versus un 64,5% que empleaban cocina eléctrica; para 2009 el GLP alcanzaba un 35,0% (el valor máximo se alcanzó en 2002 con 36,4%) mientras la cocción eléctrica bajó a 57,7%. La leña por su parte, sólo se utiliza con más frecuencia en el 6,5% de las viviendas, es claro que el GLP viene en la mayoría de los casos a sustituir el consumo

11 Encuesta de Hogares de Propósitos Múltiples 2000-2008. Instituto Nacional de Estadística y Censos


105

de leña, por eso en las zonas rurales su utilización alcanza un 42,6% en 2009 frente al 29,8% de las viviendas urbanas.

• Sector Comercial y Servicios Este sector reportó un alto consumo de energía eléctrica para el 2010, el cual representó el 75% de su consumo energético, seguido por la leña con un 9,3%, el GLP con un 8,5% (usado para cocción de alimentos en restaurantes) y el diesel con un 6,9%. En cuanto a los usos principales de la energía se tiene: 41,5% enfriamiento, 15,7% iluminación, 20,4% transporte interno y otros usos como cocción, generación de fuerza y producción de calor y vapor.

• Sector Público Como se indicó anteriormente, el consumo de energía del sector público tiene una baja participación en relación con los consumos de otros sectores, representando el 2,6% del consumo total, tal como se consigna en el Cuadro No. 3-18. En el Cuadro No. 3-27, queda en evidencia que la electricidad es la principal fuente energética utilizada por este sector económico, cuya participación fue en el 2010 de 93,2%.

Cuadro No. 3-27

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA EN EL SECTOR PÚBLICO (en Terajulios)

Año Electricidad Otros TOTAL 1990 1 115 352 1 467 1995 1 436 287 1 723 1996 1 513 303 1 816 1997 1 650 300 1 950 1998 1 812 314 2 126 1999 1 981 343 2 324 2000 2 124 261 2 385 2001 2 216 242 2 458 2002 2 317 242 2 559 2003 2 522 248 2 770 2004 2 715 283 2 998 2005 2 886 253 3 139 2006 3 081 258 3 339 2007 3 320 249 3 570 2008 3 513 269 3 783 2009 3 386 284 3 669 2010 3 643 2653 3 908,



106

En el cuadro anterior se observa que el consumo total en este sector se duplicó entre 1990 y 2004, mientras en el caso de la electricidad esto ocurrió en 2001, comportamiento que sugiere la adopción urgente de medidas para reducir el consumo en las oficinas, sin embargo, debe tomarse en cuenta el incremento de tenencia de equipos de cómputo e incluso de aire acondicionado. Según la Encuesta del Sector Público de 2004, la electricidad se utiliza de la siguiente forma: 36% generación de fuerza, 21% equipos de oficina, 19% enfriamiento, 12% iluminación y 8% generación de calor y otros usos.

• Sector Transporte El consumo de energía en este sector ha estado constituido casi en su totalidad por diesel, gasolinas y jet fuel; para el 2010 las participaciones fueron: diesel 45,3%, ambas gasolinas 44,6% y jet fuel 9,7%. El GLP tiene una participación marginal de sólo un 0,5%, como se aprecia en la Figura No.3-20.

Figura No. 3- 20

Sector Transporte, consumo de energía por fuente, 2010


En el Cuadro No. 3-28, se puede observar que la estructura de consumo de energía en este sector ha variado muy poco en las dos últimas décadas, salvo el año de 1990 que mostraba un 56% de participación, a partir de 1995, permanece cerca del 45%

GLP, 326, 0%

GR, 18883, 27%

GS, 12407, 18% KE/JetFuel,

6825, 10%

DO, 31829, 45%


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Cuadro No. 3-28

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR TRANSPORTE

1990-2010 (en Terajulios)

Año GLP Gasolina Plus 91

Gasolina Súper

Queroseno-Jet Fuel

Diesel TOTAL

Total % Total % Total % Total % Total % 1990 0 0,0 8 017 32,0 0 0,0 1 627 6,5 14 057 56,0 25 074 1995 0 0,0 10 718 26,5 7 515 18,9 3 369 8,5 17 996 45,3 39 757 1996 0 0,0 10 116 27,0 8 720 21,4 3 149 7,7 18 519 45,5 40 665 1997 0 0,0 10 130 23,7 9 196 21,8 3 292 7,8 19 468 46,1 42 223 1998 0 0,0 10 131 24,0 11 648 24,8 3 980 8,5 21 000 44,8 46 889 1999 0 0,0 10 767 21,7 12 429 25,0 3 975 8,0 22 012 44,3 49 703 2000 0 0,0 13 877 28,0 10 089 21,2 3 905 7,9 21 604 43,6 49 602 2001 0 0,0 15 240 30,0 10 030 20,3 3 466 6,8 22 040 43,3 50 876 2002 2 0,0 15 719 28,8 10 999 20,2 3 665 6,7 23 722 43,5 54 489 2003 100 0,0 15 599 28,0 11 331 20,3 4 605 8,3 23 977 43,0 55 719 2004 119 0,0 16 079 27,2 11 245 19,0 6 376 10,8 25 159 42,6 59 090 2005 129 0,2 17 124 28,4 9 614 15,9 7 994 13,3 25 465 42,2 60 325 2006 185 0,3 18 210 28,9 8 694 13,8 7 847 12,5 27 976 44,5 62 912 2007 296 0,4 19 021 28,5 9 228 13,8 7 520 11,3 30 667 46,0 66 733 2008 319 0,5 18 807 27,5 10 262 15,0 7 827 11,4 31 236 45,6 68 451 2009 313 0,5 18 605 27,2 11 578 17,0 6 815 10,0 30 966 45,4 68 277 2010 326 0,5 18 883 26,9 12 407 17,7 6 825 9,7 31 829 45,3 70 269


Nota: (*) Incluye AV Gas, alcohol y GLP. Se destaca en este sector la fuerte dependencia de los derivados de petróleo. Esto debido a un fuerte incremento en el parque automotor de gasolina y diesel, que alcanza actualmente cifras cercanas a un millón trescientos mil vehículos. El consumo de electricidad es casi nulo en este sector, dado que ya no se cuenta con el tren eléctrico, el cual en 1994, se eliminó al determinar el gobierno el cierre técnico del INCOFER. Sin embargo, por el incremento sostenido de los precios del petróleo entró en operaciones en el 2005, un programa de tren urbano, movido con diesel. En cuanto al uso de la electricidad solo existe una pequeña cantidad de vehículos eléctricos, tecnología que recién ha iniciado su inserción al mercado, a partir del estímulo establecido a la importación de este tipo de vehículo mediante el Decreto Nº 33096-H-MINAE-MOPT del 19 de mayo de 2006. En el Cuadro No.3-29 siguiente muestra el ingreso de este tipo de vehículos en el mercado local.


108

Cuadro No. 3-29

Introducción de vehículos de tecnologías limpias

2006 2007 2008 2009 2010 2011 Total Carritos de Golf 43 219 194 32 71 2 561

Motocicletas eléctricas 0 85 0 0 2 26 113 Bicicletas Eléctricas 244 1 238 183 186 0 3 1 854 Cuadraciclo eléctrico 0 0 0 0 4 0 4 Vehículos híbridos 29 30 53 32 31 0 175

Vehículos Eléctricos 0 0 0 36 14 14 64 Total 316 1 572 430 286 122 45 2 771

Fuente: Dirección de Gestión Ambiental, MINAET

El gran porcentaje del consumo de energía en el sector transporte se lo adjudica el modo terrestre, el cual para el año 2010 absorbió el 90%. La casi totalidad del consumo de energía se da por los vehículos automotores que utilizan derivados de petróleo, donde el transporte privado para ese año representaba el 46,5% que es el mayor consumidor, le sigue el transporte público con 11,7%, carga con 34,6%, (en su mayoría carga liviana) y otros con un 7,2%, tal y como se puede ver en la figura que aparece a continuación.

Figura No. 3- 21

Estructura consumo de energía en el sector transporte Terrestre, por tipo de vehículo, 2010.

Fuente: Dirección Sectorial de Energía, Balance Nacional de Energía 2010

Privado 46,5% Carga

34,6%

Público 11,7%

Otros 7,2%


109

El modo aéreo, responsable del 10,0% del consumo del sector en el 2010, ha utilizado el jet fuel como combustible casi exclusivo, existiendo pequeños consumos de gasolina de aviación. El sector transporte terrestre, enfrenta una situación complicada, toda vez que la infraestructura vial presenta grandes atrasos, de manera que aún es insuficiente la inversión en construcciones y ampliaciones. Esto provoca que el parque automotor que crece aceleradamente no encuentre su correspondencia en nuevas rutas, produciendo embotellamientos cada vez más grandes y no sólo en las horas pico, sino que en algunos lugares a toda hora. Sobre el tema particular, es urgente la ampliación de la gran mayoría de las rutas viales del Gran Área Metropolitana – GAM -(algunas de las cuales ya están en marcha), pero especialmente, la eliminación de barreras ( “topics”) que consisten en puentes angostos, esquinas muy cerradas u otros obstáculos, que provocan grandes desperdicios de combustibles, así como grandes pérdidas de tiempo. El incremento del número de vehículos en las calles, no sólo se debe a una mejora del poder adquisitivo de las familias o a la respuesta de las empresas ante el crecimiento de los negocios, sino particularmente a que el transporte público se ha visto desbordado en las horas pico, por el crecimiento de las necesidades de transporte de las personas por trabajo o estudios. Si se parte del hecho, de que el Área Metropolitana creció desordenadamente hacia la periferia, llenándose de gran cantidad de urbanizaciones lejos de los lugares de trabajo, no es razonable que casi todos los viajes de transporte en bus tengan como punto de partida o destino el centro de la capital. Sobre este particular, para 2007 se esperaba el reordenamiento de rutas, pero se acabó el plazo sin lograr concretar ese necesario proyecto; a raíz de algunas propuestas como las de PRUGAM (2007) se espera que entren en funcionamiento seis “rutas intersectoriales” que conectarían algunos de los puntos arriba citados. El transporte de carga también presenta un panorama problemático, primero con el cierre casi total de los ferrocarriles que suspendió el trasiego de mercancías desde y hacia los puertos por esta vía, y segundo porque al crecer de manera veloz el comercio exterior y la integración centroamericana, el país se llenó de camiones. Esto ha hecho que este subsector sea el responsable del 34,6 % del consumo de energía del sector. Evolución del Parque Automotor El número de vehículos en una región o país es una variable clave para entender la dinámica entre crecimiento económico y demanda de combustibles. Sin embargo, no es fácil llegar a una estimación certera del parque automotor puesto que existen


110

distintas fuentes estadísticas como la del Registro Nacional (inscritos), Instituto Nacional de Seguros (quienes pagan marchamo) y Revisión Técnica (los que se sometieron a las pruebas), en este caso se trabaja con estimaciones realizadas por la DSE a partir de encuestas realizadas e información del INS. En el Cuadro No. 3-30, se consiga la evolución del parque así como la relación vehículo habitante.

Cuadro No. 3-30

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL PARQUE AUTOMOTOR 1963 – 2010

Año Parque Estimado Relación vehículo/habitante

2010 1 369 274 1 vehículo por cada 3,3 hab. 2009 1 217 113 1 vehículo por cada 3,6 hab. 2008 1 177 727 1 vehículo por cada 3,7 hab. 2007 1 102 728 1 vehículo por cada 3,9 hab. 2005 980 860 1 vehículo por cada 4,3 hab. 2000 677 757 1 vehículo por cada 5,8 hab. 1997 507 202 1 vehículo por cada 7,2 hab. 1984 205 444 1 vehículo por cada 12,5 hab. 1973 59 760 1 vehículo por cada 31,3 hab. 1963 11 863 1 vehículo por cada 112,0 hab.

Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, DSE, 2002 Nota: Para 2006-2010 corresponde a un estimado de la DSE

El cuadro anterior muestra el vertiginoso incremento del parque automotor del país a raíz del crecimiento económico y la diversificación productiva del país; de hecho, entre 1970 y 1979 esta variable creció a una tasa anual acumulativa del 19%, entre 1980 y 1989 la taac. fue de 4,7% como secuela de la grave crisis que sufrió el país, repuntó a 8,3% anual entre 1990 y 1999 y desde 2000 a 2010 el crecimiento se ubica en 6,7% anual. El alto crecimiento del parque vehicular en los años setenta fue producto del acelerado avance del país durante ese periodo, sin embargo en las últimas dos décadas el alto crecimiento vehicular no ha sido correspondido con mayor y mejor infraestructura vial, lo que ha incrementado los problemas respecto al consumo energético, la congestión vial y la calidad del aire. En la Figura No.3-22 se muestra la estimación de la evolución del parque automotor en Costa Rica.


111

Figura No. 3-22

COSTA RICA: PARQUE AUTOMOTOR EN CIRCULACIÓN 1988 - 2010

(número de vehículos)

] Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, DSE Como se observa en el gráfico anterior, la tendencia va aparejada del crecimiento exponencial que ha presentado la flota vehicular, obsérvese como entre 1988 y 2009, período que coincide con la mayoría de los realizados en este estudio, se multiplicó por más de cuatro veces la cantidad de vehículos. Visto desde una perspectiva de largo plazo, el grupo de mayor dinamismo a lo largo del período 1963-2010 es el de los vehículos particulares. En 1963 de un total de 11 863 vehículos que circulaban, 8 608 vehículos eran particulares lo que significa aproximadamente 155 personas por cada vehículo particular, en el 2005 se estima un total de 980 860 vehículos, de los cuales, se establece una razón de un vehículo por cada 4,3 habitantes y para el año 2010 el parque vehicular alcanza la cifra de 1 369 274 vehículos, con una razón de un vehículo por 3,3 habitantes. El transporte público (taxis y buses) inscrito, crece pero no a la velocidad de los vehículos particulares. El transporte privado tiene un peso mayor en la evolución de la estructura del parque automotor, siendo una de las principales causas del consumo energético de hidrocarburos. El Cuadro No. 3-31 muestra la evolución más reciente, desde una perspectiva bivariable, en este caso, la modalidad de vehículo según el tipo de combustible que utiliza.

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1970

1973

1976

1979

1982

1985

1988

1991

1994

1997

2000

2003

2006

2009

Núm

ero

de V

ehíc

ulos


112

Cuadro No. 3-31

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR SEGÚN TIPO DE COMBUSTIBLE Y MODALIDAD, PERÍODO 2001 – 2010

Fuente: Actualización de Información del Parque Automotor, D.S.E. 2002. El período 2003-2010 con base en estimaciones propias, a partir de información del INS.

Notas: 1. El transporte público incluye una estimación de taxis informales.

COMBUSTIBLE

TIPO

Años

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TOTAL 735.643 798.110 858.342 919.225 980.107 1.040.987 1.117.319 1.239.366 1.297.677 1.369.274

VEHICULOS DIESEL

Total 171.641 184.043 195.163 206.312 217.260 228.078 246.170 274.585 289.108 306.760 Particular 50.568 56.263 62.031 67.948 73.977 80.102 85.677 94.704 98.810 103.890 Carga 104.563 109.852 113.823 117.495 120.670 123.375 132.959 148.082 155.679 164.936 Público 8.765 9.937 11.120 12.509 14.112 15.986 18.284 21.536 23.868 26.584 Motos 7.745 7.992 8.189 8.360 8.502 8.615 9.250 10.265 10.752 11.350

VEHICULOS A GASOLINA

Total 564.002 614.067 663.179 712.913 762.846 812.909 871.149 964.781 1.008.568 1.062.514 Particular 379.152 421.850 465.096 509.460 554.668 600.591 642.393 710.070 740.856 778.952 Carga 56.737 59.607 61.762 63.754 65.477 66.944 72.145 80.351 84.473 89.496 Público 4.031 4.569 5.113 5.752 6.489 7.351 8.408 9.903 10.976 12.224 Motos 124.082 128.041 131.208 133.947 136.213 138.023 148.203 164.457 172.264 181.842


113

Como se desprende del cuadro anterior, se ha dado un importante crecimiento del número de vehículos a base de gasolina, especialmente los particulares que ganaron participación relativa dentro del segmento gasolina. Algo similar ocurre en el caso de los vehículos dedicados al servicio público que ganaron participación dentro del segmento diesel. En términos relativos, el segmento de vehículos diesel particulares fue el de mayor crecimiento entre 2001 y 2010 a una tasa de 11,1% anual. La cantidad total de vehículos del país creció un 6,5% anual entre 2001 y 2010, con un 5,9% anual para los que utilizan gasolina y un 8,5% anual para los de diesel.

• Sector Industria y Agro El sector industrial y agrícola corresponde a un 27,6% del consumo nacional de energía en el 2010, y como subgrupo de consumo e l sector industrial representaba el 93,0%. Ambos sectores se unificaron, dado que la mayoría de las actividades agropecuarias han evolucionado hacia agroindustrias, perdiendo protagonismo las actividades primarias. Los combustibles utilizados en el sector agrícola e industrial son fundamentalmente los residuos vegetales, leña, electricidad, diesel y fuel oil, según se puede apreciar en el Cuadro No. 3-32.

Cuadro No. 3-32

COSTA RICA: CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR INDUSTRIAL Y AGRÍCOLA, 2000-2010

(en Terajulios y en porcentajes de participación)

Año Leña

% Resid. Veget.

% Electr.

% Diésel % Fuel Oil

% Otros

(*)

% TOTAL

2000 2 855 9,1 9 702 32,4 5 940 18,2 3 092 9,8 8 297 26,3 1 615 6,2 31 501 2001 2 828 8,9 9 819 30,9 6 226 19,6 3 171 10,0 6 819 21,5 2 903 5,1 31 766 2002 2 802 9,3 9 252 30,7 6 627 22,0 3 529 11,7 5 510 18,3 2 413 8,0 30 133 2003 2 776 8,4 9 771 29,6 6 803 20,6 3 609 10,9 5 432 16,4 4 673 14,1 33 064 2004 2 750 8,1 10 988 32,3 6 954 20,5 3 856 11,4 5 548 16,3 3 873 11,4 33 969 2005 2 634 7,4 10 797 30,4 7 306 20,6 5 037 14,2 5 826 16,4 3 914 11,0 35 515 2006 3 806 10,0 11 060 29,1 7 860 20,7 5 072 13,4 5 872 15,5 4 278 11,3 37 949 2007 4 266 9,6 14 670 33,1 8 240 18,6 5 005 11,3 5 952 13,4 6 152 13,9 44 285 2008 4 839 11,3 13 535 31,7 8 076 18,9 4 735 11,1 5 490 12,8 6 065 14,2 42 740 2009 3 838 9,3 15 402 37,3 7 411 18,0 4 191 10,2 4 733 11,5 5 699 13,8 41 273 2010 3 908 9,9 15 231 38,6 7 709 19,5 4 267 10,8 4 823 12,2 3 524 8,9 39 461

Fuente: Preparado con base a los BEN y Memoria Estadística del Sector Energía Notas: (*) carbón mineral, Coque, GLP, Queroseno, Jet Fuel, gasóleo, gasolina plus 91 y AV Gas.

Por fuentes energéticas, los residuos vegetales, en especial el bagazo, ocupan el primer lugar histórico en el 2010 con el 39% del consumo, seguido de electricidad con el 19%, el fuel oil con el 12%, diesel con 11%, leña 10% y otros 9%, tal y como se puede observa en la Figura No. 3-23.


114

Figura No.3-23 Consumo del Sector Industrial y otros por fuente energética, 2010

Fuente: Preparado con base a los BEN y Memoria Estadística del Sector Energía En cuanto al incremento en el consumo de electricidad, esto se da en parte al desarrollo de industrias más intensivas en este energético y, a la modernización de la tecnología asociada a los procesos productivos. Según la Encuesta de Consumo Energético Nacional en el Sector Industrial 2001/200212

, el 99% del consumo energético de este sector se concentra en 936 empresas. Como se puede observar en el Cuadro No. 3-24 la rama de alimentos se destaca en número, valor agregado y consumo de energía.

En el sector industrial se han identificado los siguientes usos de la energía: producción de calor (36,2%), producción de vapor (36,2%), generación de fuerza (15,5%) y otros usos. El fuel oil que es el combustible de mayor consumo en las industrias se utiliza principalmente para la producción de vapor 71% y para la producción de calor 21%. La electricidad se utiliza en un 61% para generación de fuerza, 13% iluminación y un 12% en refrigeración.

12 Camacho Quesada, María Antonieta; Villegas Barahona, Greibin; Espinoza, Álvaro. Encuesta de Consumo Energético Nacional en el Sector Industrial 2001/2002. San José, C.R., DSE; 2002. 109 p.

Leña, 3908, 10%

Resid. Veg, 15231, 39%

Electr, 7709, 19%

DO, 4267, 11%

FO, 4823, 12%

Otros, 3524, 9%


115

El bagazo que es utilizado exclusivamente en la industria azucarera, se destina en un 43% a la producción de vapor y el restante 57% en producción de calor.

Cuadro No. 3-34

COSTA RICA: DISTRIBUCIÓN RELATIVA DEL NÚMERO EMPRESAS INDUSTRIALES, PORCENTAJE DEL VALOR AGREGADO Y CONSUMO

ENERGÍA POR ACTIVIDAD CIIU

Actividad CIIU Número

empresas Valor

agregado 2001

Consumo total energía

Alimentos y bebidas 40 23 55 Textiles y vestuario 14 4 6 Producción de Químicos 14 47 7 Producción de madera 8 1 1 Const., herramientas y maquinaria 6 5 3 Beneficios, arroc. y agroindustrias 6 1 6 Productos de barro y arcilla 5 5 16 Papel y producción de papel 5 5 2 Fabricación de joyas, inst. musicales 2 9 0 Industria básica, hierro y acero 1 0 3 Total 100,0 100,0 100,0

Fuente: Encuesta de Consumo de Energético Nacional en el Sector Industrial de Costa Rica 2001/2002.

Haciendo una revisión del BEN de 2010, se estima que la Industria Alimentaria (CIIU 31) aparece como el mayor consumidor de energía del sector con el 60%, las industrias más tecnificadas (CIIU 36-39) consumen el 21%, seguidas de la producción de madera (CIIU 33) con 9%, producción de químicos (CIIU 35) 5,2%, producción de textiles y cuero (CIIU 34) 2,8% y producción de papel (CIIU 34) 2,4%. 3.8. Demanda de Potencia Eléctrica La electricidad a diferencia del resto de los energéticos, debe ser producida en el instante mismo en que es demandada; por consiguiente, el SEN debe estar preparado para abastecer la totalidad de la electricidad demandada en el país, en un instante dado. La demanda de potencia eléctrica nacional no es constante en el tiempo y varía en cada momento. El resultado obtenido es lo que se conoce como la curva de carga diaria del SEN. La Figura 3-24 muestra la curva de carga del día de máxima demanda que se presentó en el 2010 y que corresponde al martes 23 de febrero a las 18:30 horas.


116

La evolución histórica de la potencia máxima anual ha venido creciendo, pasando de 582 MW en 1990 a 1536 MW en el 2010. El Cuadro No 3-35 presenta la evolución de las máximas demandas para el período 1990-2010, así como el correspondiente factor de carga asociado. Este último indicador representa el porcentaje promedio de la capacidad máxima utilizada durante el año.

Figura No. 3- 24

Curva de carga de demanda Máxima, 2010

Fuente: ICE, Informe anual de operación, Centro Nacional de Control de Energía, 2010.


117

Cuadro No 3-35

COSTA RICA: EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA MÁXIMA DEMANDADA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO POR AÑO

1990-2010

Año

Potencia máxima

demandada MW

Tasa Crecimiento %

Factor carga (%)

1990 682 62,03 1995 871 2,0 63,80 2000 1 121 6,0 65,44 2001 1 136 1,3 71,00 2002 1 221 7,5 66,06 2003 1 252 2,5 68,25 2004 1 312 4,8 68,08 2005 1 389 5,9 67,35 2006 1 461 5,2 68,01 2007 1 500 2,7 nd 2008 1 526 1,7 69,71 2009 1 497 -1,9 70,35 2010 1 536 2,55 70,82

Fuentes: Informe de Operación Anual, CENCE. Informe Anual de las Variables Relacionadas con el Consumo de Energía Eléctrica, CENPE

La potencia máxima requerida del sistema durante el periodo 1990-2010 creció a un ritmo promedio de un 4,2% anual, a pesar de que en el reciente periodo 2007-2010, las tasas han venido en decrecimiento. Para el 2010 se estima una recuperación, con una tasa de al menos 2,6%, razón por la cual se hace necesario incorporar potencia instalada adicional (alrededor de 100 MW por año), para cubrir la demanda sin perder los niveles de confiabilidad del sistema que se reflejan en los porcentajes del factor de carga, donde en 2001 alcanzó los niveles máximos de la serie antes mostrada. 3.8.1 Calidad del servicio eléctrico En cuanto a la calidad de servicio que brinda el sub sector eléctrico a nivel de distribución, se utiliza un indicador denominado “duración promedio de interrupciones en la red” (DPIR). En la Figura No. 3-25, se muestra la evolución de este indicador, para el servicio que brinda el ICE, a nivel nacional, pudiéndose observar que el tiempo de duración tiene una tendencia hacia la baja o sea las interrupciones disminuyen. En el 2000 el DIPR fue de 21,13 horas y para el 2010 fue de 14,71 horas, reduciéndose en un 69,6% ese tiempo de interrupción.


118

DPIR, 0,35

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Hora

s

DPIR Distribución, CNFL Duración Promedio de Interrupción en la Red

Figura No. 3-25

Fuente: ICE, Área Gestión Empresarial/UEN - Servicio al Cliente.

Por su parte la Compañía de Fuerza y Luz, presenta un mejor desempeño de acuerdo al DPIR ya que las duraciones promedios son significativamente menores, tal y como se puede observar el la Figura No. 3-26. De igual forma que el ICE, la CNFL muestra un proceso de mejoramiento del servicio, mostrando en el año 2007, una duración excepcional, misma que se explica a los apagones que se presentaron en ese año debido, a fallas en la oferta.

Figura No. 3-26

Fuente: CNFL, Sección Control de Distribución

Años DPIR 2000 21,13

2001 20,7 2002 17,82 2003 18,25 2004 16,4 2005 16,64 2006 16,8 2007 15,35 2008 15,23 2009 14,85 2010 14,71

Años DPIR 2000 0,93 2001 0,93 2002 0,69 2003 0,82 2004 0,78 2005 0,65 2006 0,9 2007 2,63 2008 0,8 2009 0,36 2010 0,35

DPIR, 14,71

0

5

10

15

20

25

2.00

0

2.00

1

2.00

2

2.00

3

2.00

4

2.00

5

2.00

6

2.00

7

2.00

8

2.00

9

2.01

0

Hora

s

DPIR Distribución, ICE Duración Promedio de Interrupción en la Red


119

Al comparar los indicadores de ambas empresas, se nota que la una amplia diferencia, pudiéndose explicar el mejor del desempeño de la CNFL, debido a que su mercado se encuentra más concentrado y la capacidad de respuesta resulta ser en menor tiempo.

3.9 Inversiones en el sub sector eléctrico. Las inversiones en el sub sector eléctrico se caracterizan por ser intensivas en capital con proyectos que requieren de un período largo de maduración. Las inversiones que se han hecho históricamente han sido las bajas, ya que los proyectos que se construyeron fueron los más económicos. Para el futuro se tiene que el ritmo de crecimiento de la demanda será mayor que en el pasado y los proyectos a construir serán más caros. La combinación de estos dos parámetros harán que las inversiones futuras requieran de mayores recursos financieros para atender las necesidades que el país requiere. En la figura que se muestra a continuación se refleja esta situación, de manera que las inversiones en promedio de los últimos veinte años crecerán 4,5 veces para la próxima década, requiriendo la suma de us$ 9 000 millones para el período 2011 a 2021, lo que representa un enorme reto para el Sector Energía, en un futuro inmediato.

Figura No. 3-26

Inversiones del ICE Electricidad

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1989

19

91

1993

19

95

1997

19

99

2001

20

03

2005

20

07

2009

20

11

2013

20

15

2017

20

19

2021

Mill

ones

de

dóla

res

733,7

162


120

3.10 Producción Nacional de Energía 3.10.1 Sub Sector Electricidad Para la producción de la energía eléctrica, el país se apoya en tres fuentes autóctonas renovables: recursos hídricos, geotermia y viento, lo que genera las mejores tarifas eléctricas en la región centroamericana, mayor independencia energética y menor impacto ambiental, aspectos que se han convertido en beneficios tangibles para el país. La Figura No. 3-27, muestra las fuentes utilizadas para la producción de electricidad en el 2010.

Figura No. 3-27 Generación eléctrica por tipo de fuente,

Año 2010

Fuente: ICE. Informe de Operación 2010. UEN CENCE. La labor del ICE y demás empresas del subsector electricidad contribuye en forma muy positiva a la buena situación energética nacional, tanto en la generación, como en la transmisión y distribución de electricidad. Desde hace años, la ejecución de proyectos se hace bajo el criterio del desarrollo sostenible, incluyendo aspectos sociales y ambientales. Este esfuerzo de desarrollo, permite mantener precios competitivos de la electricidad, a pesar de que en los últimos años, se han incrementado como puede verse en el Cuadro No. 3-36.

Hidro, 7262,3 GWh

76%

Eólica, 358,8 GWh

4%

Geotermia, 1176,1 GWh

12%

Biomasa, 65,3 GWh

1%

Térmica, 641,2 GWh

7%


121

Cuadro No. 3-36

Precio promedio anual de la electricidad US$/kWh

Año Residencial General Industrial Año Residencial General Industrial

1989 0,041 0,080 0,058 2000 0,053 0,080 0,062 1990 0,043 0,080 0,060 2001 0,064 0,100 0,068 1991 0,046 0,080 0,063 2002 0,064 0,090 0,065 1992 0,055 0,100 0,072 2003 0,060 0,090 0,062 1993 0,063 0,110 0,083 2004 0,066 0,090 0,064 1994 0,066 0,110 0,086 2005 0,069 0,090 0,066 1995 0,073 0,120 0,095 2006 0,075 0,100 0,068 1996 0,068 0,110 0,093 2007 0,083 0,110 0,071 1997 0,059 0,100 0,083 2008 0,097 0,120 0,094 1998 0,055 0,100 0,077 2009 0,118 0,150 0,117 1999 0,050 0,090 0,064 2010 0,135 0,161 0,130

Fuente: DSE. Elaboración propia a partir de datos del ICE y BCCR.

Las estadísticas de la Organización Latinoamericana de Energía, OLADE, muestran que a nivel de América Latina y El Caribe, que los precios medios de la electricidad de Costa Rica se mantienen entre los 5 más bajos de la región. El sector eléctrico nacional tiene sin embargo, una debilidad que ha venido aumentando y que debe ser subsanada: la generación térmica con hidrocarburos importados que se utiliza principalmente en las épocas de verano, cuando los caudales de los ríos decrecen significativamente. Esta generación térmica es particularmente costosa y dependiente de la volatilidad, vulnerabilidad e incertidumbre del mercado petrolero internacional y de la problemática mundial y nacional de refinación. Esta generación se incrementó en los últimos años. En 2005 se produjo solamente 1,5% con combustibles fósiles, mientras en el 2007 subió al 8% y 9% en el 2008, aunque en el 2009 se redujo nuevamente al 4,8%. Los retos que enfrenta el sector eléctrico nacional son muchos. Unos de índole nacional y otros de índole regional. El Sector Eléctrico Nacional, debe prepararse para la apertura a la competencia a nivel de generación en el Mercado Eléctrico Regional mayorista (MER), con una estrategia sectorial clara y adecuada a esta nueva realidad. Este Mercado Eléctrico Regional (MER) fue creado a través del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (Ley 7848) suscrito en el año 1996 y ratificado por la Asamblea Legislativa en 1998. Esta incorporación a un mercado muy grande le brinda a Costa Rica mayor seguridad de suministro y oportunidad para colocar los inevitables excedentes producto de la generación principalmente con energía renovable. Esto redundará en una mayor competitividad nacional.


122

3.10.2 Sub Sector Hidrocarburos. Al no tener producción local, el país debe importar la totalidad de los combustibles fósiles que consume, sea en forma de petróleo crudo o de productos terminados (derivados de petróleo). RECOPE tiene una capacidad de refinación de petróleo crudo muy limitada que no le permite abastecer los requerimientos de combustibles del país. Actualmente esta empresa importa como productos terminados, el 70% de los derivados que se consumen en el país. La dependencia total de los mercados internacionales del petróleo en el corto plazo, coloca a Costa Rica en una situación de alta vulnerabilidad ante eventos externos e incontrolables. Al ser el país un “tomador de precios”, no se tiene control sobre las cotizaciones internacionales del petróleo y sus derivados. Esta dependencia impacta directamente sobre los costos de la energía a nivel local, encareciendo así los productos y servicios que se obtienen en las diferentes actividades económicas, poniendo en riesgo la competitividad del país. Asimismo, encarece los servicios necesarios para mejorar las condiciones de vida de la población. El incremento de la factura petrolera presiona sobre nuestra economía. Se requiere cada vez mayores cantidades de recursos para su financiamiento. En la Figura No. 3-28 puede observarse, cómo se ha incrementado este gasto, que ha pasado de los 455 millones de dólares en el 2000 a 2.150 millones de dólares en 2008, obligando al país a dedicar un porcentaje cada vez mayor de sus ingresos por exportaciones al pago de la factura petrolera (22% en el 2008). Se estima que para el 2010, la factura petrolera sobrepasará los 1.800 millones de dólares.

Para la importación de petróleo y derivados, RECOPE cuenta con un puerto petrolero en Moín, Limón y las instalaciones anexas para recibir y almacenar los hidrocarburos. Al no existir otra terminal petrolera alterna en el país, eventos naturales impredecibles o un accidente en Moín, podrían paralizar las importaciones de combustibles, provocando serios trastornos a la economía nacional. En lo que se refiere a la producción local de derivados de petróleo, la refinería de RECOPE, a pesar de tener una capacidad instalada de 25 mil barriles diarios, no opera a más de 15 mil barriles diarios, por lo que produce menos de la tercera parte de los derivados de petróleo que el país consume. Dentro de los estándares internacionales, es considerada una refinería pequeña e ineficiente debido a su poca capacidad de carga de crudo; adicionalmente, la subinversión sistemática en este campo, no ha permitido su modernización e incorporación de unidades de alta conversión que son a la vez las de mayor rentabilidad.


123

Figura No. 3-28

Factura Petrolera y su participación en las exportaciones del país

Fuente: DSE. Elaboración propia con datos de RECOPE Contar con una refinería moderna y eficiente es una necesidad urgente. Las definiciones en este sentido no pueden demorar. La alianza estratégica suscrita entre RECOPE y China National Petroleum y la creación de la empresa mixta SORESCO, para construir una refinería desarrollada en etapas de mayor capacidad y de alta conversión, resultan claves para el desarrollo del subsector combustibles y lograr mejores condiciones para la producción de combustibles de más alta calidad, que favorezcan la introducción de vehículos más eficientes y la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero producto de la combustión en vehículos automotores y la propia actividad industrial. Estas acciones también incidirán en una mejora de competitividad nacional.

259 296 277 229 298 455 420 423 525

699 998

1.249 1.444

2.150

1.239

1.604

2.024 7,6 8

6,6

4,2 4,4

7,7 8,3 8 8,5

11,1

14,2 15,2 15,0

22,0

14,1 11,7

14,0

0

5

10

15

20

25

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500 19

95

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Porc

enta

je

Mill

ones

de

dóla

res

Factura Petrolera

Importaciones de hidrocarburos/Exportaciones


124

REFERENCIAS

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3. Banco Central de Costa Rica. Indicadores Económicos: Producto Interno Bruto por industria a precios corrientes. http://indicadoreseconomicos.bccr.fi.cr

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Múltiples 2000-2009. 27. Instituto Nacional de Estadística y Censos. Encuesta de Hogares de julio de

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