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Fecha: Julio de 2020
PLANEAMIENTO OPERATIVO
DE AMERICA CENTRAL 2020-2021 Actualización Julio 2020
Informe de metodología y premisas Planeamiento Operativo de
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Contenido
Introducción........................................................................................................................................................... 1
1. Premisas y criterios .................................................................................................................................... 2
1.1. Base de Datos ..................................................................................................................................... 2
1.2. Proyección de demanda ................................................................................................................. 2
1.3. Discretización de los bloques horarios ..................................................................................... 8
1.4. Representación de demandas elásticas .................................................................................. 10
1.5. Precios de los combustibles ........................................................................................................ 11
1.6. Parámetros económicos ............................................................................................................... 13
1.6.1. Tasa de Descuento ................................................................................................................ 13
1.6.2. Costo de energía no suministrada ................................................................................... 13
2. Parámetros y premisas de simulación .............................................................................................. 15
2.1. Parámetros del modelo................................................................................................................. 15
2.2. Premisas del caso de estudio ..................................................................................................... 16
2.1.1. Horizonte de análisis............................................................................................................. 16
2.1.2. Año inicial de hidrología ..................................................................................................... 16
2.1.3. Capacidad de intercambio regional ................................................................................ 18
3. Estado del sistema ................................................................................................................................... 23
3.1. Oferta existente ................................................................................................................................ 23
3.2. Incorporaciones recientes ............................................................................................................ 24
3.2.1. Proyectos de generación ..................................................................................................... 24
3.2.2. Proyectos de transmisión .................................................................................................... 24
3.3. Expansiones y modificaciones programadas para el período julio 2020 a
diciembre 2021 .............................................................................................................................................. 25
3.3.1. Proyectos de generación ..................................................................................................... 25
3.3.2. Ampliaciones de transmisión............................................................................................. 27
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4. Resultados ................................................................................................................................................... 31
4.1. Resultados para el sistema eléctrico de Guatemala ........................................................... 31
4.1.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 31
4.1.2. Importaciones desde México............................................................................................. 33
4.1.3. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 34
4.1.4. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 37
4.1.5. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 38
4.2. Resultados para el sistema eléctrico de El Salvador .......................................................... 39
4.2.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 39
4.2.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 41
4.2.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 44
4.2.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 45
4.3. Resultados para el sistema eléctrico de Honduras ............................................................. 47
4.3.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 47
4.3.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 49
4.3.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 52
4.3.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 53
4.4. Resultados para el sistema eléctrico de Nicaragua ............................................................ 55
4.4.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 55
4.4.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 57
4.4.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 59
4.4.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 61
4.5. Resultados para el sistema eléctrico de Costa Rica ........................................................... 62
4.5.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 62
4.5.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 64
4.5.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 66
4.5.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 68
4.6. Resultados para el sistema eléctrico de Panamá ................................................................ 69
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4.6.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 69
4.6.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 71
4.6.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 73
4.6.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 75
4.7. Resultados del Mercado Eléctrico Regional .......................................................................... 76
4.7.1. Despacho de energía ............................................................................................................ 76
4.7.2. Intercambios en el MER ....................................................................................................... 78
4.7.3. Costo Marginal de Corto Plazo ......................................................................................... 80
4.7.4. Indicador de Confiabilidad Energética ........................................................................... 82
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Introducción
El Planeamiento Operativo, está definido en el RMER como la planeación energética de la
operación de los recursos de generación y transmisión regionales, con un horizonte de uno
(1) a dos (2) años y las etapas máximas de resolución serán mensuales, siendo su objeto
proveer información indicativa sobre el MER.
En este proceso se calculará la producción esperada (MWh) de los distintos recursos de
generación que cumplan con el criterio de maximizar el valor esperado del valor presente
neto del beneficio social de la región, considerando el uso de los recursos de generación en
forma coordinada y las limitaciones eléctricas del SER.
El informe de resultados del Planeamiento Operativo abarca entre otros aspectos
importantes, los siguientes temas:
a) Evolución esperada del uso de los recursos de generación de la región;
b) Evolución de los indicadores de confiabilidad energética del SER;
c) Intercambios esperados de energía en los nodos frontera; y
d) Tendencia de crecimiento o decrecimiento de los volúmenes esperados de
transacciones.
Las características y premisas que deberá cumplir el Planeamiento Operativo están
establecidas en el Capítulo 4 del Libro II del RMER.
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1. Premisas y criterios
El Planeamiento Operativo es desarrollado con el Sistema de Planeamiento de la Generación
y Transmisión Regional (SPTR), mediante el módulo de simulación del MER, que está
conformado por el modelo de optimización SDDP de la firma brasileña PSR-Inc., haciendo
uso de la Base de Datos Regional descrita en el Capítulo 5 del Libro III del RMER.
1.1. Base de Datos
Las premisas y criterios para conformar la Base de Datos Regional se encuentran
establecidos en la “Guía para Conformación y Actualización de la Base de Datos para los
Procesos de la Planificación de la Transmisión y de la Generación Regional”, en la que se
abordan diferentes aspectos, entre estos la representación de los diferentes elementos del
sistema eléctrico de potencia:
i. Representación de centrales hidroeléctricas;
ii. Representación de centrales termoeléctricas;
iii. Representación de centrales renovables;
iv. Representación de la red de transmisión;
v. Representación de la demanda.
La base de datos regional utilizada, fue actualizada con información suministrada por los
OS/OM de los seis países miembros entre los meses de octubre a diciembre de 2019.
1.2. Proyección de demanda
La demanda de electricidad de los años futuros se estima en base a las proyecciones
informadas por los OS/OM de los seis (6) países miembros, las cuales fueron actualizadas en
el mes de junio con el propósito de capturar el efecto causado por la pandemia COVID-19,
la cual ha causado una depresión generalizada en la demanda de energía de la región
debido a las medidas de confinamiento social que se han llevado a cabo en una u otra
medida en los países centroamericanos.
De acuerdo con los registros del primer semestre del año 2020, los efectos de la pandemia
en el consumo de energía eléctrica fueron sensibles en la región a partir del mes de marzo,
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debido que se observa disminución en el consumo respecto del mismo mes del año 2019.
Las reducciones de consumo van desde 1.38% en Costa Rica, hasta 9.81% en El Salvador,
debido que en este país las medidas de prevención fueron tomadas con mayor anticipación
que el resto de los países de la región. Cabe mencionar que en el mes de marzo el único
país que tuvo una variación positiva en el consumo de energía fue Panamá, con un valor de
20.4% respecto del mismo mes del año 2019.
En promedio, la demanda de los países de la región se ha contraído 8.30% entre los meses
de marzo a junio de 2020 respecto del mismo período del año 2019, siendo El Salvador el
país con la mayor reducción de consumo de energía eléctrica, con un valor estimado de
17.95%, seguido en su orden, por los sistemas de Honduras, Nicaragua, Guatemala, Costa
Rica y finalmente Panamá, con reducciones de consumo de 8.99%, 7.94%, 6.69%, 5.47% y
2.76%, respectivamente.
Tabla 1. Demanda real de energía de los seis países del MER durante el primer semestre de
los años 2019 y 2020.
Año Mes Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
2019
Ene 897 541 811 394 951 874
Feb 854 528 805 367 887 808
Mar 957 589 899 408 989 903
Abr 909 587 880 402 952 911
May 963 577 945 401 979 934
Jun 906 549 899 380 933 900
2020
Ene 1,061 526 851 381 960 956
Feb 995 513 843 367 927 902
Mar 918 532 826 384 975 1,088
Abr 841 453 819 365 880 844
May 875 455 832 373 908 927
Jun 851 449 820 342 880 898
Variación
Ene 18.26% 2.82% 4.95% 3.15% 1.01% 9.33%
Feb 16.43% 2.85% 4.77% 0.00% 4.50% 11.65%
Mar 4.07% 9.81% 8.19% 5.78% 1.38% 20.40%
Abr 7.48% 22.70% 7.03% 9.10% 7.56% 7.34%
May 9.12% 21.12% 12.00% 6.98% 7.22% 0.79%
Jun 6.07% 18.16% 8.74% 9.91% 5.73% 0.14%
Según las estimaciones de los OS/OM y de las estimaciones propias del EOR, el consumo de
energía eléctrica mantendrá un comportamiento más o menos parecido al del cuatrimestre
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de marzo a junio de 2020, y se irá reestableciendo progresivamente en el año 2021 a medida
que las actividades comerciales y productivas de los países se vayan normalizando. Dichas
estimaciones totalizan para la región 52,246 GWh en el año 2020, es decir una demanda
similar a la registrada en el año 2017, lo que representa que la demanda del año 2020 se
contraerá en promedio 4.68% respecto del año 2019. La demanda regional estimada para el
año 2021 totaliza 54,336 GWh, lo cual si bien es un incremento de 4.6% respecto de la
demanda estimada para el año 2020, representa al mismo tiempo una contracción de 1.5%
respecto de la demanda del año 2019.
Tabla 2. Proyecciones de demanda de energía de los países de América Central (GWh).
Año Mes Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
2020
Jul 881 486 821 349 888 863
Ago 884 496 839 356 906 881
Sep 847 475 806 342 867 845
Oct 874 488 826 351 892 868
Nov 846 464 783 333 847 823
Dic 852 479 807 343 875 850
2021
Ene 921 485 814 365 975 869
Feb 878 473 807 332 909 803
Mar 983 528 903 385 1,014 897
Abr 934 526 884 393 976 905
May 990 517 948 394 1,004 928
Jun 931 492 902 375 956 894
Jul 965 510 921 375 976 905
Ago 969 496 949 384 970 901
Sep 928 480 912 368 930 858
Oct 957 500 901 378 958 876
Nov 927 483 834 358 941 876
Dic 933 462 814 369 948 937
2020 Jul-Dic 5,184 2,888 7,659 2,074 5,274 5,131
2021 Ene-Dic 11,314 5,952 10,588 4,477 11,556 10,649
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Figura 1.Proyecciones de demanda de energía de los países de América Central (GWh).
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Tabla 3. Proyecciones de demanda de potencia de los países de América Central (MW).
Año Mes Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
2020
Jul 1,700 918 1,501 644 1,594 1,546
Ago 1,690 919 1,549 645 1,596 1,547
Sep 1,684 909 1,566 637 1,577 1,529
Oct 1,680 914 1,514 641 1,587 1,539
Nov 1,729 912 1,484 640 1,583 1,535
Dic 1,705 931 1,467 653 1,616 1,567
2021
Ene 1,740 807 1,533 718 1,706 1,501
Feb 1,820 874 1,661 727 1,732 1,533
Mar 1,815 886 1,692 745 1,700 1,660
Abr 1,789 938 1,696 745 1,727 1,635
May 1,825 933 1,709 751 1,722 1,667
Jun 1,763 870 1,702 711 1,720 1,667
Jul 1,758 797 1,638 719 1,660 1,580
Ago 1,748 822 1,711 720 1,655 1,648
Sep 1,742 842 1,729 712 1,654 1,581
Oct 1,737 812 1,672 716 1,637 1,548
Nov 1,788 890 1,639 714 1,693 1,636
Dic 1,763 795 1,620 729 1,646 1,660
2020 Jul-Dic 1,729 931 1,566 653 1,616 1,567
2021 Ene-Dic 1,825 938 1,729 751 1,732 1,667
Es importante resaltar que la demanda de potencia de los países ocurre en diferentes días y
horas a lo largo del año (demanda no coincidente), por lo que la demanda total de América
Central no es resultado de la suma de las demandas individuales de cada país, sino que esta
corresponde al máximo valor de demanda que sea registrado en el Sistema Eléctrico
Regional, en una hora y fecha determinada.
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Figura 2. Proyecciones de demanda de potencia de los países de América Central (MW).
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1.3. Discretización de los bloques horarios
Debido que el estudio abarca la planificación de los seis sistemas de América Central, es
necesario homologar cronológicamente las curvas de carga de los seis países, con el objeto
de representar de manera adecuada la demanda de energía mensual y de punta de cada
sistema en los modelos de planificación. Las versiones más recientes de los modelos tienen
capacidad para realizar una representación horaria de la curva de demanda, sin embargo,
deberá tenerse en consideración que el número de variables y restricciones que consideran
estos modelos en la solución del problema es proporcional al número de bloques de
demanda que se definan para cada una de las etapas del estudio; por lo cual, una
representación con mayor número de bloques horarios puede aumentar significativamente
el esfuerzo computacional requerido para resolver los problemas, lo cual requerirá largos
tiempos de solución.
De acuerdo con lo anterior, la representación de la curva de carga del sistema se ha realizado
por medio de cinco bloques horarios, los cuales fueron conformados en base a los registros
de demanda horaria del año 2016, por medio del algoritmo de clusters; dado a que a la
fecha se mantienen el mismo comportamiento de la demanda regional se considera que la
conformación de bloques se mantiene vigente.
La curva de carga discretizada en cinco bloques de carga se muestra en la siguiente figura,
en la que el área en color celeste representa la curva de duración de carga horaria de un
mes, mientras que la curva en color rojo representa la curva de carga en cinco bloques,
siendo el Bloque 1 el de máxima demanda, es decir, el bloque que agrupa los valores más
altos de demanda, seguido en orden decreciente de los bloques 2, 3, 4, y 5, siendo este
último el que agrupa los valores de mínima demanda del sistema.
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Figura 3. Curvas de duración de carga y su representación en cinco bloques horarios, para
los países de América Central.
La discretización de la curva de carga permite identificar el bloque al que pertenece cada
una de las horas del año, y con base en esta clasificación por bloques se realizará la
proyección de demanda de los años del estudio. El detalle de bloques horarios para los siete
días de una semana promedio del sistema centroamericano, se presenta en la siguiente
tabla:
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Tabla 4. Detalle horario de bloques para una semana promedio, de los países de América
Central.
Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Dom 5 5 5 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 2 3 4 4 5
Lun 5 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 3 4 4
Mar 5 5 5 5 5 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4
Mié 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4
Jue 5 5 5 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 4 4
Vie 5 5 5 5 4 4 4 3 3 2 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 2 3 4 4
Sáb 5 5 5 5 5 5 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 3 3 4 4
1.4. Representación de demandas elásticas
Según lo establece el numeral 10.4 del Libro III del RMER, uno de los conceptos a considerar
en la planificación es el “Excedente del Consumidor”, definido en el Artículo 10.4.1 como “la
diferencia que un consumidor está dispuesto a pagar por una unidad de energía con
determinadas características de calidad, menos el costo de la energía comprada…”. Este
Artículo también establece que “La CRIE determinará la metodología de cálculo del excedente
del consumidor con base en las predisposiciones a pagar por la energía de estos, o, como
simplificación, en función de la estimación de la elasticidad demanda-precio para distintos
niveles y sectores de consumo de electricidad”.
Conforme a lo anterior, CRIE en su resolución CRIE-32-2018 adiciona el Anexo M al Libro III
del RMER, denominado “Metodología de Cálculo del Excedente del Consumidor”, y definió las
curvas de demanda elástica e inelástica para utilizar en los estudios de planificación, cuyos
valores se detallan a continuación:
Tabla 5. Curvas demanda-precio por país.
Sistema Coeficientes (respecto de la demanda total) Precio (USD/kWh)
Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4
Guatemala 0.813 0.954 0.986 1.035 Inelástica 0.16 0.10 0.04
El Salvador 0.853 0.967 0.990 1.023 Inelástica 0.16 0.10 0.04
Honduras 0.732 0.935 0.981 1.047 Inelástica 0.16 0.10 0.04
Nicaragua 0.652 0.916 0.976 1.058 Inelástica 0.16 0.10 0.04
Costa Rica 0.765 0.943 0.983 1.043 Inelástica 0.16 0.10 0.04
Panamá 1.000 - - - Inelástica - - -
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Como puede observarse en la tabla anterior, la demanda de Panamá es la única que no tiene
definida elasticidad (niveles demanda-precio 2, 3 y 4), y por tanto su demanda será
representada por un único escalón inelástico.
1.5. Precios de los combustibles
Los precios de la energía eléctrica en los países miembros del MER son sensibles a los precios
de los combustibles, debido que en las matrices de generación contienen máquinas que
operan con combustibles fósiles, cuyos precios de compra se encuentran ligados a los
precios internacionales del crudo.
Para estimar la evolución de los precios de combustibles y costos variables de las centrales
de generación térmica de la región, se utilizaron las estimaciones del Short Term Energy
Outlook del mes de julio de 2020, de la Administración de Información de Energía de EE. UU.
(EIA), la cual cuenta con proyecciones hasta diciembre de 2021.
Es importante tener en consideración lo indicado en esta publicación, en relación con la
elevada incertidumbre a la que se encuentran sujetas todas las fuentes de energía, incluidos
los combustibles, debido a los efectos de la pandemia COVID-19 que aún continúa
evolucionando y que ha causado un cambio en los patrones de oferta y demanda en el año
2020. En relación con el aumento de los precios de los combustibles en el mes de junio,
sugieren que se debió a que en diversas regiones del mundo ha incrementado la
movilización en vehículos particulares debido a la demanda de servicios a domicilio y la
paralización del transporte público colectivo, mientras que el suministro mundial de petróleo
disminuyó como resultado de los recortes de producción por parte de la Organización de
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y países socios (OPEC+). La EIA espera que las
mayores caídas en el consumo de combustibles líquidos de EE. UU. ya hayan ocurrido y el
consumo incremente durante la segunda mitad de 2020 y en 2021.
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Tabla 6. Proyección de precios de los combustibles.
Año Mes Búnker
$/gal
Diésel
$/gal
Carbón
$/MMBtu
Gas Natural (HH)
$/MMBtu
2020
Ene 1.94 1.86 1.94 2.02
Feb 1.74 1.67 1.91 1.91
Mar 1.37 1.28 1.92 1.79
Abr 0.92 0.91 1.92 1.74
May 0.97 0.95 2.04 1.75
Jun 1.15 1.16 2.02 1.63
Jul 1.26 1.22 2.00 1.61
Ago 1.28 1.22 2.00 1.65
Sep 1.33 1.24 2.00 1.70
Oct 1.29 1.30 2.00 1.95
Nov 1.30 1.33 2.00 2.56
Dic 1.33 1.34 2.01 2.86
2021
Ene 1.00 1.32 2.03 3.04
Feb 1.04 1.39 2.04 3.07
Mar 1.03 1.48 2.05 3.05
Abr 1.02 1.51 2.07 2.95
May 1.04 1.54 2.06 2.96
Jun 1.05 1.58 2.04 3.06
Jul 1.04 1.58 2.03 3.07
Ago 1.08 1.64 2.04 3.13
Sep 1.08 1.65 2.04 3.18
Oct 1.07 1.68 2.03 3.20
Nov 1.10 1.68 2.04 3.22
Dic 1.12 1.64 2.04 3.26
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Figura 4. Proyección de los precios de los combustibles.
1.6. Parámetros económicos
Los parámetros económicos para considerar en los estudios de planificación abarcan la tasa
de descuento y el costo de energía no suministrada, cuyas metodologías de cálculo y valores
serán determinados por CRIE, según está establecido en el Capítulo 10 del Libro III del RMER,
en los numerales 10.4.5 y 10.8.1, respectivamente.
1.6.1. Tasa de Descuento
La tasa de descuento permite determinar las anualidades de los costos de inversión y
operación del sistema. Al respecto, el numeral 10.4.5 el Libro III del RMER establece, “el valor
presente neto de las series de costos se calculará usando una tasa de descuento calculada
mediante una metodología que definirá la CRIE. El valor que se adopte deberá considerar
adecuadamente los valores promedio de riesgos del conjunto de los Países Miembro”.
La tasa de descuento vigente para los estudios de planificación regional está definida en la
Resolución CRIE-35-2020, con un valor de 9.65%
1.6.2. Costo de energía no suministrada
El costo de energía no suministrada (CENS), corresponde en principio, al costo en el que
incurren los consumidores finales debido a la interrupción intempestiva y sin preaviso, de su
suministro de energía eléctrica. El CENS afecta en diferente medida a los consumidores
conectados a las redes eléctricas, según la duración de la falla y el sector de consumo
(industrial, comercial, residencial, u otro), por lo que en los modelos de planificación se hace
necesario establecer diferentes escalones de falla que permitan representar estos efectos en
la operación del sistema.
En relación con el CENS, el numeral 10.8.1 del RMER establece que, “A los efectos de su uso
en los estudios de planificación, la CRIE elaborará y aprobará una metodología para
determinar el Costo de la Energía no Suministrada en cada país. Esta metodología deberá ser
aprobada por la CRIE antes de cumplirse un (1) año posterior a la vigencia de este Reglamento.
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El costo de la Energía no Suministrada deberá ser actualizado como máximo cada cinco (5)
años”.
Los escalones y valores de ENS para los estudios de planificación regional se encuentran
definidos en la Resolución CRIE-34-2018, siendo estos los siguientes:
Tabla 7. Costo de energía no suministrada por escalón de profundidad para los estudios de
Planificación.
Bloque Profundidad CENS
(US$/MWh)
Bloque 1 Desde 0% - hasta 5% 466
Bloque 2 Mayor a 5% - hasta 10% 870
Bloque 3 Mayor de 10% - hasta 30% 1,216
Bloque 4 Mayor de 30% 2,056
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2. Parámetros y premisas de simulación
2.1. Parámetros del modelo
El Planeamiento Operativo es ejecutado con el módulo de simulación del MER (modelo
SDDP, de la firma brasileña PSR-Inc.), el cual forma parte del Sistema de Planificación de la
Generación y Transmisión Regional (SPTR). En este estudio será utilizada la versión 16.0.2 de
dicho modelo, cuyas opciones de ejecución se detallan a continuación:
Tabla 8. Parámetros definidos en el módulo de simulación del MER.
Parámetro Descriptor Valor / Criterio utilizado
Modelo de caudales
Modelo para generar las secuencias de
caudales estocásticos utilizados por la
simulación forward y los escenarios de
caudales condicionados utilizados en la
fase backward.
Modelo ARP
Tipo de estudio
Indica si serán utilizados diferentes
secuencias de caudales para el
algoritmo SDDP (estudio estocástico), o
si será utilizada una única secuencia de
caudales (estudio determinístico).
Estocástico
Número de escenarios forward
Número de secuencias hidrológicas
usadas en la fase forward del algoritmo
SDDP o en la actividad de la simulación.
100
Número de escenarios backward
Número de escenarios de caudales
condicionados usados en la fase
Backward del algoritmo SDDP, o en la
simulación.
50
Número mínimo de iteraciones
Límite mínimo de las fases simulación
forward y backward en el algoritmo de
la programación dinámica estocástica
dual (SDDP).
1
Número máximo de iteraciones
Límite máximo de las fases simulación
forward y backward en el algoritmo de
la programación dinámica estocástica
dual (SDDP).
15
Número de años adicionales
Este dato es utilizado en el cálculo de la
política operativa para amortiguar el
efecto de amortiguamiento de las
condiciones finales de los embalses.
2 años, sin incluir en la
simulación final
Configuración de restricciones
cronológicas
Se indica al modelo si considera las
modificaciones en los datos a lo largo
del período de planificación.
Dinámica
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Parámetro Descriptor Valor / Criterio utilizado
Representación de incertidumbre
de las fuentes renovables
Se indica al modelo la metodología para
seleccionar los escenarios de generación
de las fuentes renovables.
Sorteo de escenarios
Modo operativo Define la política de intercambio de
potencia entre subsistemas. Coordinado
Resolución
Tipo de etapas que serán utilizadas en
las simulaciones. Dos opciones están
disponibles en el modelo, etapas
semanales o mensuales.
Etapas mensuales
Evaluación de la red eléctrica
Opciones para representación de la red
eléctrica por medio de diferentes
modelos y modos de ejecución.
Flujo DC con pérdidas, corte de
carga en todas las barras y
monitoreo de límites de la red
de transmisión (circuitos con
tensión >= 115 kV) y circuitos
inter regionales.
2.2. Premisas del caso de estudio
2.1.1. Horizonte de análisis
El presente Planeamiento Operativo abarca el período de julio 2020 a diciembre 2021. En las
simulaciones se incluirán dos años adicionales al final del horizonte, para amortiguar el
efecto de los embalses, sin embargo, las etapas de los años adicionales no serán
consideradas en los resultados.
2.1.2. Año inicial de hidrología
Se define como año inicial de hidrología el 2003 considerando los pronósticos de lluvia
estimados en el informe de “Perspectiva Regional del Clima de Centroamérica” del Comité
Regional de Recursos Hidráulicos (CRRH), correspondientes a los meses de mayo a julio
2020, el cual refiere que la región ha estado influenciada por el Fenómeno de El Niño
debilitado, resultando pronósticos de lluvias irregulares y en general con valores menores a
los normales en algunas regiones del istmo y cercanos a lo normal en otras, sin embargo no
se descarta una posible transición a un enfriamiento del Pacífico ecuatorial oriental que
pueda ser catalogado como un evento de La Niña con influencia regional.
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Los pronósticos de lluvia estimados en este informe denotan que las lluvias tendrán un
comportamiento con tendencia normal en la mayor parte de la región, según los rangos que
se muestran en el mapa que sigue a continuación:
Figura 5. Mapa de la Perspectiva del Clima para Centroamérica, mayo a julio 2019.
Fuente: Perspectiva Regional del Clima Centroamérica, Comité Regional de Recursos
Hidráulicos.
Para esta perspectiva los colores del mapa muestran las diferentes probabilidades de
precipitación; las zonas indicadas en verde tienen una probabilidad de 40% que la lluvia
acumulada para el trimestre mayo a julio 2020 ocurran en el escenario arriba de lo normal,
mientras que las zonas indicadas en marrón tienen una probabilidad de 40% que la lluvia
ocurra por debajo de lo normal, y las zonas amarillas tienen una probabilidad de 45% que
la lluvia ocurra en el escenario normal.
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En la siguiente tabla se muestran los años que podrían representar las condiciones de lluvia
para los pronósticos de la perspectiva, de acuerdo a los análisis realizados para los países
del MER con la metodología de años análogos:
Tabla 9. Años análogos para las condiciones de lluvia previstas de mayo a julio de 2020.
País Años análogos
Guatemala 2003, 2006, 2013 y 2014
El Salvador 1978, 1986, 1989, 1990, 1991, 1995, 2003, 2206 y 2015
Honduras 1959, 1995 y 2005
Nicaragua 1986, 1988, 1989, 1994 y 2003
Costa Rica 1995, 2005
Panamá 1990, 1995, 2004 y 2007
2.1.3. Capacidad de intercambio regional
La capacidad operativa prevista para la red de transmisión regional ha sido modelada por
medio de la restricción eléctrica de “Suma de Flujo en Circuitos” disponibles en el módulo de
simulación, cuyos valores fueron estimados con base en la metodología de los Estudios de
Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia (MCTP) entre los sistemas del MER, en el
marco del estudio de Diagnóstico de Mediano Plazo 2021-2025 que actualmente se
encuentra en proceso, considerando las expansiones de generación y transmisión de corto
plazo. Teniendo en cuenta lo anterior, las MCTP estimadas para el horizonte de análisis se
presentan en la tabla que sigue a continuación:
Tabla 10. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y El Salvador en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 280 270
2 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 240 240 240 240 240 240 270
3 300 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 240 240 240 240 240 240 270
4 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300
5 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300
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Tabla 11. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y El Salvador en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 360 360 360 360 360 360 270
2 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 180 180 180 180 180 180 280
3 300 300 300 300 300 280 280 280 280 280 280 180 180 180 180 180 180 280
4 300 300 300 300 300 240 240 240 240 240 240 210 210 210 210 210 210 230
5 300 300 300 300 300 240 240 240 240 240 240 210 210 210 210 210 210 230
Tabla 12. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y Honduras en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 240 300 300 300 300 300 60 60 60 60 60 150 150 150 150 150 150 90
2 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10
3 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10
4 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 250 250 250 250 250 250 300
5 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 250 250 250 250 250 250 300
Tabla 13. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Guatemala y Honduras en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 300 300 300 300 300 300 160 160 160 160 160 90 90 90 90 90 90 110
2 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 170 170 170 170 170 170 290
3 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 170 170 170 170 170 170 290
4 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210
5 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210
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Tabla 14. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre El Salvador y Honduras en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 300 300 300 300 300 300 60 60 60 60 60 150 150 150 150 150 150 90
2 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10
3 220 300 300 300 300 300 10 10 10 10 10 50 50 50 50 50 50 10
4 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 120 120 120 120 120 120 300
5 300 300 300 300 300 300 260 260 260 260 260 120 120 120 120 120 120 300
Tabla 15. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre El Salvador y Honduras en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 300 300 300 300 300 300 160 160 160 160 160 100 100 100 100 100 100 110
2 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 190 190 190 190 190 190 290
3 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 190 190 190 190 190 190 290
4 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210
5 300 300 300 300 300 230 230 230 230 230 230 210 210 210 210 210 210 210
Tabla 16. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Honduras y Nicaragua en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 210 220 220 220 220 170 160 160 160 160 160 100 100 100 100 100 100 110
2 190 220 220 220 220 180 100 100 100 100 100 50 50 50 50 50 50 150
3 190 220 220 220 220 180 100 100 100 100 100 50 50 50 50 50 50 150
4 170 172 172 172 172 155 280 280 280 280 280 290 290 290 290 290 290 210
5 170 172 172 172 172 155 280 280 280 280 280 290 290 290 290 290 290 210
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Tabla 17. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Honduras y Nicaragua en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 220 260 260 260 260 300 60 60 60 60 60 160 160 160 160 160 160 90
2 220 140 140 140 140 30 30 30 30 30 30 40 40 40 40 40 40 10
3 220 140 140 140 140 30 30 30 30 30 30 40 40 40 40 40 40 10
4 220 230 230 230 230 220 220 220 220 220 220 260 260 260 260 260 260 290
5 220 230 230 230 230 220 220 220 220 220 220 260 260 260 260 260 260 290
Tabla 18. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Nicaragua y Costa Rica en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 180 260 260 260 260 180 130 130 130 130 130 270 270 270 270 270 270 160
2 170 250 250 250 250 200 140 140 140 140 140 270 270 270 270 270 270 210
3 170 250 250 250 250 200 140 140 140 140 140 270 270 270 270 270 270 210
4 170 213 213 213 213 185 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 230
5 170 213 213 213 213 185 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 270 230
Tabla 19. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Nicaragua y Costa Rica en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 220 220 220 220 220 220 90 90 90 90 90 80 80 80 80 80 80 190
2 220 220 220 220 220 150 150 150 150 150 150 300 300 300 300 300 300 110
3 220 220 220 220 220 150 150 150 150 150 150 300 300 300 300 300 300 110
4 220 138 138 138 138 200 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300
5 220 138 138 138 138 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
Tabla 20. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Costa Rica y Panamá en
sentido Norte a Sur (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 130 50 50 50 50 270 230 230 230 230 230 30 30 30 30 30 30 300
2 100 100 100 100 100 270 150 150 150 150 150 10 10 10 10 10 10 190
3 100 100 100 100 100 270 150 150 150 150 150 10 10 10 10 10 10 190
4 170 25 25 25 25 235 240 240 240 240 240 30 30 30 30 30 30 300
5 170 25 25 25 25 235 240 240 240 240 240 30 30 30 30 30 30 300
Tabla 21. Máxima Capacidad de Transferencia de Potencia entre Costa Rica y Panamá en
sentido Sur a Norte (MW).
Bloque 2020 2021
Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
1 150 150 150 150 150 280 270 270 270 270 270 70 70 70 70 70 70 120
2 50 50 50 50 50 260 260 260 260 260 260 180 180 180 180 180 180 110
3 50 50 50 50 50 260 260 260 260 260 260 180 180 180 180 180 180 110
4 220 100 100 100 100 290 290 290 290 290 290 40 40 40 40 40 40 40
5 220 100 100 100 100 290 290 290 290 290 290 40 40 40 40 40 40 40
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
3. Estado del sistema
3.1. Oferta existente
La capacidad de generación disponible en los países del MER al mes de junio de 2020, de
acuerdo con la información remitida por los OS/OM y disponible en la Base de Datos
Regional, es de 17,093.1 MW, de los cuales 43% corresponde a centrales hidroeléctricas, 36%
a centrales térmicas con combustibles fósiles, 7% a centrales eólicas, 6% a centrales de
biomasa, 5% a centrales solares fotovoltaicas y 3% a geotérmicas. A continuación se presenta
un cuadro con el detalle de capacidad disponible por sistema y tipo de recurso:
Tabla 22. Oferta disponible en los países de América Central por tipo de recurso (MW).
Recurso Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total C.A.
Geotérmico 33.6 174.5 35.0 110.0 207.7 0.0 560.8
Hidroeléctrico 1,573.8 557.2 842.2 139.2 2,044.4 1,906.7 7,063.4
Eólico 102.5 0.0 254.3 186.6 400.6 270.0 1,214.0
Solar FV 80.0 204.0 538.5 24.0 21.4 187.7 1,055.6
Gas Natural 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 606.0 606.0
Biomasa 691.8 208.0 164.9 119.0 37.3 8.1 1,229.1
Carbón 589.8 0.0 119.0 0.0 0.0 407.0 1,115.8
Fuel Oil 736.0 708.7 782.8 767.9 418.3 1,389.2 4,802.8
Total sistema 3,807.4 1,852.3 2,736.7 1,346.7 3,129.7 4,774.6 17,647.5
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Figura 6. Oferta disponible en los países de América Central, por tipo de recurso.
3.2. Incorporaciones recientes
3.2.1. Proyectos de generación
De acuerdo con el programa de expansión de los sistemas nacionales, durante el primer
semestre del año 2020 entraron en operación 6 proyectos de generación, todos ellos solares
fotovoltaicos, los cuales totalizan 147.9 MW de nueva capacidad, siendo notable el parque
Capella Solar instalado en El Salvador, con capacidad de 100 MW.
Tabla 23. Incorporación de generación en los países de América Central durante el primer
semestre del año 2020.
Sistema Recurso Proyecto Fecha
incorporación
Capacidad
(MW)
El Salvador Solar FV Capella Solar 2 1/4/2020 100.0
El Salvador Solar FV Sonsonate Energía 1/4/2020 10.0
Honduras Solar FV Solar Lorenzo 1/1/2020 10.0
Honduras Solar FV Solar Manzanilla 1/1/2020 21.9
Costa Rica Solar FV P.S. Huacas 4/3/2020 5.0
Panamá Solar FV Solar Farallon 2 1/6/2020 1.0
Total
147.9
3.2.2. Proyectos de transmisión
´Con base en la información actualizada por los OSOM, se identifican siete modificaciones
que serían efectuadas en la red de transmisión durante el primer semestre del año 2020, que
corresponde a la incorporación de una nueva línea en el sistema de Guatemala, y el
incremento de capacidad en tres líneas del sistema nicaragüense, así como en tres
transformadores ubicados en Honduras, Costa Rica y Panamá.
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Tabla 24. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión ejecutadas durante el
primer semestre de 2020 en los países de América Central
Sistema Elemento Proyecto Barra
Origen
Barra
Destino
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación
Fecha
Modificación
Guatemala Línea Los Esclavos –
Barberena 1406 14012 69 83.8 Incorporación ene/2020
Honduras Transformador Tocontín 610 3155 39032 230/138 150 Incremento
capacidad ene/2020
Nicaragua Línea Amayo –
Frontera 4750 4408 230 414
Incremento
capacidad ene/2020
Nicaragua Línea Masaya –
Eolo 4404 4803 230 330
Incremento
capacidad ene/2020
Nicaragua Línea Acahualinca –
Managua 4300 4317 138 200
Incremento
capacidad mar/2020
Costa Rica Transformador La Caja AT4 53000 53004 230/138 110 Incremento
capacidad mar/2020
Panamá Transformador Chorrera T1 6005 6007 230/34.5 100 Incremento
capacidad abr/2020
3.3. Expansiones y modificaciones programadas para el período julio
2020 a diciembre 2021
3.3.1. Proyectos de generación
Las adiciones de generación previstas en los países del MER para el período julio 2020 a
diciembre 2021, son aquellas que se encuentran en construcción de acuerdo con los planes
nacionales de expansión e información suministrada por los Agentes a través de los OS/OM.
En el período indicado se identifican 16 proyectos, los cuales totalizan 819.9 MW.
Tabla 25. Expansión de generación prevista a incorporarse en el período julio 2020 –
diciembre 2021, por país y recurso (MW).
Sistema Recurso Proyecto Fecha
entrada
Capacidad
(MW)
El Salvador
Solar FV Ecosolar oct-2020 9.9
Eólico Eólica Ventus nov-2020 50.0
Hidroeléctrico El Chaparral ene-2021 65.7
Honduras Hidroeléctrico Patuca 3 jul-2020 104.0
Nicaragua
Hidroeléctrico La Mora dic-2020 2.1
Solar FV Proyecto Solar 2 ene-2021 30.0
Gas Natural Gas Natural nov-2021 315.0
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Sistema Recurso Proyecto Fecha
entrada
Capacidad
(MW)
Costa Rica Hidroeléctrico Río Bonilla jun-2021 6.0
Hidroeléctrico P.H Río Bonilla 510 jun-2021 6.0
Panamá
Solar FV Planta Solar Fotovoltaica Penonomé nov-2020 120.0
Hidroeléctrico El Alto G4 jun-2021 1.1
Eólico Toabré Etapa 1 jun-2021 66.0
Solar FV Ecosolar jun-2021 10.0
Solar FV Farallón Solar 2 Etapa 2 jun-2021 5.2
Solar FV Don Félix Etapa 2 dic-2021 8.0
Solar FV La Esperanza Solar dic-2021 20.0
Total
818.9
Figura 7. Expansión de generación prevista a incorporarse en el período de julio 2020 a
diciembre de 2021, por país y recurso.
Como parte de las modificaciones en el sistema de generación, ha sido informada una
reducción escalonada de capacidad en el proyecto eólico Tejona en Costa Rica, el cual
operaba inicialmente con 20 MW de capacidad, a partir de enero de 2018 redujo su
capacidad a 17 MW, en enero 2020 se redujo a 10 MW, y finalmente saldrá de operación en
enero de 2024.
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
3.3.2. Ampliaciones de transmisión
Las modificaciones previstas para la red de transmisión entre julio 2020 y diciembre 2021
son aquellas que se encuentran en construcción de acuerdo con los planes nacionales de
expansión e información suministrada por los Agentes a través de los OS/OM. A
continuación se presenta el cronograma de desarrollo previsto en cada uno de los países:
Tabla 26. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Guatemala.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto Tensión
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 1108 1444 Guate Norte – Tactic A 230 558.5 Retiro ene/2021
Línea 1108 1448 Guate Norte – Tactic B 230 558.5 Retiro ene/2021
Línea 1108 1138 Guate Norte – Lo de Reyes A 230 558.5 Incorporación ene/2021
Línea 1108 1138 Guate Norte – Lo de Reyes B 230 558.5 Incorporación ene/2021
Línea 1110 1134 Los Brillantes – Sololá A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1130 1134 Las Cruces – Sololá A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1130 1137 Las Cruces – Guate Oeste A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1130 1137 Las Cruces – Guate Oeste B 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1130 1139 Las Cruces – Palestina A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1130 1139 Las Cruces – Palestina B 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1134 1841 Sololá – Huehuetenango A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1137 1138 Guate Oeste – Lo de Reyes A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1137 1138 Guate Oeste – Lo de Reyes B 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1137 1793 Guate Oeste – Incienso A 230 424 Incorporación ene/2021
Línea 1138 1444 Lo de Reyes – Tactic A 230 558.5 Incorporación ene/2021
Línea 1138 1444 Lo de Reyes – Tactic B 230 558.5 Incorporación ene/2021
Línea 1315 1859 Sololá – Sololá A 69 83.8 Incorporación ene/2021
Línea 1730 1732 Izabal – Morales A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1840 1843 Covadonga – Chiantla A 230 438.2 Incorporación ene/2021
Línea 1841 1843 Huehuetenango – Chiantla A 230 424 Incorporación ene/2021
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
Tabla 27. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de El Salvador.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 27171 27531 Cerrón Grande - Chalate 1 115 130 Incorporación dic/2020
Línea 27481 27901 Talnique - Tamanique 1 115 130 Incorporación jul/2021
Línea 27171 27371 Cerrón Grande - Nejapa 1 115 260 Retiro sep/2021
Línea 27171 27561 Cerrón Grande - Apopa 1 115 260 Incorporación sep/2021
Línea 27371 27561 Nejapa - Apopa 1 115 260 Incorporación sep/2021
Línea 27181 27601 15 Septiembre - Chaparral 1 115 130 Incorporación ene/2021
Línea 27341 27541 San Miguel - Morazán 1 115 130 Incorporación dic/2021
Línea 27361 27481 San Antonio Abad - Talnique 1 115 260 Retiro dic/2021
Línea 27361 27551 San Antonio - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021
Línea 27421 27441 Nuevo Cuscatlán - Ateos 1 115 260 Retiro dic/2021
Línea 27421 27551 Nuevo Cuscatlán - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021
Línea 27441 27551 Ateos - Volcán 1 115 260 Incorporación dic/2021
Línea 27481 27551 Talnique - Volcán 1 115 410 Incorporación dic/2021
Transformador 27431 22431 San Martín 115/23-1 115/23 75 Incorporación oct/2020
Transformador 27531 24561 Chalatenango 115/46-1 115/46 50 Incorporación dic/2020
Transformador 24481 27481 Talnique 46/115-1 46/115 100 Incremento capacidad may/2021
Transformador 27901 24901 Tamanique 115/46-1 115/46 50 Incorporación jul/2021
Transformador 27561 22551 Apopa 115/23-1 115/23 75 Incorporación sep/2021
Transformador 27541 24571 Rosario de Mora 115/46 115/46 50 Incorporación dic/2021
Transformador 27551 22541 Volcán 115/23-1 115/23 75 Incorporación dic/2021
Tabla 28. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Honduras.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 3036 3424 Bermejo - Elcatex 1 69 68.3 Retiro ene/2021
Línea 3424 3116 Elcatex - Alston 69 47.9 Retiro ene/2021
Línea 3030 3101 Suyapa - Santa Fe 1 138 151.8 Retiro jun/2021
Línea 3060 3427 Comayagua - Amarateca 1 138 151.8 Retiro jun/2021
Línea 3033 3429 Suyapa - Amarateca 2 230 405.1 Retiro dic/2021
Línea 3030 3241 Suyapa – Sitio 138 151.8 Incorporación dic/2021
Línea 3033 3239 Suyapa - Cerro Grande 230 405.1 Incorporación dic/2021
Línea 3045 3191 Bella Vista - El Centro 138 151.8 Incorporación dic/2021
Línea 3239 3429 Cerro Grande – Amarateca 230 405.1 Incorporación dic/2021
Línea 3241 3101 Sitio - Santa Fe 138 151.8 Incorporación dic/2021
Transformador 3283 3097 Reguleto T01 230/138 150 Incorporación ene/2021
Transformador 3283 3097 Reguleto T02 230/138 150 Incorporación ene/2021
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Informe de metodología y premisas Planeamiento Operativo de
América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Transformador 3413 3424 Elcatex 13.8/69-1 13.8/69 25 Retiro ene/2021
Transformador 3160 3161 El Retorno UM503 138/13.8 25 Retiro mar/2021
Transformador 3160 3161 El Retorno UM504 138/13.8 50 Incorporación mar/2021
Transformador 3191 3192 El Centro 138/13.8-1 138/13.8 50 Incorporación dic/2021
Transformador 3239 3240 Cerro Grande T01 230/13.8 50 Incorporación dic/2021
Transformador 3239 3275 Cerro Grande T02 230/34.5 50 Incorporación dic/2021
Transformador 3241 3242 SitioT01 138/13.8 50 Incorporación dic/2021
Tabla 29. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Nicaragua.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 4407 4403 Frontera - León I 230 414 Incremento capacidad ene/2021
Línea 4330 4373 Rivas – Tola 138 150 Incorporación mar/2021
Línea 4401 4406 Los Brasiles – Ticuantepe 230 318 Incremento capacidad oct/2021
Línea 4402 4403 Sandino - León I 230 318 Incremento capacidad oct/2021
Línea 4404 4406 Masaya – Ticuantepe 230 318 Incremento capacidad oct/2021
Línea 4419 4402 Mateare I – Sandino 230 318 Incremento capacidad oct/2021
Línea 4750 4803 Amayo - Eolo 230 318 Incremento capacidad oct/2021
Tabla 30. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Costa Rica.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 53850 56000 Rio Macho - San Isidro 230 300 Incremento
capacidad dic/2020
Línea 56000 56100 San Isidro - Palmar 230 300 Incremento
capacidad dic/2020
Línea 53004 53304 La Caja - El Coco 138 190 Incremento
capacidad dic/2021
Línea 53204 53004 Garita - La Caja 138 190 Incremento
capacidad dic/2021
Línea 53204 53304 Garita - El Coco 138 190 Incremento
capacidad dic/2021
Transformador 53000 53004 La Caja-AT3 230/138 110 Incremento
capacidad dic/2020
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Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Transformador 53000 53004 La Caja-AT2 230/138 110 Incremento
capacidad mar/2021
Tabla 31. Ampliaciones y modificaciones del sistema de transmisión previstas para el
período julio 2020 – diciembre 2021 en el sistema de Panamá.
Elemento Barra
Origen
Barra
Destino Proyecto
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVA) Modificación Fecha
Línea 6003 6171 Panamá II – Pacora
(230-1B) 230 608 Incremento capacidad jul/2020
Línea 6003 6470 Panamá II - 24 Diciembre
(230-2B) 230 608 Incremento capacidad jul/2020
Línea 6100 6171 Bayano – Pacora 230 202 Retiro jul/2020
Línea 6018 6350 Cáceres - Punto Medio
(115-8A) 115 140 Incorporación ene/2021
Línea 6032 6350 Marañón - Punto Medio
(115-8B) 115 114 Incorporación ene/2021
Línea 6003 6713 Panamá II - Burunga
(230-12A) 230 275 Retiro dic/2021
Línea 6003 6713 Panamá II - Burunga
(230-13A) 230 275 Retiro dic/2021
Transformador 6260 69001 Changuinola T02 230/115 50 Incorporación ago/2020
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4. Resultados
4.1. Resultados para el sistema eléctrico de Guatemala
4.1.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de Guatemala estimado para el período de este estudio
proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción del 64%, seguido
de centrales termoeléctricas con una proporción del 28%, y en proporciones menores a
partir de generación intermitente (eólicas y solares), geotermia e importaciones desde
México, con proporciones de 4%, 2% y 2%, respectivamente. El despacho totaliza 6,195.08
GWh entre julio y diciembre 2020 y 11,873.42 GWh en el año 2021.
Tabla 32. Despacho de energía estimado para el sistema de Guatemala, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Import.
México Total
2020
Jul 753.04 37.22 24.22 73.32 82.89 970.69
Ago 776.67 29.67 24.22 132.30 79.08 1,041.94
Sep 855.92 16.89 19.71 101.39 71.01 1,064.92
Oct 869.47 23.25 22.15 83.29 55.69 1,053.85
Nov 639.54 46.58 23.44 293.08 7.87 1,010.50
Dic 537.37 50.83 19.37 445.39 0.22 1,053.18
2021
Ene 443.88 51.31 22.15 486.09 0.00 1,003.43
Feb 319.67 41.70 21.88 510.74 0.04 894.02
Mar 385.17 47.40 24.22 559.05 4.15 1,019.99
Abr 367.68 25.33 23.44 611.41 19.56 1,047.42
May 448.74 26.97 18.75 369.39 53.12 916.97
Jun 681.63 30.33 23.44 178.20 9.55 923.14
Jul 795.78 37.57 24.22 76.14 3.87 937.57
Ago 789.36 29.67 24.22 135.86 6.39 985.50
Sep 877.26 17.02 19.71 97.92 8.80 1,020.70
Oct 895.38 23.59 22.15 93.62 6.04 1,040.77
Nov 661.08 46.44 23.44 289.43 0.22 1,020.61
Dic 538.22 51.37 19.37 454.32 0.00 1,063.28
2020 Jul-Dic 4,432.01 204.44 133.10 1,128.77 296.76 6,195.08
2021 Ene-Dic 7,203.85 428.69 266.97 3,862.17 111.73 11,873.42
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Figura 8. Despacho de energía estimado para el sistema de Guatemala, por etapa y tipo de
recurso.
Figura 9. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para el
sistema de Guatemala.
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4.1.2. Importaciones desde México
Las importaciones que se estiman desde el sistema mexicano hacia Guatemala resultan de
las inyecciones correspondientes al contrato del Instituto Nacional de Electrificación de
Guatemala (INDE) con la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE), así como las
correspondientes al contrato de la central de gas natural Energía del Caribe, esta última
instalada en el sistema eléctrico mexicano inyectando hacia el sistema guatemalteco por
medio de la interconexión entre Guatemala y México, en la subestación Los Brillantes.
Las inyecciones estimadas del contrato INDE-CFE resultan prácticamente nulas y totalizan
solamente 12.25 GWh en los 18 meses que abarca el estudio, mientras que las que
corresponden al contrato Energía del Caribe resultan en 296.76 GWh de julio a diciembre de
2020 y 111.73 GWh en el año 2021.
Tabla 33. Importación de energía estimada para Guatemala dese México (GWh).
Año Mes Importación
INDE-CFE
Importación
Energía del Caribe
Importación
Total
2020
Jul 1.54 81.35 82.89
Ago 1.54 77.54 79.08
Sep 6.00 65.02 71.01
Oct 3.17 52.52 55.69
Nov 0.00 7.87 7.87
Dic 0.00 0.22 0.22
2021
Ene 0.00 0.00 0.00
Feb 0.00 0.04 0.04
Mar 0.00 4.15 4.15
Abr 0.00 19.56 19.56
May 0.19 52.93 53.12
Jun 0.00 9.55 9.55
Jul 0.00 3.87 3.87
Ago 0.08 6.31 6.39
Sep 0.25 8.55 8.80
Oct 0.15 5.89 6.04
Nov 0.00 0.22 0.22
Dic 0.00 0.00 0.00
2020 Jul-Dic 12.25 284.52 296.76
2021 Ene-Dic 0.67 111.06 111.73
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Figura 10. Importación de energía estimada para Guatemala dese México.
4.1.3. Intercambios en el MER
Las exportaciones estimadas de Guatemala hacia el MER totalizan 528.38 GWh entre los
meses de julio a diciembre 2020 y 606.33 GWh entre los meses de enero a diciembre de
2021, mientras que las importaciones de julio a diciembre de 2020 suman 84.62 GWh y
406.09 GWh entre enero y diciembre de 2021. Es importante notar las potenciales
importaciones en Guatemala desde el MER, principalmente en los meses de mayo a agosto
de 2021 en los que resultan valores que varían entre 49.06 GWh y 98.38 GWh.
Tabla 34. Importaciones y exportaciones de Guatemala en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones Netas Exportaciones Netas
2020
Jul 35.89 49.28
Ago 18.86 83.48
Sep 5.23 108.36
Oct 9.98 83.41
Nov 7.2 81.24
Dic 7.47 122.62
2021
Ene 23.29 72.89
Feb 16.35 60.72
Mar 19.76 58.45
Abr 19.44 70.74
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Año Mes Importaciones Netas Exportaciones Netas
May 98.38 17.5
Jun 66.2 21.23
Jul 65.79 14.86
Ago 49.06 23.12
Sep 18.76 56.56
Oct 21.52 51.53
Nov 5.07 75.46
Dic 2.46 83.26
2020 Jul-Dic 84.62 528.38
2021 Ene-Dic 406.09 606.33
Figura 11. Exportaciones e importaciones netas de Guatemala en el MER
Los intercambios de energía en el MER del sistema guatemalteco resultan a partir de los
flujos de energía a través de las interconexiones con los sistemas vecinos de El Salvador y
Honduras. Es notable el hecho que el sistema guatemalteco resulta con mayor tendencia de
exportador, debido que los valores de las exportaciones son dominantes en la mayoría de
los meses del horizonte de estudio.
Los flujos de los intercambios resultan mayormente por medio de las interconexiones con El
Salvador, en las que resulta el 73% de las exportaciones y el 56% de las importaciones.
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Tabla 35. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Guatemala en el MER a
través de las interconexiones con El Salvador y Honduras (GWh).
Año Etapa Importación desde
El Salvador
Importación desde
Honduras
Exportación hacia
El Salvador
Exportación hacia
Honduras
2020
Jul 22.9 24.61 49.29 11.6
Ago 13.07 13.5 72.81 18.38
Sep 4.39 5.33 77.45 35.41
Oct 9.03 7.39 62.91 26.93
Nov 1.14 13.87 69.63 19.42
Dic 0.99 9.79 97.89 28.03
2021
Ene 7.94 16.19 53.26 20.47
Feb 5.13 13.96 51.13 12.33
Mar 10.74 10.13 36.13 23.44
Abr 12.69 9.7 48.99 24.7
May 74.2 26.01 9.83 9.49
Jun 44.09 28.69 21.79 6.03
Jul 42 29.45 16.12 4.4
Ago 39.79 19.92 25.6 8.18
Sep 16.74 9.36 45.41 18.51
Oct 21 10.9 40.57 21.35
Nov 1.78 7.45 59.75 19.86
Dic 0.48 5.08 66.38 19.98
2020 Jul-Dic 51.51 74.49 429.99 139.78
2021 Ene-Dic 276.58 186.85 474.96 188.73
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Figura 12. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Guatemala en el MER a
través de las interconexiones con El Salvador y Honduras.
4.1.4. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Guatemala resultan en
valores promedio ponderados de 36.46 $/MWh para los meses julio a diciembre 2020 y
40.58 $/MWh para el año 2021, siendo el bloque de máxima demanda el que resulta con los
mayores costos, los cuales varían entre 44.57 $/MWh y 58.23 $/MWh en los meses julio a
diciembre 2020, y entre 39.35 $/MWh y 55.57 $/MWh en el año 2021. Los menores costos
se presentan en el bloque de mínima demanda, con valores que oscilan entre 26.38 $/MWh
y 35.07 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020, y entre 27.73 $/MWh y 45.58 $/MWh
en el año 2021.
Tabla 36. Costo marginal por bloque para el sistema de Guatemala (US$/MWh).
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020
Jul 57.13 40.50 38.79 36.51 35.07 38.69
Ago 55.79 39.88 38.03 35.16 33.95 38.52
Sep 58.23 38.77 34.97 29.20 26.38 35.74
Oct 57.70 37.09 33.22 28.87 26.74 34.13
Nov 47.15 38.33 37.89 35.02 32.56 36.72
Dic 44.57 38.01 37.52 33.67 29.79 34.95
2021
Ene 46.92 40.36 40.16 38.45 34.58 38.60
Feb 47.65 43.98 43.54 42.34 37.54 42.11
Mar 50.57 43.96 43.62 42.22 39.35 43.00
Abr 50.14 47.63 47.22 45.36 43.53 46.78
May 55.57 51.63 51.26 48.17 45.58 49.60
Jun 51.50 41.77 41.30 40.65 40.12 42.74
Jul 53.64 40.84 39.81 38.08 37.29 39.73
Ago 54.66 40.26 39.71 37.10 36.54 39.84
Sep 55.15 39.30 37.62 32.38 27.73 36.94
Oct 54.97 38.32 36.34 28.94 28.33 35.32
Nov 45.35 37.42 37.23 35.65 34.74 36.84
Dic 39.35 36.85 36.57 35.00 33.75 35.63
2020 Promedio 53.43 38.76 36.74 33.07 30.75 36.46
2021 Promedio 50.46 41.86 41.2 38.7 36.59 40.58
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Figura 13. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Guatemala.
4.1.5. Indicador de Confiabilidad Energética
El criterio de confiabilidad adoptado considera riesgo de déficit en un sistema si en una de
las etapas del horizonte de estudio, se supera el 2% de la demanda en más del 5% de las
series hidrológicas analizadas. En el presente estudio, el sistema eléctrico de Guatemala no
presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna etapa de todas las series analizadas
presenta déficit.
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Figura 14. Confiabilidad del sistema eléctrico de Guatemala.
4.2. Resultados para el sistema eléctrico de El Salvador
4.2.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de El Salvador estimado para el período de julio 2020 a
diciembre 2021, proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción
de 47%, seguido de generación geotérmica con una proporción de 30%, generación
intermitente (eólica y solar) con una proporción de 13% y finalmente de generación térmica
con una proporción de 11%. El despacho totaliza 2,317.96 GWh de julio a diciembre de 2020
y 4,996.1 GWh en el año 2021.
Tabla 37. Despacho de energía estimado para el sistema de El Salvador, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total
2020
Jul 219.89 28.53 123.05 0.38 371.84
Ago 262.35 29.34 109.69 0.19 401.58
Sep 288.50 28.83 119.08 2.08 438.48
Oct 289.55 35.53 123.05 1.03 449.16
Nov 83.88 57.60 99.63 90.27 331.37
Dic 44.32 64.87 123.05 93.28 325.52
2021 Ene 46.89 68.69 129.84 94.00 339.41
Feb 52.65 60.71 93.72 85.05 292.13
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Mar 121.73 61.86 129.84 98.90 412.33
Abr 193.68 53.18 125.65 101.36 473.88
May 336.47 53.65 129.84 26.29 546.26
Jun 285.35 42.49 125.65 5.51 459.01
Jul 218.86 58.64 129.84 3.39 410.74
Ago 290.17 51.86 114.94 5.28 462.25
Sep 262.43 47.32 125.65 8.20 443.60
Oct 270.49 52.13 129.84 5.45 457.92
Nov 96.44 58.66 112.33 90.27 357.70
Dic 52.92 64.82 129.84 93.28 340.87
2020 Jul-Dic 1,188.49 244.71 697.53 187.23 2,317.96
2021 Ene-Dic 2,228.08 674.02 1,477.01 616.99 4,996.10
Figura 15. Despacho de energía estimado para el sistema de El Salvador, por etapa y tipo
de recurso
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Figura 16. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para
el sistema de El Salvador.
4.2.2. Intercambios en el MER
Las exportaciones e importaciones en el MER estimadas para El Salvador, muestran que este
sistema resulta mayormente como importador en la región, ya que las exportaciones de este
sistema hacia el MER resultan poco significativas en comparación con sus importaciones, las
primeras con valores promedio de 8.35 GWh en los meses de julio a diciembre de 2020 y
14.52 GWh en el año 2021, mientras que las importaciones resultan con valores promedio
de 111.57 GWh en los meses de julio a diciembre de 2020 y 93.92 GWh en el año 2021.
Entre los meses julio a diciembre de 2020 las importaciones totalizan 669.44 GWh y en el
año 2021 suman 1,127.05 GWh, en tanto que las exportaciones totalizan solo 50.1 GWh en
los meses de julio a diciembre de 2020 y 138.67 GWh en el año 2021.
Tabla 38. Exportaciones e importaciones netas de El Salvador en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones El Salvador Exportaciones El Salvador
2020
Jul 127.68 5.51
Ago 111.6 8.74
Sep 64.55 17.14
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Oct 68.76 17.92
Nov 138.44 0.8
Dic 158.41 0
2021
Ene 147.63 0.76
Feb 148.57 0.25
Mar 95.47 0.47
Abr 55.54 12.96
May 7.48 29.85
Jun 63.21 21.9
Jul 98.51 3.05
Ago 76.66 22.34
Sep 73.36 21.57
Oct 77.1 24.15
Nov 125.77 1.33
Dic 157.76 0.05
2020 Total 669.44 50.1
2021 Total 1127.05 138.67
Figura 17. Exportaciones e Importaciones netas de El Salvador en el MER
Los intercambios de energía de El Salvador en el MER resultan a partir de los flujos de energía
a través de las interconexiones con los sistemas vecinos de Guatemala y Honduras. Es
notable el hecho que el sistema salvadoreño resulta con mayores importaciones que
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exportaciones en todo el horizonte de estudio, y dichas importaciones resultan con una
proporción de 58% a través de la interconexión con Honduras. Las exportaciones, que son
bastante menores en proporción a las importaciones, ocurren con una proporción del 58%
a través de las interconexiones con el sistema guatemalteco.
Tabla 39. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de El Salvador en el MER a
través de las interconexiones con Guatemala y Honduras (GW).
Año Mes Importación desde
Guatemala Importación desde
Honduras Exportación hacia
Guatemala Exportación hacia
Honduras
2020
Jul 49.29 99.14 22.90 3.36
Ago 72.81 55.71 13.07 12.60
Sep 77.45 17.99 4.39 43.64
Oct 62.91 23.23 9.03 26.28
Nov 69.63 74.67 1.14 5.52
Dic 97.89 72.43 0.99 10.92
2021
Ene 53.26 107.46 7.94 5.92
Feb 51.13 107.32 5.13 5.00
Mar 36.13 78.82 10.74 9.22
Abr 48.99 46.07 12.69 39.8
May 9.83 67.46 74.2 25.46
Jun 21.79 70.64 44.09 7.02
Jul 16.12 121.66 42.00 0.32
Ago 25.60 72.38 39.79 3.86
Sep 45.41 38.64 16.74 15.52
Oct 40.57 47.91 21.00 14.52
Nov 59.75 72.21 1.78 5.74
Dic 66.38 92.9 0.48 1.09
2020 Total 429.99 343.17 51.51 102.31
2021 Total 474.96 923.46 276.58 133.46
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Figura 18. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de El Salvador en el MER a
través de las interconexiones con Guatemala y Honduras.
4.2.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de El Salvador, resultan en
valores promedio ponderados de 38.73 $/MWh en los meses julio a diciembre de 2020 y
41.67 $/MWh en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los
mayores valores, los cuales varían entre 47.85 $/MWh y 63.24 $/MWh de julio a diciembre
de 2020, y entre 40.24 $/MWh y 59.30 $/MWh en el año 2021. Los menores costos se
presentan en el bloque de mínima demanda, con valores que oscilan entre 27.89 $/MWh y
35.45 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020, y entre 28.10 $/MWh y 44.91 $/MWh en
el año 2021.
Tabla 40. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de El Salvador ($/MWh).
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020 Jul 60.47 43.01 41.12 37.79 35.45 40.43
Ago 59.67 43.12 40.58 36.85 34.59 40.82
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Sep 63.24 41.67 37.76 31.44 27.89 38.43
Oct 62.15 39.92 35.67 30.82 28.34 36.58
Nov 50.18 40.90 40.58 36.13 32.85 38.52
Dic 47.85 42.97 41.51 35.31 30.00 37.62
2021
Ene 50.33 43.07 42.97 40.21 34.67 40.43
Feb 51.03 46.52 46.27 44.49 37.65 44.07
Mar 54.36 45.82 45.76 44.07 40.10 44.83
Abr 54.14 49.30 49.11 47.30 44.81 48.78
May 59.30 53.28 52.75 47.45 44.91 50.23
Jun 52.94 42.53 41.31 40.08 39.64 43.00
Jul 54.93 41.81 40.41 38.31 37.57 40.29
Ago 56.27 41.16 40.58 37.39 36.33 40.45
Sep 56.76 40.35 38.53 33.02 28.10 37.80
Oct 56.60 39.37 37.27 29.57 28.74 36.18
Nov 46.63 38.61 38.59 36.32 35.07 37.76
Dic 40.24 38.17 37.95 35.49 33.96 36.47
2020 Promedio 57.26 41.93 39.54 34.72 31.52 38.73
2021 Promedio 52.79 43.33 42.63 39.47 36.8 41.67
Figura 19. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de El Salvador.
4.2.4. Indicador de Confiabilidad Energética
El sistema eléctrico de El Salvador no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna
etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.
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Figura 20. Confiabilidad del sistema eléctrico de El Salvador
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4.3. Resultados para el sistema eléctrico de Honduras
4.3.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de Honduras estimado para el período de julio 2020 a
diciembre 2021 proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción de
40%, seguido de generación térmica con una proporción de 34%, generación intermitente
(eólica y solar) con una proporción de 24%, y finalmente en menor proporción generación
geotérmica con proporción de 3%. El despacho totaliza 4,459.36 GWh junio a diciembre de
2020 y 10,150.87 GWh en el año 2021.
Tabla 41. Despacho de energía estimado para el sistema de Honduras, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total
2020
Jul 356.82 196.85 22.13 207.93 783.74
Ago 364.30 179.87 22.13 223.25 789.56
Sep 343.39 142.18 21.42 195.15 702.13
Oct 352.13 176.22 22.13 178.12 728.61
Nov 335.51 193.84 21.42 172.22 722.99
Dic 302.71 247.25 22.13 160.24 732.34
2021
Ene 300.25 249.71 22.13 312.00 884.10
Feb 255.28 219.37 19.99 333.24 827.89
Mar 261.68 225.40 22.13 391.94 901.16
Abr 279.90 162.20 21.42 436.04 899.56
May 289.56 175.20 22.13 437.39 924.29
Jun 324.87 147.95 21.42 366.15 860.40
Jul 339.98 197.21 22.13 332.51 891.83
Ago 351.38 179.71 22.13 311.46 864.69
Sep 352.56 142.22 21.42 278.91 795.11
Oct 358.76 176.16 22.13 266.08 823.13
Nov 329.33 194.06 21.42 207.15 751.96
Dic 304.58 247.59 22.13 152.46 726.76
2020 Jul-Dic 2,054.87 1,136.20 131.38 1,136.92 4,459.36
2021 Ene-Dic 3,748.14 2,316.79 260.61 3,825.33 10,150.87
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Figura 21. Despacho de energía estimado para el sistema de Honduras, por etapa y tipo de
recurso.
Figura 22. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para
el sistema de Honduras.
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4.3.2. Intercambios en el MER
El sistema hondureño resulta mayormente importador de energía en el MER. Las
exportaciones estimadas para este sistema promedian totalizan 104.19 GWh de julio a
diciembre 2020 y 559.21 GWh en el año 2021. En cuanto a las importaciones de este sistema,
resultan con valores de 428.78 GWh de julio a diciembre 2020 y 383.67 GWh en el año 2021.
Tabla 42. Exportaciones e importaciones netas de Honduras en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones Honduras Exportaciones Honduras
2020
Jul 46.04 31.38
Ago 59.94 25.16
Sep 113.93 11.23
Oct 85.61 13.37
Nov 61.94 12.36
Dic 61.32 10.69
2021
Ene 15.89 25.48
Feb 5.68 37.47
Mar 28.00 16.25
Abr 46.36 24.21
May 25.52 42.85
Jun 17.24 85.29
Jul 15.48 91.36
Ago 30.69 75.34
Sep 55.58 55.51
Oct 56.62 65.84
Nov 44.01 29.60
Dic 42.62 10.02
2020 Total 428.78 104.19
2021 Total 383.67 559.21
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Figura 23. Exportaciones e Importaciones netas de Honduras en el MER.
Los intercambios del sistema hondureño en el MER resultan de los flujos de energía a través
de las interconexiones con los sistemas vecinos, Guatemala, El Salvador y Nicaragua. Las
exportaciones estimadas de Honduras hacia el MER totalizan 104.19 GWh en los meses julio
a diciembre de 2020 y 559.21 GWh en el año 2021, las cuales resultan en una proporción de
72% a través de las interconexiones con El Salvador, mientras que por las interconexiones
con Guatemala y Nicaragua resultan proporciones de 15% y 14%, respectivamente.
En cuanto a las importaciones, totalizan 428.78 GWh en los meses julio a diciembre de 2020
y 383.67 GWh en el año 2021, las cuales ocurren con una proporción de 71% por medio de
las interconexiones con Nicaragua, mientras que por medio de las interconexiones con
Guatemala y El Salvador resultan con proporciones de 17% y 12%, respectivamente.
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Tabla 43. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Honduras en el MER a
través de las interconexiones con Guatemala, El Salvador y Nicaragua (GWh).
Año Mes Imports. desde
Guatemala
Imports. desde
El Salvador
Imports. desde
Nicaragua
Exports. hacia
Guatemala
Exports. hacia
El Salvador
Exports. hacia
Nicaragua
2020
Jul 11.60 3.36 123.45 24.61 99.14 0.00
Ago 18.38 12.60 73.06 13.50 55.71 0.05
Sep 35.41 43.64 48.46 5.33 17.99 1.48
Oct 26.93 26.28 51.18 7.39 23.23 1.54
Nov 19.42 5.52 113.18 13.87 74.67 0.00
Dic 28.03 10.92 93.89 9.79 72.43 0.00
2021
Ene 20.47 5.92 92.01 16.19 107.46 4.34
Feb 12.33 5.00 76.53 13.96 107.32 4.37
Mar 23.44 9.22 78.75 10.13 78.82 10.70
Abr 24.70 39.80 45.46 9.70 46.07 32.03
May 9.49 25.46 65.50 26.01 67.46 24.31
Jun 6.03 7.02 54.94 28.69 70.64 36.72
Jul 4.40 0.32 80.48 29.45 121.66 9.98
Ago 8.18 3.86 63.08 19.92 72.38 27.47
Sep 18.51 15.52 50.45 9.36 38.64 36.40
Oct 21.35 14.52 52.53 10.90 47.91 38.80
Nov 19.86 5.74 77.99 7.45 72.21 9.51
Dic 19.98 1.09 111.68 5.08 92.90 2.18
2020 Total 139.78 102.31 503.23 74.49 343.17 3.07
2021 Total 188.73 133.46 849.4 186.85 923.46 236.82
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Figura 24. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Honduras en el
MER a través de las interconexiones con Guatemala, El Salvador y Nicaragua.
4.3.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Honduras resultan en
valores promedio ponderados de 101.59 $/MWh en los meses julio a diciembre 2020 y
121.70 $/MWh en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los
mayores valores, los cuales resultan en 160.00 $/MWh de julio a diciembre de 2020, mientras
que en el año 2021 los valores oscilan entre 160.00 $/MWh y 189.92 $/MWh.
Tabla 44. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Honduras ($/MWh).
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020
Jul 160.00 138.92 124.62 76.45 36.86 98.85
Ago 160.00 152.48 126.92 74.09 37.17 108.24
Sep 160.05 143.50 127.51 68.32 31.77 105.25
Oct 160.00 135.70 120.70 55.28 30.98 97.95
Nov 160.00 124.93 125.54 73.65 36.02 96.02
Dic 160.00 142.63 136.86 98.12 34.75 103.17
2021
Ene 160.00 157.52 122.67 102.50 40.05 106.44
Feb 160.00 160.00 129.14 115.19 41.35 113.83
Mar 171.08 160.00 145.10 124.33 73.18 130.88
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Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
Abr 167.68 160.00 147.90 132.62 101.83 143.92
May 189.92 160.00 152.65 133.34 85.17 137.74
Jun 161.36 159.51 143.81 44.62 40.24 115.02
Jul 165.73 160.00 154.95 100.00 39.52 118.00
Ago 166.50 160.00 154.23 88.95 39.19 120.93
Sep 160.00 160.00 138.98 74.29 33.06 114.02
Oct 166.56 160.00 138.10 79.16 33.77 114.98
Nov 160.73 160.00 153.66 99.98 38.97 118.61
Dic 189.50 160.00 160.00 141.53 42.23 125.38
2020 Promedio 160.01 139.69 127.02 74.32 34.59 101.59
2021 Promedio 168.25 159.75 145.1 103.04 50.71 121.7
Figura 25. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Honduras.
4.3.4. Indicador de Confiabilidad Energética
En el sistema hondureño resulta déficit de demanda con valores de 38.77 GWh en los meses
de julio a diciembre de 2020 y 113.44 GWh en el año 2021, sin embargo este monto no
supera en ninguna etapa el 5% de la demanda del sistema; adicionalmente, dicho déficit
ocurre en menos del 2% de las series hidrológicas simuladas, por lo que podemos concluir
que el sistema eléctrico de Honduras no presenta riesgo de déficit en el horizonte de este
estudio.
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Es importante mencionar que el déficit resultante está relacionado a congestiones en
algunos elementos del sistema de distribución.
Figura 26. Confiabilidad del sistema eléctrico de Honduras.
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4.4. Resultados para el sistema eléctrico de Nicaragua
4.4.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de Nicaragua estimado para el período de julio 2020 a
diciembre 2021 proviene principalmente de centrales termoeléctricas, con una proporción
de 59%, seguido de generación intermitente (eólica y solar) con una proporción de 22%,
generación hidroeléctrica con proporción de 13% y en menor proporción generación
geotérmica con proporciones de 6%. El despacho totaliza 1,813.43 GWh de julio a diciembre
de 2020 y 3,513.21 GWh en el año 2021.
Tabla 45. Despacho de energía estimado para el sistema de Nicaragua, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total
2020
Jul 38.51 77.74 17.86 182.36 316.46
Ago 42.50 56.24 17.86 172.19 288.78
Sep 44.07 33.80 17.28 158.21 253.36
Oct 60.40 25.59 17.86 160.26 264.10
Nov 56.25 44.60 15.84 207.92 324.61
Dic 19.82 84.27 17.86 244.17 366.12
2021
Ene 13.60 106.54 17.86 196.50 334.49
Feb 10.81 98.80 16.13 175.12 300.86
Mar 14.81 110.96 17.86 200.61 344.23
Abr 17.80 84.10 17.28 182.81 301.99
May 27.62 59.64 16.37 181.21 284.84
Jun 46.86 51.36 17.28 139.54 255.04
Jul 44.41 82.30 17.86 147.64 292.21
Ago 46.26 60.67 17.86 141.64 266.43
Sep 48.79 38.14 17.28 131.25 235.47
Oct 62.14 30.74 17.86 132.13 242.87
Nov 53.05 49.84 15.84 174.33 293.05
Dic 39.62 90.69 17.86 213.55 361.71
2020 Jul-Dic 261.55 322.24 104.54 1,125.09 1,813.43
2021 Ene-Dic 425.77 863.80 207.31 2,016.33 3,513.21
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Figura 27. Despacho de energía estimado para el sistema de Nicaragua, por etapa y tipo de
recurso.
Figura 28. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para
el sistema de Nicaragua.
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4.4.2. Intercambios en el MER
Los intercambios estimados en el MER muestran al sistema de Nicaragua fundamentalmente
importador en la región. Las importaciones totalizan346.7 GWh de julio a diciembre 2020 y
1,015.33 GWh en el año 2021, mientras que las exportaciones, que son muy inferiores,
totalizando 47.61 GWh de julio a diciembre 2020 y 37.62 GWh en el año 2021.
Tabla 46. Exportaciones e importaciones netas de Nicaragua en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones Nicaragua Exportaciones Nicaragua
2020
Jul 40.23 4.07
Ago 66.90 0.99
Sep 88.46 0.01
Oct 90.26 0.01
Nov 35.75 17.05
Dic 25.09 25.49
2021
Ene 49.00 9.28
Feb 45.85 6.49
Mar 53.46 8.62
Abr 79.18 1.40
May 95.83 0.00
Jun 116.55 0.00
Jul 83.56 0.00
Ago 116.84 0.00
Sep 131.49 0.00
Oct 138.25 0.00
Nov 73.53 0.47
Dic 31.79 11.37
2020 Total 346.70 47.61
2021 Total 1,015.33 37.62
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Figura 29. Exportaciones e Importaciones netas de Nicaragua en el MER.
Las transacciones de Nicaragua en el MER resultan de los intercambios a través de las
interconexiones con los sistemas vecinos, Honduras y Costa Rica, mostrando que las
importaciones estimadas en 91% ocurren por medio de las interconexiones con Costa Rica
y solo el 9% por medio de las interconexiones con Honduras, mientras que el 99% de las
exportaciones resultan por medio de las interconexiones con Honduras y solo el 1% por
medio de las interconexiones con Costa Rica.
Tabla 47. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Nicaragua a través de las
interconexiones con Honduras y Costa Rica
Año Mes Imports. desde
Honduras Imports. desde
Costa Rica Exports. hacia
Honduras Exports. hacia
Costa Rica
2020
Jul 0.00 159.61 123.45 0.00
Ago 0.05 138.92 73.06 0.00
Sep 1.48 135.44 48.46 0.00
Oct 1.54 139.90 51.18 0.00
Nov 0.00 131.88 113.18 0.00
Dic 0.00 93.50 93.89 0.00
2021
Ene 4.34 127.40 92.01 0.00
Feb 4.37 111.75 76.53 0.24
Mar 10.70 115.21 78.75 2.31
Abr 32.03 96.95 45.46 5.73
May 24.31 140.51 65.50 3.49
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Año Mes Imports. desde
Honduras Imports. desde
Costa Rica Exports. hacia
Honduras Exports. hacia
Costa Rica
Jun 36.72 135.71 54.94 0.94
Jul 9.98 154.06 80.48 0.00
Ago 27.47 152.44 63.08 0.00
Sep 36.40 145.54 50.45 0.00
Oct 38.80 151.98 52.53 0.00
Nov 9.51 141.54 77.99 0.00
Dic 2.18 129.92 111.68 0.00
2020 Total 3.07 799.25 503.23 0.00
2021 Total 236.82 1,603.01 849.40 12.72
Figura 30. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Nicaragua a través de las
interconexiones con Honduras y Costa Rica
4.4.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Nicaragua resultan en
valores promedio ponderados de 31.28 $/MWh entre julio y diciembre 2020 y 33.05 $/MWh
en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los mayores valores, los
cuales varían entre 50.18 $/MWh y 64.76 $/MWh de julio a diciembre de 2020, y entre 0.19
$/MWh y 34.29 $/MWh en el año 2021.
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Tabla 48. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Nicaragua ($/MWh)
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020
Jul 61.76 45.31 42.56 36.72 0.19 33.47
Ago 61.42 45.77 42.63 37.51 34.29 42.27
Sep 64.76 44.52 40.19 32.53 28.02 40.18
Oct 63.74 42.58 37.72 31.44 28.40 38.14
Nov 53.39 39.39 7.37 36.60 32.59 32.04
Dic 50.18 0.51 0.29 0.27 0.21 1.93
2021
Ene 54.10 40.00 1.58 1.60 1.56 13.79
Feb 54.80 40.01 8.34 8.55 8.29 18.20
Mar 58.09 40.42 20.10 20.36 19.27 28.14
Abr 62.36 51.53 51.09 38.49 36.00 47.89
May 86.19 55.96 55.16 44.25 25.74 47.76
Jun 87.31 43.20 41.45 37.90 22.59 45.23
Jul 56.26 42.31 40.20 35.26 1.62 31.85
Ago 88.99 41.51 40.80 36.37 13.58 38.61
Sep 91.02 41.22 39.16 32.76 27.69 41.59
Oct 90.79 40.02 37.72 29.36 28.27 38.74
Nov 48.16 38.76 38.70 10.51 0.38 24.75
Dic 41.10 37.57 37.12 0.56 0.42 19.48
2020 Promedio 59.21 36.35 28.46 29.18 20.62 31.28
2021 Promedio 68.26 42.71 34.29 24.66 15.45 33.05
Figura 31. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Nicaragua.
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4.4.4. Indicador de Confiabilidad Energética
El sistema eléctrico de Nicaragua no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna
etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.
Figura 32. Confiabilidad del sistema eléctrico de Nicaragua
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4.5. Resultados para el sistema eléctrico de Costa Rica
4.5.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de Costa Rica estimado para el período de julio 2020 a
diciembre 2021 proviene principalmente de centrales hidroeléctricas, con una proporción de
73%, seguido generación intermitente (eólica y solar) y geotermia, ambas con una
proporción de 13%, mientras que la generación termoeléctrica solo representa una
proporción de 1%. El despacho totaliza 5,998.24 GWh de julio a diciembre de 2020 y
12,827.14 GWh en el año 2021.
Tabla 49. Despacho de energía estimado para el sistema de Costa Rica, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total
2020
Jul 730.15 165.85 145.19 0.03 1,041.22
Ago 772.29 119.92 147.41 0.01 1,039.62
Sep 783.45 73.14 141.54 0.00 998.13
Oct 809.55 68.13 148.04 0.02 1,025.75
Nov 701.11 141.70 127.24 0.23 970.28
Dic 606.89 193.58 111.48 11.30 923.25
2021
Ene 722.39 213.75 147.40 19.15 1,102.69
Feb 706.02 186.25 133.71 19.82 1,045.80
Mar 722.37 215.97 148.04 23.49 1,109.87
Abr 692.64 169.08 143.26 14.59 1,019.57
May 866.63 107.31 148.04 3.85 1,125.84
Jun 874.30 94.23 129.94 0.79 1,099.26
Jul 805.03 168.84 145.19 0.28 1,119.34
Ago 846.52 119.19 147.41 0.05 1,113.17
Sep 851.97 73.60 141.54 0.05 1,067.15
Oct 884.23 68.13 148.04 0.09 1,100.49
Nov 719.07 140.88 127.24 0.24 987.44
Dic 612.81 200.88 111.48 11.35 936.51
2020 Jul-Dic 4,403.44 762.33 820.89 11.59 5,998.24
2021 Ene-Dic 9,303.99 1,758.11 1,671.29 93.76 12,827.14
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Figura 33. Despacho de energía estimado para el sistema de Costa Rica, por etapa y tipo de
recurso.
Figura 34. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para
el sistema de Costa Rica
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4.5.2. Intercambios en el MER
Las exportaciones e importaciones estimadas para el sistema de Costa Rica en el MER
muestran que este sistema es mayormente exportador, totalizando 557.1 GWh de julio a
diciembre 2020, y 1235.36 GWh durante el año 2021. Las importaciones, con menor
proporción, totalizan 46.58 GWh entre julio a diciembre de 2020 y 227.73 GWh en el año
2021.
Tabla 50. Exportaciones e importaciones de Costa Rica en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones
Costa Rica Exportaciones
Costa Rica
2020
Jul 0.24 117.44
Ago 0 98.41
Sep 0 96.71
Oct 0 99.47
Nov 0 90.3
Dic 46.34 54.78
2021
Ene 10.16 142.3
Feb 4.85 164.53
Mar 13.84 104.59
Abr 33.38 45.33
May 16.45 107.31
Jun 17.46 134.52
Jul 13.52 134.72
Ago 12.76 109.78
Sep 12.28 107.33
Oct 13.01 112.52
Nov 22.6 60.16
Dic 57.41 12.27
2020 Total 46.58 557.1
2021 Total 227.73 1235.36
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Figura 35. Exportaciones e Importaciones netas de Costa Rica en el MER.
Las transacciones de Costa Rica en el MER resultan de los intercambios a través de las
interconexiones con los sistemas vecinos, Nicaragua y Panamá, y cuyos resultados muestran
que el sistema costarricense es un exportador neto en el MER. Las exportaciones de Costa
Rica ocurren en una proporción de 79% por medio de las interconexiones con Nicaragua,
mientras que el 99% de las importaciones ocurren por medio de las interconexiones con.
Tabla 51. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Costa Rica en el MER a
través de las interconexiones con Nicaragua y Panamá (GWh).
Año Mes Imports. desde
Nicaragua Imports. desde
Panamá Exports. hacia
Nicaragua Exports. hacia
Panamá
2020
Jul 0 68.6 159.61 26.18
Ago 0 53.58 138.92 13.07
Sep 0 49.08 135.44 10.35
Oct 0 52.92 139.9 12.49
Nov 0 55.26 131.88 13.67
Dic 0 113.7 93.5 28.64
2021
Ene 0 59.76 127.4 64.5
Feb 0.24 28.62 111.75 76.77
Mar 2.31 68.21 115.21 46.06
Abr 5.73 104.48 96.95 25.22
May 3.49 85.06 140.51 38.9
Jun 0.94 75.97 135.71 58.26
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Año Mes Imports. desde
Nicaragua Imports. desde
Panamá Exports. hacia
Nicaragua Exports. hacia
Panamá
Jul 0 88.76 154.06 55.9
Ago 0 102.71 152.44 47.28
Sep 0 95.66 145.54 45.18
Oct 0 103.53 151.98 51.05
Nov 0 128.08 141.54 24.09
Dic 0 177.89 129.92 2.84
2020 Total 0 393.13 799.25 104.4
2021 Total 12.72 1118.74 1603.01 536.07
Figura 36. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Costa Rica en el
MER a través de las interconexiones con Nicaragua y Panamá.
4.5.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Costa Rica resultan en
valores promedio ponderados de 0.44 $/MWh en los meses de julio a diciembre 2020 y 8.29
$/MWh en el año 2021. Puede observarse la curva que marcan los valores a lo largo del
horizonte del estudio, cuyo comportamiento está relacionado con la estacionalidad,
resultando valores altos en la época de verano cuyos valores varían de 0.53 $/MWh a 37.41
$/MWh.
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
Tabla 52. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Costa Rica ($/MWh).
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020
Jul 0.52 0.50 0.50 0.38 0.19 0.40
Ago 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50
Sep 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50
Oct 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50 0.50
Nov 0.51 0.50 0.50 0.33 0.20 0.40
Dic 0.54 0.50 0.28 0.26 0.21 0.32
2021
Ene 1.62 1.61 1.61 1.60 1.58 1.60
Feb 8.65 8.61 8.60 8.58 8.47 8.57
Mar 20.88 20.76 20.71 20.65 19.70 20.51
Abr 38.01 37.80 37.70 37.19 36.05 37.41
May 20.99 20.94 20.89 20.79 20.40 20.79
Jun 5.16 5.16 5.15 5.14 5.12 5.15
Jul 1.67 1.65 1.64 1.64 1.61 1.64
Ago 1.15 1.11 1.06 1.06 1.05 1.08
Sep 1.45 1.20 1.19 1.19 1.19 1.22
Oct 1.31 0.82 0.72 0.72 0.72 0.80
Nov 0.75 0.57 0.57 0.57 0.38 0.53
Dic 0.61 0.61 0.61 0.56 0.42 0.55
2020 Promedio 0.51 0.5 0.47 0.41 0.35 0.44
2021 Promedio 8.52 8.4 8.37 8.31 8.06 8.29
Figura 37. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Costa Rica
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4.5.4. Indicador de Confiabilidad Energética
El sistema eléctrico de Costa Rica no presenta riesgo de déficit, tomando en consideración
que ninguna etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.
Figura 38. Confiabilidad energética del sistema eléctrico de Costa Rica.
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4.6. Resultados para el sistema eléctrico de Panamá
4.6.1. Despacho de energía
El despacho de energía del sistema de Panamá estimado para el período de este estudio
proviene en un 74% de centrales hidroeléctricas, seguido de centrales térmicas con una
proporción de 18%, y finalmente de centrales intermitentes (solares y eólicas) con una
proporción de 9%. El despacho totaliza 5,675.26 GWh de julio a diciembre 2020 y 11,819.59
GWh en el año 2021.
Tabla 53. Despacho de energía estimado para el sistema de Panamá, por etapa y tipo de
recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Total
2020
Jul 769.35 50.83 0.00 125.43 945.62
Ago 760.36 37.88 0.00 168.79 967.03
Sep 729.12 35.36 0.00 159.94 924.42
Oct 810.97 32.29 0.00 119.33 962.59
Nov 688.95 49.29 0.00 165.79 904.03
Dic 708.22 94.96 0.00 168.39 971.57
2021
Ene 548.80 179.71 0.00 167.83 896.35
Feb 426.88 173.68 0.00 163.85 764.41
Mar 568.43 184.06 0.00 199.97 952.46
Abr 662.00 119.21 0.00 243.17 1,024.38
May 725.60 74.49 0.00 214.54 1,014.64
Jun 713.08 50.53 0.00 177.72 941.32
Jul 755.24 74.09 0.00 139.41 968.74
Ago 798.84 67.24 0.00 173.50 1,039.58
Sep 815.61 58.98 0.00 162.54 1,037.13
Oct 896.61 56.33 0.00 121.70 1,074.65
Nov 798.61 65.13 0.00 170.18 1,033.91
Dic 691.89 123.86 0.00 256.27 1,072.02
2020 Jul-Dic 4,466.97 300.62 0.00 907.67 5,675.26
2021 Ene-Dic 8,401.58 1,227.31 0.00 2,190.70 11,819.59
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Figura 39. Despacho de energía estimado para el sistema de Panamá, por etapa y tipo de
recurso.
Figura 40. Composición del despacho de energía anual estimado por tipo de recurso para
el sistema de Panamá.
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4.6.2. Intercambios en el MER
De los intercambios estimados en el MER, se observa que Panamá resulta mayor proporción
de exportaciones, totalizando 356.19 GWh de julio a diciembre 2020 y 1,073.48 GWh en el
año 2021, mientras que las importaciones totalizan 67.46 GWh de julio a diciembre 2020 y
490.82 GWh en el año 2021.
Tabla 54. Exportaciones e importaciones netas de Panamá en el MER (GWh).
Año Mes Importaciones netas
Panamá Exportaciones netas
Panamá
2020
Jul 18.03 60.44
Ago 6.63 47.14
Sep 7.31 46.04
Oct 6.94 47.37
Nov 5 46.58
Dic 23.56 108.62
2021
Ene 58.91 54.16
Feb 73.55 25.39
Mar 39.4 61.54
Abr 17.03 96.29
May 31.96 78.13
Jun 56.77 74.48
Jul 52.63 85.49
Ago 44.73 100.16
Sep 43.99 94.47
Oct 50.51 102.99
Nov 19.36 123.35
Dic 1.98 177.04
2020 Total 67.46 356.19
2021 Total 490.82 1073.48
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Figura 41. Exportaciones e Importaciones netas de Panamá en el MER.
Las transacciones de Panamá en el MER resultan de los flujos de energía a través de las
interconexiones con el sistema de Costa Rica, resultando 72% de exportaciones, es decir un
total de 393.13 GWh entre julio y diciembre 2020 y 1,118.74 GWh en el año2021. En cuanto
a las importaciones, totalizan 104.4 GWh entre julio y diciembre 2020 y 536.07 GWh en el
año 2021.
Tabla 55. Exportaciones e importaciones de energía eléctrica de Panamá a través de las
interconexiones con Costa Rica (GWh).
Año Mes Imports. desde
Costa Rica Exports. hacia
Costa Rica
2020
Jul 26.18 68.6
Ago 13.07 53.58
Sep 10.35 49.08
Oct 12.49 52.92
Nov 13.67 55.26
Dic 28.64 113.7
2021
Ene 64.5 59.76
Feb 76.77 28.62
Mar 46.06 68.21
Abr 25.22 104.48
May 38.9 85.06
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Año Mes Imports. desde
Costa Rica Exports. hacia
Costa Rica
Jun 58.26 75.97
Jul 55.9 88.76
Ago 47.28 102.71
Sep 45.18 95.66
Oct 51.05 103.53
Nov 24.09 128.08
Dic 2.84 177.89
2020 Total 104.4 393.13
2021 Total 536.07 1118.74
Figura 42. Exportaciones e importaciones anuales de energía eléctrica de Panamá a través
de las interconexiones con Costa Rica
4.6.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales de la demanda estimados para el sistema de Panamá resultan en
valores promedio ponderados de 0.79 $/MWh entre julio y diciembre 2020 y 13.66 $/MWh
en el año 2021. El bloque de máxima demanda es el que resulta con los mayores valores, los
cuales varían entre 0.86 $/MWh y 3.72 $/MWh entre julio y diciembre 2020, y entre 9.99
$/MWh y 56.41 $/MWh en el año 2021.
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Tabla 56. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Panamá ($/MWh).
Año Mes Bloque1 Bloque2 Bloque3 Bloque4 Bloque5 Promedio
2020
Jul 1.34 0.45 0.36 0.27 0.21 0.38
Ago 2.17 0.48 0.29 0.27 0.23 0.47
Sep 0.86 0.71 0.38 0.35 0.26 0.50
Oct 1.42 0.89 0.24 0.21 0.14 0.52
Nov 3.29 1.73 1.32 1.25 0.99 1.47
Dic 3.72 1.81 1.26 1.19 1.11 1.42
2021
Ene 10.79 7.63 6.30 5.81 5.22 6.43
Feb 20.74 16.71 14.91 13.86 13.56 15.06
Mar 40.36 22.54 21.80 21.23 20.63 23.01
Abr 53.43 38.99 36.51 33.86 32.15 38.23
May 46.07 24.51 23.39 21.00 19.69 23.03
Jun 13.88 12.80 10.81 6.21 5.65 10.13
Jul 9.99 8.89 5.61 4.78 3.09 5.89
Ago 11.76 11.41 1.76 1.21 0.85 4.95
Sep 14.93 10.29 1.02 0.85 0.82 5.35
Oct 16.77 15.25 0.53 0.45 0.42 6.79
Nov 21.14 3.20 0.41 0.31 0.28 2.41
Dic 56.41 42.35 24.98 20.88 0.79 22.87
2020 Promedio 2.13 1.01 0.64 0.59 0.49 0.79
2021 Promedio 26.36 17.88 12.34 10.87 8.6 13.66
Figura 43. Costo marginal promedio por bloque para el sistema de Panamá
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4.6.4. Indicador de Confiabilidad Energética
El sistema eléctrico de Panamá no presenta riesgo de déficit, considerando que ninguna
etapa de las 100 series hidrológicas estimadas por el modelo presenta déficit.
Figura 44. Confiabilidad energética del sistema eléctrico de Panamá
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4.7. Resultados del Mercado Eléctrico Regional
4.7.1. Despacho de energía
El despacho estimado de energía de Centroamérica de julio 2020 a diciembre 2021, proviene
principalmente de centrales hidroeléctricas con una proporción del 59%, seguido de
generación térmica con una proporción del 21%, luego sigue la generación intermitente
(eólica y solar) con una proporción de 13%, la geotermia con una proporción de 7%, y
finalmente una proporción de apenas 1% proveniente de importaciones desde el sistema
mexicano por medio de la interconexión con Guatemala. El despacho totaliza 26,459.34 GWh
entre julio y diciembre 2020 y 55,190.33 GWh en el año 2021.
Tabla 57. Despacho de energía estimado para Centro América, por tipo de recurso (GWh).
Año Mes Hidroeléctrica Intermitente Geotérmico Térmico Import. México Total
2020
Jul 2,867.76 557.02 332.45 589.45 82.89 4,429.57
Ago 2,978.47 452.92 321.31 696.73 79.08 4,528.51
Sep 3,044.45 330.20 319.03 616.77 71.01 4,381.46
Oct 3,192.07 361.01 333.23 542.05 55.69 4,484.05
Nov 2,505.24 533.61 287.57 929.51 7.87 4,263.80
Dic 2,219.33 735.76 293.89 1,122.77 0.22 4,371.97
2021
Ene 2,075.81 869.71 339.38 1,275.57 0.00 4,560.47
Feb 1,771.31 780.51 285.43 1,287.82 0.04 4,125.11
Mar 2,074.19 845.65 342.09 1,473.96 4.15 4,740.04
Abr 2,213.70 613.10 331.05 1,589.38 19.56 4,766.79
May 2,694.62 497.26 335.13 1,232.67 53.12 4,812.80
Jun 2,926.09 416.89 317.73 867.91 9.55 4,538.17
Jul 2,959.30 618.65 339.24 699.37 3.87 4,620.43
Ago 3,122.53 508.34 326.56 767.79 6.39 4,731.61
Sep 3,208.62 377.28 325.60 678.87 8.80 4,599.17
Oct 3,367.61 407.08 340.02 619.07 6.04 4,739.82
Nov 2,657.58 555.01 300.27 931.60 0.22 4,444.68
Dic 2,240.04 779.21 300.68 1,181.23 0.00 4,501.16
2020 Jul-Dic 16,807.33 2,970.54 1,887.44 4,497.27 296.76 26,459.34
2021 Ene-Dic 31,311.41 7,268.72 3,883.19 12,605.28 111.73 55,180.33
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Figura 45. Despacho de energía estimado para Centro América, por tipo de recurso
Figura 46. Composición del despacho de energía anual estimado para Centro América
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4.7.2. Intercambios en el MER
Las transacciones netas estimadas para los seis países del MER, calculadas como el flujo neto
en las interconexiones entre los sistemas, resultan con valores promedio mensuales de
273.93 GWh entre julio a diciembre 2020 y 304.23 GWh en el año 2021, totalizando 1,643.59
GWh entre julio y diciembre 2020 y 3,650.7 GWh en el año 2021.
Tabla 58. Transacciones netas en el MER
Año Mes Importaciones Netas Exportaciones Netas
2020
Jul 268.11 268.12
Ago 263.93 263.92
Sep 279.48 279.49
Oct 261.55 261.55
Nov 248.33 248.33
Dic 322.19 322.20
2021
Ene 304.88 304.87
Feb 294.85 294.85
Mar 249.93 249.92
Abr 250.93 250.93
May 275.62 275.64
Jun 337.43 337.42
Jul 329.49 329.48
Ago 330.74 330.74
Sep 335.46 335.44
Oct 357.01 357.03
Nov 290.34 290.37
Dic 294.02 294.01
2020 Total 1,643.59 1,643.61
2021 Total 3,650.70 3,650.70
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Figura 47. Transacciones netas de energía en el Mercado Eléctrico Regional.
De los intercambios estimados para cada país en el MER, los sistemas de Costa Rica, Panamá
y Guatemala son los que se perfilan como los mayores exportadores de energía, con
proporciones de 34%, 27% y 21% de las exportaciones totales en el MER, respectivamente;
mientras que los sistemas que se perfilan como los mayores importadores son El Salvador,
Nicaragua y Honduras, con proporciones de 34%, 26% y 15% de las importaciones totales
en el MER, respectivamente.
Tabla 59. Exportaciones e importaciones netas estimadas por país (GWh)
País Importaciones Exportaciones
2020 2021 2020 2021
Guatemala 84.62 406.09 528.38 606.33
El Salvador 669.44 1,127.05 50.10 138.67
Honduras 428.78 383.67 104.19 559.21
Nicaragua 346.70 1,015.33 47.61 37.62
Costa Rica 46.58 227.73 557.10 1,235.36
Panamá 67.46 490.82 356.19 1,073.48
Total 1,643.57 3,650.68 1,643.57 3,650.68
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Figura 48. Exportaciones e importaciones netas estimadas por país.
4.7.3. Costo Marginal de Corto Plazo
Los costos marginales para la demanda son resultado de los recursos de generación
disponibles en el sistema para atender el suministro de energía, así como de la
infraestructura de transmisión que los interconecta y las restricciones operativas que puedan
afectar el despacho óptimo.
De los seis países que conforman el MER, en el sistema de Costa Rica es donde resultan los
menores costos marginales, seguido por los sistemas de Panamá y Guatemala, mientras que
los sistemas de El Salvador, Nicaragua y Honduras resultan con los costos marginales más
altos.
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Tabla 60. Costo marginal promedio mensual para los países del MER ($/MWh).
Año Mes Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá
2020
Jul 38.69 40.43 98.85 33.47 0.40 0.38
Ago 38.52 40.82 108.24 42.27 0.50 0.47
Sep 35.74 38.43 105.25 40.18 0.50 0.50
Oct 34.13 36.58 97.95 38.14 0.50 0.52
Nov 36.72 38.52 96.02 32.04 0.40 1.47
Dic 34.95 37.62 103.17 1.93 0.32 1.42
2021
Ene 38.60 40.43 106.44 13.79 1.60 6.43
Feb 42.11 44.07 113.83 18.20 8.57 15.06
Mar 43.00 44.83 130.88 28.14 20.51 23.01
Abr 46.78 48.78 143.92 47.89 37.41 38.23
May 49.60 50.23 137.74 47.76 20.79 23.03
Jun 42.74 43.00 115.02 45.23 5.15 10.13
Jul 39.73 40.29 118.00 31.85 1.64 5.89
Ago 39.84 40.45 120.93 38.61 1.08 4.95
Sep 36.94 37.80 114.02 41.59 1.22 5.35
Oct 35.32 36.18 114.98 38.74 0.80 6.79
Nov 36.84 37.76 118.61 24.75 0.53 2.41
Dic 35.63 36.47 125.38 19.48 0.55 22.87
2020 Promedio 36.46 38.73 101.59 31.28 0.44 0.79
2021 Promedio 40.58 41.67 121.7 33.05 8.29 13.66
Figura 49. Costo marginal promedio mensual para los países del MER.
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América Central 2020-2021 (I Semestre 2020)
Figura 50. Costo marginal promedio anual para los países del MER.
4.7.4. Indicador de Confiabilidad Energética
El criterio de confiabilidad adoptado, considera que existe riesgo de déficit en un sistema si
en una de las etapas del horizonte de estudio se supera el 2% de la demanda en más del 5%
de las series hidrológicas analizadas.
De acuerdo con los resultados obtenidos, es notable que el Sistema Eléctrico Regional de
América Central cuenta con un alto nivel de confiabilidad para el suministro de la demanda
en todo el horizonte de análisis.
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Figura 51. Confiabilidad del Sistema Eléctrico Regional de América Central.
Conclusiones
• De acuerdo con las estimaciones de demanda, la pandemia COVID-19 ha afectado el
desarrollo económico y productivo de los países de la región desde el mes de marzo,
cuando la región inició con las medidas de prevención de la enfermedad, lo cual se refleja
en la contracción de 8.51% en la demanda del cuatrimestre marzo – junio de 2020
respecto del mismo período del año 2019.
• Se estima que la pandemia provoque una involución de la demanda, contrayéndose
respecto del año 2019, en 4.68% en el año 2020 y 1.50% en el año 2021.
• Se prevé que la demanda en el sistema eléctrico de América Central será suministrada
principalmente con recursos renovables, cuya proporción es del 74%, de los cuales 59%
es producida por centrales hidroeléctricas, 13% por centrales renovables intermitentes
(eólicas y solares fotovoltaicas) y 7% por geotérmicas; mientras que el 21% del suministro
será producido por centrales termoeléctricas y 1% a importaciones desde el sistema
mexicano a través de la interconexión con Guatemala.
• Las transacciones estimadas en el MER mantienen un potencial relevante, en el orden de
294 GWh mes, siendo los sistemas de Costa Rica, Panamá y Guatemala los mayores
exportadores de la región y mientras que El Salvador, Honduras y Nicaragua siguen
como principales importadores.
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• El costo marginal para el suministro de la demanda evidencia la composición de las
matrices energéticas de cada uno de los países, así como el beneficio del uso de la red
de interconexión regional, tal es el caso del sistema costarricense, en el cual resultan los
menores costos marginales de la región con valores promedio de 0.44 $/MWh en los
meses de julio a diciembre de 2020 y 8.29 $/MWh en el año 2021.
• Los costos marginales de la demanda también se observan deprimidos como efecto de
la pandemia COVID-19 en todas las etapas del estudio, en mayor o menor medida en
los diferentes países del MER, lo cual puede obedecer no solo a la involución estimada
de la demanda, sino también a la expansión del sistema de generación que se ha
concretado en los últimos años, así como el cronograma previsto para el corto plazo,
con una política enfocada en el desarrollo de proyectos con recursos renovables,
principalmente solares fotovoltaicos y eólicos.
• Respecto de la expansión informada del sistema de generación, en el segundo semestre
del año 2020 se incorporaron en la región seis proyectos de energía solar fotovoltaica
por un total de 147.9 MW solares fotovoltaicas. Para el segundo semestre de este mismo
año se espera la incorporación de 5 proyectos con fuentes renovables (hidroeléctricas,
solares fotovoltaicas y eólicas), por un total de 286 MW, y para el año 2021 se espera la
incorporación de 10 proyectos con fuentes renovables por un total de 218 MW, así como
la incorporación de un proyecto de gas natural en Nicaragua con capacidad de 315 MW.
• De acuerdo a las condiciones previstas para el sistema eléctrico regional y conforme a
los resultados del método de indicador de confiabilidad energética, se concluye que la
capacidad de generación estimada es suficiente para suministrar los requerimientos de
la demanda, y que la red de transmisión soporta convenientemente los flujos desde los
puntos de generación hasta los centros de consumo.
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