BANCO INTERAMERICANO DE DESARROLLO

HONDURAS: APOYO A LA INTEGRACIN DE HONDURAS AL MERCADO ELCTRICO REGIONALEvaluacin econmica

Alberto Brugman MiramnAgosto 29 de 2013

HONDURAS: APOYO A LA INTEGRACIN DE HONDURAS AL MERCADO ELCTRICO REGIONALContenido

1. INTRODUCCIN4

2.RESUMEN EJECUTIVO5i.Descripcin del Proyecto5ii. Situacin del suministro elctrico en su rea de influencia5iii. Marco legal e institucional del servicio de electricidad en Honduras5iv.Mercado elctrico regional6v.Caractersticas del servicio de electricidad en Honduras6vi.Pronstico de demanda7vii. Planes de generacin9viii. Planes de Transmisin10ix. Metodologa de evaluacin10ix.aEstimacin de beneficios11ix.bEstimacin de costos11x.Retorno econmico del Proyecto12xi.Comentarios sobre la evaluacin de los proyectos ya financiados12

3. DESCRIPCIN DEL PROYECTO Y COSTOS13

4. SITUACIN DEL SUMINISTRO ELCTRICO EN LA ZONA DEL PROYECTO15

5.MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELCTRICO EN HONDURAS165.1Ley marco165.2Estructura institucional del Sector Elctrico165.3Ley de incentivo a la energa renovable175.4Visin de Pas y Plan de Nacin185.5Mercado Elctrico Regional195.5.1Creacin e iniciacin195.5.2Conformacin y avance de la lnea SIEPAC195.5.3Mercados elctricos en la regin205.5.4Comercializacin regional de electricidad21

6.DESARROLLO DE LA DEMANDA ELCTRICA226.1Evolucin econmica del pas226.2Estadsticas del sector electricidad236.2.1Ventas, tarifas y prdidas de electricidad236.2.2Demanda, generacin y transmisin de electricidad246.3Proyecciones de la demanda nacional de Energa y Potencia266.4Proyecciones de la demanda de Energa y Potencia en la Zona Occidente26

7.PLANES DE GENERACIN Y TRANSMISIN287.3Expansin del sistema de generacin287.4Expansin del sistema de transmisin317.5Estudio Tcnico-Financiero del proyecto SOLUCION DE OCCIDENTE32

8.METODOLOGIA PARA LA ESTIMACIN DEL RETORNO ECONMICO DEL PROYECTO358.1Metodologa y supuestos para la estimacin de Beneficios358.1.1Herramienta de anlisis: simulacin del mercado elctrico del Occidente358.1.2Energa adicional suministrada por el proyecto368.1.3Beneficios por aumento en el consumo de electricidad378.1.4Beneficios por reduccin de prdidas398.1.5Beneficios por mejoras en confiabilidad398.1.5Beneficios por mayor generacin local408.2Metodologa y supuestos para la estimacin de Costos428.2.1Costos de Inversin428.2.2Costos de Operacin y Mantenimiento428.2.3Costos de la energa428.2.3Costos conexos de distribucin428.3Estimacin del Retorno Econmico del Proyecto43

9.RETORNO ECONMICO DEL PROYECTO449.1Beneficios estimados449.2Costos estimados449.3Retorno econmico459.4Anlisis de sensibilidad45

10.COMENTARIOS SOBRE LA EVALUACIN DE PROYECTOS YA FINANCIADOS4610.1Caractersticas y costos de los proyectos en desarrollo 4610.2Metodologa utilizada en la evaluacin4710.2.1Proyectos de Erandique, Chichicaste y Naco4710.2.2Proyecto Amarateca4710.3Resultados obtenidos4810.4Comentarios sobre las evaluaciones48

HONDURAS: APOYO A LA INTEGRACIN DE HONDURAS AL MERCADO ELCTRICO REGIONAL1. INTRODUCCIN

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) encarg al consultor Alberto Brugman Miramn la evaluacin econmica el Proyecto de la Subestacin La Entrada, la cual se incluye en el Programa de Apoyo a la Integracin de Honduras al Mercado Elctrico Regional y formar parte del Sistema de Interconexin Elctrica de los Pases de Amrica Central (SIEPAC) y de la solucin de la electrificacin de la Zona Occidente de Honduras.

La Empresa Nacional de Energa Elctrica (ENEE) est a cargo del servicio de electricidad en dicha zona, la cual tiene bajos ndices de cobertura elctrica. En 2011 procedi a utilizar provisionalmente la lnea a 230 kV San Buenaventura (Honduras) a Panaluya (Guatemala) del SIEPAC y conect una subestacin mvil a 230/34.5 kV de 50 MVA en la cercanas de la localidad de San Nicols, sin cumplir con las normas y reglamentaciones regionales vigentes. Para formalizar esta conexin y restaurar la operacin comercial de este tramo, la ENEE present a la Comisin Regional de Interconexin Elctrica (CRIE) la solicitud de conexin de la nueva subestacin La Entrada en sustitucin de la subestacin mvil. Su diseo toma en consideracin estndares tcnicos e incorpora sistemas de proteccin y de medicin comercial en la lnea del SIEPAC, los cuales son necesarios para garantizar su operacin confiable y contabilizar la energa comercializada entre los pases. En el futuro constituir la conexin entre los sistemas del SIEPAC y de Honduras.

Esta subestacin ha sido justificada en los planes estudiados para Honduras y ha sido incluida dentro del programa de inversin que realizar la ENEE con apoyo del BID, el cual representa una inversin total de US$ 22500.039. La subestacin tiene un costo de inversin de US$ 15'299.199 y con el financiamiento de US$ 4786.342 necesario para la culminacin a las operaciones Apoyo a la Electrificacin Rural y al Sector de Energa (1584/SF-HO) y "Programa de Apoyo al Sector de Energa (2016/BL-HO) conforman la Componente 1 del mencionado programa, denominado como "Obras Relacionadas con la Integracin de Honduras al SIEPAC". El resto de los recursos de dicho programa se destinarn a financiar la Componente 2 consistente en el "Fortalecimiento de la ENEE en Comercializacin en el MEM" con una inversin de US$ 1'733.038 y en Evaluacin, Auditora y gestin del programa con un costo de US$ 681.460.

El presente documento contiene la evaluacin econmica del proyecto de la nueva subestacin La Entrada y una verificacin de la evaluacin realizada para los proyectos incluidos en las dos operaciones anteriores. Comprende los siguientes captulos: Descripcin del proyecto y costos Situacin del servicio elctrico en la zona del proyecto Marco legal e institucional del servicio elctrico en Honduras Desarrollo de la demanda elctrica Planes de generacin y transmisin Metodologa para la estimacin del retorno econmico del proyecto Evaluacin econmica del proyecto Comentarios sobre la evaluacin de los proyectos ya financiados

2.RESUMEN EJECUTIVO

i.Descripcin del Proyecto

La subestacin La Entrada (el "Proyecto") constituir en el futuro la conexin entre el Sistema para la Integracin Elctrica de los Pases de Amrica Central (SIEPAC) y el sistema elctrico de Honduras. El Proyecto tambin forma parte de la solucin ms econmica para atender la demanda de electricidad de la Zona Occidente de este pas y permitir incorporar varias plantas futuras menores de generacin con base en energa renovable que se instalarn en la zona. El Proyecto se conectar abriendo la lnea del SIEPAC entre Guatemala y Honduras contar con una capacidad de transformacin de 50 MVA a 230/34.5 kV y seis salidas para circuitos de distribucin a 34.5 kV. Sustituir la subestacin Mvil que actualmente se encuentra conectada provisionalmente a la lnea del SIEPAC, la cual no cumple con las normas establecidas por la CRIE (y la cual, para efectos de la evaluacin del Proyecto, se considera retirada). El costo de inversin en el Proyecto es de US$ 15'299.119 y sus costos anuales de Operacin y Mantenimiento la ENEE los ha estimado en el 3% del costo de inversin.

ii. Situacin del suministro elctrico en su rea de influencia

Con anterioridad a 2011, en la Zona Occidente de Honduras se tena un servicio de baja calidad, reportndose bajos niveles de tensin, fallas frecuentes y altas prdidas, afectando los abonados servidos por los circuitos a 34.5 kV de las subestaciones de Las Flores y Santa Rosa en el Departamento de Copn, incluyendo los municipios de San Jos, San Jernimo, San Nicols, El Paraso, La Entrada y Ruinas de Copn, estas dos ltimas comunidades son los mayores centros de carga e importantes polos tursticos y comerciales de la regin, por lo que dichos problemas debieron solucionarse lo ms pronto posible para no obstaculizar el desarrollo de la zona. Por tal motivo, en el ao 2011, se conect provisionalmente una Subestacin Mvil en la lnea de transmisin del SIEPAC en el municipio de San Nicols, que resolvi temporalmente el problema de continuidad y calidad del suministro de energa elctrica en la zona; pero sin cumplir con los requerimientos de protecciones y de medicin comercial establecidos por la CRIE.

iii. Marco legal e institucional del servicio de electricidad en Honduras

El sector elctrico de Honduras se rige por la Ley Marco del Subsector Elctrico (1994) y su Reglamento (1998), la cual permiti el ingreso de generadores privados al sistema. Anteriormente la generacin, transmisin y distribucin eran actividades exclusivas del estado, quien las llevaba a cabo a travs la Empresa Nacional de Energa Elctrica (ENEE). Esta ley fij los lineamientos tarifarios y tambin estipulaba la desagregacin de las actividades y la privatizacin de las redes de distribucin, pero esta reforma no se ha realizado, por lo que la ENEE sigue como empresa integrada y es el nico comprador responsable de la demanda de electricidad del pas. La ENEE ha buscado la manera de incentivar la produccin de energa renovable y en 2007 se promulg la Ley de Promocin a la Generacin de Energa Elctrica con Recursos Renovables y los inversionistas desarrolladores de proyectos renovables obtuvieron importantes incentivos tributarios. En 2009 se aprob la "Ley para el Establecimiento de una Visin de Pas y un Plan de Nacin" en la cual se establece la meta de incrementar al 80% la participacin en 2038 de la energa renovable en la generacin energtica del pas.

iv.Mercado elctrico regional

El sistema elctrico de Honduras funciona dentro del Mercado Elctrico Regional de Centroamrica (MER, acordado mediante un Tratado Marco suscrito por los seis pases de centroamericanos) el cual est concebido como un sptimo mercado adicional a los mercados de cada pas. Este mercado se viabiliz mediante la construccin del proyecto SIEPAC el cual permite mayores intercambios de energa entre los pases (inicialmente 300 MW para cada pas). El SIEPAC se espera que est totalmente en operacin en 2014. El Tratado Marco cre un organismo regional llamado Empresa Propietaria de la Red (EPR) encargado del desarrollo, diseo, financiamiento, construccin y mantenimiento de las lneas SIEPAC. la Comisin Regional de Integracin Elctrica (CRIE), el cual es el ente regulador el Mercado Elctrico Regional (MER) y el Ente Operador Regional (EOR), encargado de la operacin del MER y del despacho regional. El funcionamiento actual del MER es incipiente y los niveles actuales de intercambio representan menos del 0.9% de la generacin total de la regin.

v.Caractersticas del servicio de electricidad en Honduras

La poblacin Hondurea ha venido creciendo a un ritmo de 2.1%, alcanzando en el ao 2011 los 8.2 millones de habitantes. Luego de la crisis poltica de 2009 el Producto Interno Bruto ha venido creciendo anualmente entre el 3.3% y el 3.7 % en trminos reales. La ENEE ha ampliado la cobertura del servicio elctrico del 45.0% en 1995 al 86.4% en 2012. En 2012 la ENEE vendi 5,307.6 GWh de la cual el 41% correspondi al sector residencial. Los precios de la electricidad estn afectados por las frmulas de ajuste por combustible y tasa de cambio y en el primer semestre de 2013 la tarifa media nacional se ubic en 180 US$/MWh y la residencial en 137 US$/MWh con lo cual el sector residencial est subsidiado. En los ltimos aos las prdidas de electricidad se han incrementado al 27% afectando la situacin financiera de la ENEE dado que la estructura de los costos de electricidad autoriza solo hasta un 15% de prdidas de electricidad a bajo voltaje. La evolucin histrica de la demanda de energa (ventas + prdidas) en Honduras se resume en los siguientes grficos.

Demanda en GWh Demanda Mxima en MW Fuente: Unidad de Planeamiento Operativo y Estadsticas de Operacin, ENEEEn el ao 2009 el crecimiento de la demanda fue negativo, debido a la recesin econmica, y en los aos 2011 y 2012, el crecimiento fue significativo. A enero de 2013, la capacidad instalada de generacin en el SIN era de 1,714.1 MW. De esta capacidad, el 31% es del sector pblico: 27% en plantas hidroelctricas mayores y 4% plantas trmicas. El 69% restante es de propiedad de inversionistas privados: 50% en plantas trmicas, 9% en plantas de biomasa, 6% en plantas elicas y 4% en plantas hidroelctricas menores. El sistema de transmisin elctrica de Honduras opera a 230, 138, y 69 kV, tiene una longitud de 2,261 km y su diagrama se ilustra a continuacin.

Red de Transmisin

Fuente: ENEE

Honduras se interconecta con El Salvador y con Nicaragua por lneas a 230 kV. El proyecto SIEPAC lo conecta con Guatemala por medio de la lnea a 230 kV San Buenaventura (Honduras) a Panaluya (Guatemala.

vi.Pronstico de demanda

La ENEE ha elaborado la proyeccin de la demanda de energa y potencia en el Sistema Interconectado de Honduras que se incluye a continuacin.

Fuente: ENEE, Noviembre 2012

En el ao 2013, se espera un crecimiento del 3.7% en la potencia y del 5.5% en la energa. Del 2014 al 2018 se esperan crecimientos del 4.0% en la potencia y 4.1% en la energa y posteriormente del 3.6% en ambas. Para el planeamiento de la expansin, los sistemas de transmisin y distribucin han sido agrupados en ocho Zonas de Desarrollo: Norte, Occidente, Valle del Agun, Centro, Sur, Oriente, Biosfera y Arrecife Mesoamericano. Estas se ilustran en la siguiente figura.

Sistema de Transmisin y Subestaciones de Distribucin en las Zonas de Desarrollo

Fuente: ENEEA continuacin se resumen las proyecciones de demanda elaboradas por la ENEE para la Zona Occidente.

PROYECCIN DE DEMANDA ZONA OCCIDENTE

Fuente: Procesamiento proyecciones ENEE por subestacinvii.Planes de generacin

El escenario Base del planeamiento indicativo de la expansin de generacin realizado por la ENEE contempla algunos proyectos hidroelctricos y termoelctricos de mayor tamao y varios proyectos menores de energa renovable (adiciones de plantas hidroelctricas pequeas, geotrmicas, de biomasa y elicas), como ilustra el grfico siguiente.

ESCENARIO BASE: POTENCIA INSTALADA POR FUENTE DE GENERACIN (MW)

Fuente: ENEE

Para la Zona de Occidente se contempla la siguiente expansin de la generacin.

Fuente: ENEE

Las conclusiones obtenidas por la ENEE sobre la expansin futura del sistema de generacin del pas indican una alta incertidumbre en la ejecucin de varios proyecto con lo cual la ENEE podra verse en la necesidad de buscar nuevas opciones de generacin para evitar racionamientos futuros. El Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin 2012-2027 elaborado por Grupo de Trabajo de Planificacin Regional (GTPIR) caracteriza a Honduras como sistema importador de energa elctrica dentro del marco del MER.

viii.Planes de Transmisin

A comienzos de 2012, la ENEE realiz un planeamiento indicativo de los sistemas de transmisin el cual identific para la Zona Occidente, entre otros, la necesidad de la subestacin La Entrada 230/34.5 kV y su futura conexin a 230 kV con la subestacin La Rosa, incluyendo la expansin de esta ltima al nivel 230/34.5 kV. Estos proyectos se evaluaron en mayor detalle posteriormente en el denominado Estudio del Proyecto "SOLUCIN DE OCCIDENTE" en el cual se realiz un anlisis de alternativas para asegurar la capacidad de transmisin y distribucin en dicha zona. Este estudio verifica que la subestacin La Entrada se encuentra dentro de la expansin de transmisin de costo mnimo.

ix.Metodologa para la estimacin del retorno econmico del Proyecto

La nueva subestacin La Entrada proveer un suministro de electricidad confiable en su rea de influencia, lo cual permitir a los usuarios incrementar el consumo de electricidad pues en ausencia del proyecto no se dispondra de capacidad "firme" suficiente para atender la totalidad de la demanda. Para la estimacin de las proyecciones de energa del mercado (generacin, ventas, intercambios, ahorro en prdidas) necesarias para evaluar los beneficios y costos del Proyecto se utiliz el modelo SDDP, con el cual se simul el despacho econmico del sistema elctrico de la Zona Occidente "con" y "sin" el Proyecto, considerando las restricciones de los sistemas de transmisin y generacin. El siguiente grfico ilustra la demanda y la generacin, expresadas en GWH/mes, en la subestacin La Entrada.

En el caso Base la evaluacin se realiz considerando el Costo Marginal de Demanda en el sistema Hondureo resultante de su operacin coordinada con el resto del sistema Centroamericano (estimado US$ 130.4/MWh); tambin se evalu un caso Adicional utilizando como costo de la energa el Costo Marginal de Corto Plazo estimado para Honduras como sistema aislado (US$ 145/MWh). ix.aEstimacin de beneficios

Los beneficios evaluados para el Proyecto consisten en beneficios por: i) aumento en el consumo de energa elctrica en su rea de influencia, ii) reduccin de prdidas de electricidad en el sistema de Occidente, iii) mejora en la confiabilidad del servicio en su rea de influencia, y iv) mayor generacin local.

Beneficios por aumento del consumo. Se parti de las proyecciones de demanda estimadas por la ENEE para ser atendidas desde la subestacin La Entrada y el consumo se determin restndole un 6.6% por prdidas tcnicas de distribucin. Se tom el promedio nacional de 41% como consumo residencial y el 59% como consumo de otros sectores. Para los consumos incrementales no residenciales se calcul el beneficio producido por la energa incremental recibida, valorando dicha energa a la tarifa aplicable estimada en US$ 210/MWh. Los beneficios por el aumento en el consumo de electricidad del sector Residencial se estimaron por la disposicin a pagar de los consumidores que incluye: i) el pago de la energa consumida, mas ii) el excedente del consumidor. Para valorar el pago de la energa consumida se aplic la tarifa media histrica de US$ 137/MWh del primer semestre de 2013 asociada a los consumos residenciales y para estimar el excedente del consumidor se aplic una elasticidad - precio de -0.6.

Beneficios por reduccin de prdidas de electricidad. Con las simulaciones realizadas con el SDDP se estimaron las proyecciones de prdidas en el sistema de transmisin de la Zona Occidente para las situaciones "con" y "sin" proyecto. Por diferencia se determin la reduccin de prdidas atribuible al proyecto y para determinar los beneficios correspondientes estas se valorizaron con los costos marginales de la energa elctrica (US$ 132.4/MWh en el escenario Base y US$ 149.2/MWh en el escenario Adicional, valores aplicables a la valoracin de las prdidas, las cuales tienen un factor de carga menor que el de la demanda).

Beneficios por mejora en confiabilidad. Estos se estimaron valorando la energa asociada a la reduccin de fallas a un costo de dficit estimado de US$ 500/MWh y la reduccin de energa de falla se estim con base en un pronstico de reducir la ocurrencia de racionamientos en la demanda actual atendida en el rea de influencia del Proyecto de 186.0 Horas/ao al promedio nacional de 32.5 horas/ao, o sea una reduccin promedio de 186.0 - 32.5 = 133.5 horas/ao.

Beneficios por mayor generacin local. La nueva subestacin permitir atender en forma confiable la demanda local en pocas de baja generacin local pero tambin permitir revertir el flujo y exportar energa excedente de la zona en pocas de alta generacin local. Los beneficios asociados a la mayor generacin local exportable se valoraron aplicando los Costos Marginales de Demanda estimados para Honduras a nivel mensual durante el perodo 2014 - 2025.

ix.bEstimacin de costos

Costos de Inversin. Los costos de inversin se tomaron del presupuesto detallado del Proyecto.

Costos de O&M. Los costos anuales de operacin y mantenimiento del Proyecto se calcularon como el 3% del costo de inversin, conforme a las estimaciones de la ENEE.

Costos de la energa. Los costos de energa provienen de: i) los requerimientos de generacin para satisfacer la energa abastecida por el proyecto en evaluacin, y ii) los requerimientos de generacin destinados a suministrar la energa que, en ausencia del proyecto en evaluacin, habra que racionar por razones de confiabilidad del sistema. La estimacin de la energa requerida incluy las prdidas tcnicas tanto de distribucin (estimadas en 6.6%) como de transmisin (estimadas en 3.63%). La valoracin de los costos de energa se realiz con los costos marginales (US$ 130.4/MWh para el Caso Base, que considera la optimizacin de sistema Hondureo con el MER y US$ 145.0/MWh bajo la hiptesis de sistema aislado).

Costos conexos de distribucin. Los costos de distribucin asociados al consumo adicional que proveer el Proyecto se cuantificaron valorando los incrementos de energa disponible en distribucin mediante la estimacin del costo medio de la distribucin desde 34.5 kV hasta baja tensin, el cual se estim en US$ 29.5/MWh a partir del esquema tarifario vigente.

x.Retorno econmico del Proyecto

El caso Base de la evaluacin econmica del programa indica una tasa interna de retorno econmico (TIR) de 23.5% y US$ 16.04 millones de valor presente de beneficios netos (VPN) descontados a una tasa de descuento del 12%. Este caso utiliza para Honduras un costo de la energa determinado como sistema vinculado al MER Centroamericano. Sin embargo si la evaluacin se realiza como sistema independiente el retorno econmico resulta de 16.9% y su VPN de US$ 6.50 millones.

xi.Comentarios sobre la evaluacin de los proyectos ya financiados

La ENEE se encuentra terminando los proyectos de Erandique, Chichicaste, Naco y Amarateca, para los cuales anteriormente se realizaron evaluaciones econmicas que mostraron tasas de retorno econmico del 12.2%, 12.0%, 13.7% y 19.0%, respectivamente. Se pudo verificar que los costos de inversin de los cuatro proyectos se mantendrn muy similares a los originalmente estimados de forma tal que, considerando la metodologa aplicada, los resultados obtenidos sobre el retorno econmico de ellos es razonable.

3. DESCRIPCIN DEL PROYECTO Y COSTOS

La subestacin La Entrada (el "Proyecto") constituir en el futuro la conexin entre las redes del SIEPAC y de Honduras. El Proyecto tambin forma parte de la solucin ms econmica para atender la demanda de electricidad de la regin de Occidente y para incorporar varias plantas futuras menores de generacin que se instalarn en la zona. El siguiente mapa ilustra el sistema SIEPAC y la ubicacin del Proyecto.

Fuente: www.eprsiepac y consultor

El Proyecto se conectar abriendo la lnea del SIEPAC entre Panaluya, Guatemala, y San Buenaventura, Honduras, en la localidad de San Nicols. Contar con cuatro bahas a 230 kV en arreglo de interruptor y medio. Dos de las salidas son para las secciones La Entrada - Panaluya y La Entrada - San Buenaventura, la tercera se usar para alimentar la futura lnea a 230 kV La Entrada-Santa Rosa y la cuarta para alimentar el transformador 230/34.5 kV de 50 MVA. Tendr seis salidas para circuitos de distribucin a 34.5 kV con un esquema de doble barra e interruptor de enlace que servirn la carga anteriormente atendida desde la subestacin de Santa Rosa de Copan.

A continuacin se incluye el diagrama unifilar del Proyecto.

SUBESTACION LA ENTRADA: DIAGRAMA UNIFILAR

Fuente: ENEE

La subestacin La Entrada sustituir la Subestacin Mvil que actualmente se encuentra conectada provisionalmente a la lnea del SIEPAC, la cual no cumple con las normas establecidas por la CRIE.

Su financiamiento est previsto dentro del prximo programa que realizar la ENEE con apoyo del BID (por un valor total de US$ 21,676,531) y su costo de inversin se estima en US$ 15'299.119 como se indica en el siguiente cuadro.

Sus costos anuales de Operacin y Mantenimiento la ENEE los ha estimado en el 3% del costo de inversin.4. SITUACIN DEL SUMINISTRO ELCTRICO EN LA ZONA DEL PROYECTO

En el ANEXO 1 se presenta el esquema de transmisin y subtransmisin actual y futuro en la Zona Occidente, donde ser instalado el proyecto.

La zona ms inmediata de influencia del Proyecto se abasteca por medio de la lnea Caaveral-El Nspero-Santa Rosa (a 69 kV) por la subestacin Santa Rosa (69/34.5 kV) y por lneas a 34.5 kV de longitud considerable y con problemas de confiabilidad y regulacin de tensin. A ante fallas de este sistema radial quedaban sin servicio (o dependientes de plantas locales que no cuentan con capacidad "firme") los circuitos de distribucin local.

Ello explica cmo, con anterioridad a 2011, en la Zona Occidente se tena un servicio de baja calidad, reportndose bajos niveles de tensin, fallas frecuentes y altas prdidas, afectando los abonados servidos por los circuitos a 34.5 kV de las subestaciones de Las Flores y Santa Rosa en el Departamento de Copn, incluyendo los municipios de San Jos, San Jernimo, San Nicols, El Paraso, La Entrada y Ruinas de Copn, estas dos ltimas comunidades son los mayores centros de carga e importantes polos tursticos y comerciales de la regin, por lo que dichos problemas debieron solucionarse lo ms pronto posible para no obstaculizar el desarrollo de la zona.

Por tal motivo, en el ao 2011, se declar de emergencia en la prestacin de los servicios de energa elctrica en la Zona Occidente de Honduras, por medio de los Decretos Ejecutivos PCM-051-2011 y PCM-064- 2011. Ellos constituyeron la base para desarrollar un plan de accin que tuvo como objetivo mejorar el servicio de energa elctrica de dicha zona. Dentro de ese plan se conect provisionalmente una Subestacin Mvil en la Lnea de Transmisin del SIEPAC, en el tramo Panaluya-San Buenaventura, en la localidad del municipio de San Nicols, que resolvi temporalmente el problema de continuidad y calidad del suministro de energa elctrica en la zona; pero sin cumplir con los requerimientos de protecciones y de medicin comercial establecidos por la CRIE.

La viabilidad tcnica definitiva de la nueva subestacin La Entrada se establecer cuando se verifique el cumplimiento de la regulacin nacional y regional al aprobarse la Solicitud de Conexin. Para el desarrollo del proyecto de ampliacin, la ENEE considera que es importante la colaboracin y apoyo de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) para desarrollar la interfaz necesaria en la apertura de la lnea PanaluyaSan Buenaventura. La EPR ofreci todo el apoyo necesario. La ENEE est adelantando las gestiones de desarrollo del Proyecto y en paralelo se est tramitando la Solicitud de Conexin, considerando que la ampliacin propuesta mejorar considerablemente la configuracin tcnica de la conexin.

Tambin, la ENEE tiene previsto adquirir la propiedad del tramo de lnea a 230 kV La Entrada - San Buenaventura, con lo cual la nueva subestacin La Entrada se constituir en el punto de conexin entre los sistemas del SIEPAC y de Honduras.

5.MARCO LEGAL E INSTITUCIONAL DEL SECTOR ELCTRICO EN HONDURAS

5.1Ley marco

El sector elctrico de Honduras se rige por la Ley Marco del Subsector Elctrico y su Reglamento, lo cuales entraron en vigencia en noviembre de 1994 y en abril de 1998, respectivamente. Anteriormente a la emisin de esta Ley, la generacin, transmisin y distribucin eran actividades exclusivas del estado, quien las llevaba a cabo a travs la Empresa Nacional de Energa Elctrica (ENEE). La Ley de 1994, permiti el ingreso de generadores privados al sistema, los cuales actualmente son propietarios de dos terceras partes de la capacidad instalada.

Las tres principales empresas privadas de generacin son Electricidad de Corts (ELCOSA), el Grupo Terra y Luz y Fuerza de San Lorenzo (LUFUSSA). La red de transmisin sigue siendo propiedad del estado. A pesar de que la ley contemplaba la privatizacin de la distribucin, sta todava es operada por la ENEE, as como el Centro de Despacho.

Debido a lo anterior, el sector elctrico ha configurado un esquema de comprador nico, en donde las empresas privadas de generacin venden su energa a la ENEE, y sta se encarga de transmitirla y distribuirla. En el caso de los generadores privados de ELCATEX, GREEN VALLEY y ENVASA, stos suministran energa elctrica a grandes consumidores (maquilas), vendiendo a ENEE el restante de la energa producida (excedentes).

La Ley Marco adems fij los lineamientos a seguir para el clculo tarifario, estableciendo una tarifa en barra, una tarifa al consumidor final y frmulas de ajuste para ambas tarifas, para ajustar segn las variaciones de la tasa de cambio y de los precios de los combustibles utilizados en la generacin.

5.2Estructura institucional del Sector Elctrico

La Empresa Nacional de Energa Elctrica (ENEE) es una empresa estatal integrada vertical y horizontalmente, a cargo de la generacin, transmisin, distribucin y comercializacin de electricidad en Honduras. La Ley de Electricidad emitida en 1994 defini una nueva estructura institucional y organizacin industrial para el sector elctrico hondureo. Mediante esta ley, la funcin de formulacin de polticas fue asignada a un Gabinete de Energa presidido por el Presidente o por el Ministro de la Secretara de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA), cuya funcin era la provisin de apoyo tcnico. Tambin se cre un nuevo ente regulador, la Comisin Nacional de Electricidad (CNE).

No obstante, el Gabinete de Energa se ha reunido menos de una vez por ao desde su creacin. Asimismo, la SERNA, en calidad de secretaria y coordinadora del Gabinete, no ha desempeado un papel activo en la definicin de la poltica energtica y la promocin de la infraestructura tcnica necesaria para la toma de decisiones. De igual modo, la CNE ha desempeado un papel marginal por la falta de apoyo poltico y de recursos. La ENEE se ha convertido as en la referencia de facto para la definicin de la poltica y la regulacin del sector energtico.

Esta situacin ha llevado a una separacin muy dbil de las funciones entre el proveedor del servicio pblico, el ente regulador y el Ministerio. Asimismo, la ENEE es la nica entidad responsable de la transmisin y de las operaciones del sistema mediante su centro de despacho, que determina el costo marginal de generacin de electricidad.

La Ley de 1994 tambin estipulaba previa aprobacin del Congreso, la desagregacin de las actividades y la privatizacin de las redes de distribucin de la ENEE por regin, pero esta reforma no se ha realizado. Como resultado de ello, la ENEE an funciona como una empresa totalmente integrada y es el nico comprador responsable de asegurar la disponibilidad de energa suficiente para satisfacer la demanda. Segn la ley, la generacin de electricidad la pueden realizar organismos estatales, empresas privadas o empresas de propiedad mixta. Estas entidades estn autorizadas a vender energa tanto a los grandes consumidores como a la ENEE. Bajo este marco legal, los inversores privados se embarcan principalmente en proyectos de generacin nuevos, incluyendo los hidroelctricos, y venden electricidad a la ENEE bajo acuerdos para la compra de energa.

En resumen, la implementacin del nuevo modelo para el sector establecido en la Ley de 1994 fue parcial y tuvo un xito limitado en la solucin de las cuestiones que haban motivado la reforma. En este caso, cabe destacar el hecho de que no se hayan privatizado las redes de distribucin segn lo estipulaba la ley, dejando a la ENEE como una empresa de servicios pblicos integrada verticalmente, como el nico distribuidor servido por la red de transmisin, y asumiendo el control de todas las instalaciones de generacin (en calidad de comprador nico en el sistema), ya sea como propietario o mediante acuerdos para la compra de energa.

La ENEE ha tenido xito en atraer inversores privados para desarrollar nuevos proyectos de generacin, en su mayora centrales diesel de velocidad media bajo contratos de compra de energa a largo plazo. En 2008, adjudic un contrato por el suministro de 150 MW de una central de carbn a 20 aos. El Gobierno est siguiendo una poltica de desarrollo de proyectos hidroelctricos bajo acuerdos bilaterales con otros gobiernos[footnoteRef:1]. [1: El Gobierno complet un estudio de factibilidad del proyecto hidroelctrico Piedras Amarillas de 100 MW (anteriormente conocido como Patuca 3) Gobierno de Taiwn y ha negociado un contrato BOT a 30 aos con Taipower para el desarrollo del proyecto. Bajo este acuerdo, la ENEE es responsable del desarrollo de las lneas de transmisin necesarias para conectar el proyecto a la red nacional y de la ejecucin de los estudios de impacto ambiental y los planes de mitigacin. La ENEE est analizando tambin, junto con un grupo brasileo, el desarrollo de los proyectos hidroelctricos multipropsito (Jicatuyo - 173 MW y los Llanitos - 98 MW) mediante un contrato BOT. ]

5.3Ley de incentivo a la energa renovable

A travs de los aos, la ENEE ha buscado la manera de incentivar la produccin de energa renovable mediante decretos de incentivos y de exoneracin de impuestos. En octubre de 2007, se reunieron todos estos incentivos y exoneraciones en una sola ley, publicada en la gaceta bajo el decreto 70-2007. La ley se denomin Ley de Promocin a la Generacin de Energa Elctrica con Recursos Renovables.

Bajo esta ley, los inversionistas desarrolladores de proyectos renovables fueron exonerados de pagar los siguientes impuestos: Impuesto sobre venta para materiales, equipos y servicios durante el desarrollo, instalacin y construccin Todos los impuestos relacionados con la importacin de materiales y equipos durante el estudio, el diseo final, el desarrollo, la instalacin y construccin de proyectos. Todos los impuestos relacionados a la renta (impuesto sobre la renta, impuesto al activo neto, aportacin solidaria temporal) durante los primeros diez aos de operacin comercial (solamente para proyectos con capacidad instalada de 50 MW o menos). Pago de impuesto sobre la renta de personas naturales o jurdicas extranjeras cuyos servicios sean contratados durante el estudio, desarrollo, instalacin, ingeniera, administracin, construccin y monitoreo del proyecto.Los inversionistas privados recibirn los beneficios establecidos en la Ley de Aduanas para la importacin temporal de maquinaria y equipo para la construccin y mantenimiento. Segn la Ley de Promocin a la Generacin de Energa Elctrica con Recursos Renovables, el precio a ser pagado, en los contratos firmados entre la ENEE y los generadores renovables, es el costo marginal de corto plazo vigente o 71.86 US$/MWh en el caso de que el costo marginal sea menor a este valor. Los proyectos con capacidad de 50 MW o menos recibirn un incentivo adicional del 10% del costo marginal vigente al momento de firmar el contrato. El incentivo se pagar mensualmente durante los primeros quince aos de operacin comercial. El precio base es ajustado cada ao segn la inflacin de los Estados Unidos, siendo 1.5% el valor mximo a aplicar, y se ajustar hasta el ao diez. En el ao diez el precio regresa al precio base inicial volviendo a aplicar la indexacin por inflacin desde el ao once en adelante. Todos los proyectos renovables tienen despacho garantizado, excepto en condiciones especiales establecidas en la Ley.

5.4Visin de Pas y Plan de Nacin

En diciembre de 2009, el Congreso Nacional aprob por decreto legislativo 286-2009, la Ley para el Establecimiento de una Visin de Pas y un Plan de Nacin. Con ello se plante una Visin de Pas a veintiocho aos y un Plan de Nacin a doce aos. Dentro de los objetivos de la Visin de Pas est el aprovechar de manera sostenible sus recursos naturales y reducir al mnimo su vulnerabilidad ambiental. Bajo este objetivo, se ha planteado la meta de Elevar al 80% la tasa de participacin de energa renovable en la matriz de generacin energtica del pas para el ao 2038. En resumen, se pretende el cambio de la matriz energtica, en donde la generacin trmica (que actualmente equivale a las dos terceras partes de la generacin total del sistema), se sustituya gradualmente con energa renovable.

Como contribucin a la promocin de la energa limpia, en el ao 2009 la ENEE realiz lalicitacin de 250 MW de energa renovable en proyectos de todo tamao (Licitacin N 00-1293/2009), firmando contratos que en su totalidad aportarn al sistema cerca de 700 MW. Adems se han promovido los grandes proyectos hidroelctricos, en particular los ubicados en la cuenca del Ro Patuca, inicindose la construccin del proyecto Patuca 3 (con 100 MW de capacidad instalada). Tambin se le ha dado seguimiento a los proyectos ubicados en la cuenca del Ro Ula (Llanitos y Jicatuyo).

5.5Mercado Elctrico Regional

5.5.1Creacin e iniciacin

En noviembre de 1985, en la Repblica de Costa Rica, se firm un convenio constitutivo para la creacin del Consejo de Electrificacin para Amrica Central (CEAC), organismo regional cuya finalidad es lograr la integracin elctrica de todos los pases centroamericanos (Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panam).

En diciembre de 1996, en Guatemala, los presidentes de los seis pases suscribieron el Tratado Marco del Mercado Elctrico para Amrica Central. Se formul el proyecto SIEPAC, cuyas siglas significan Sistema para la Integracin Elctrica de los Pases de Amrica Central. El proyecto consiste en la construccin de lneas de transmisin para reforzar las interconexiones existentes y as permitir mayores intercambios de energa. El proyecto est en ejecucin y se espera que est totalmente en operacin en 2014.

El Tratado Marco cre un organismo regional llamado Empresa Propietaria de la Red (EPR). La EPR es la encargada del desarrollo, diseo, financiamiento, construccin y mantenimiento de las lneas SIEPAC. Las lneas SIEPAC suman en total 1,793 kilmetros y estarn energizadas en 230 kV.

Tambin el Tratado Marco cre la Comisin Regional de Integracin Elctrica (CRIE), el cual es el ente regulador el Mercado Elctrico Regional (MER) y el Ente Operador Regional (EOR), encargado de la operacin del MER y del despacho regional.

En julio de 2002, entr en funcionamiento el Mercado Elctrico Regional durante un perodo transitorio, hasta mayo de 2006, durante el cual el MER fue administrado por el Operador del Mercado Centroamericano (OMCA). En el ao 2006, con la elaboracin del Reglamento del Mercado Elctrico Regional (RMER) la administracin del mercado pas a manos del EOR.

5.5.2Conformacin y avance de la lnea SIEPAC

El sistema de transmisin de Centro Amrica est conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de pas a pas. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utiliza tambin 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores. La lnea SIEPAC permitir intercambios significativos de potencia y con mayor confiabilidad. Se prev que la capacidad de los intercambios ser de 300 MW. En su primera etapa, se construir un solo circuito sobre torres previstas para doble circuito, con una longitud total de 1,788 km, que entrar en servicio en el 2014, excepto el tramo en Costa Rica, Parrita-Palmar Norte, el cual se atras por problemas de adquisicin de servidumbres.

A continuacin se muestra un diagrama del sistema SIEPAC y el avance de sus obras.

Fuente: GTPIR

El costo de inversin del proyecto se estima en, aproximadamente, US$420 millones, los cuales US$240 millones fueron financiados por el BID, US$130 millones por el BCIE y US$50 millones en aportes de capital de los nueve accionistas de la Empresa Propietaria de la Red (EPR), a saber, los seis pases de Amrica Central, Endesa de Espaa, ISA de Colombia y CFE de Mxico.

5.5.3Mercados elctricos en la regin

La regin centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores elctricos. Desde finales de la dcada de los ochenta la reestructuracin elctrica sustituy el control centralizado de varias empresas estatales verticalmente integradas por mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generacin.

En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panam se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generacin, transmisin y distribucin, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y slo en el segmento de generacin. En los cuatro pases que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generacin. En Honduras, se cre un modelo de comprador nico y en Costa Rica se abri la participacin privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada.

El Tratado Marco del Mercado Elctrico Centroamericano est concebido para crear un sptimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada pas, y que respeta las diferencias que entre ellos existen.

5.5.4Comercializacin regional de electricidad

Las transacciones comerciales de los intercambios de energa estn regidas por el Tratado Marco del Mercado Elctrico Regional (MER). La Comisin Regional de Interconexin Elctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada pas, acta como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operacin y el despacho regional. Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada pas ante el EOR. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada pas y comunicadas con anticipacin al EOR, que verifica la factibilidad tcnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el pre despacho del da siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la siguiente grfica, donde se registra el volumen total de exportaciones. Los niveles actuales de intercambio representan menos del 0.9% de la generacin total de la regin.

Exportacin de energa elctrica en Centroamrica (GWH)

El desarrollo de un mercado elctrico regional en Amrica Central est limitado, entre otras cosas, la capacidad inicial de 300 MW que tienen el sistema SIEPAC y las barreras regulatorias. El segundo circuito del proyecto SIEPAC podra incrementar la capacidad de comercializar energa entre los distintos pases a 600 MW (450 MW entre Costa Rica y Panam). La interconexin Mxico-Guatemala soportara flujos de energa elctrica de 200 MW y el tramo Panam-Colombia podra proveer una capacidad de 300 MW, tambin ampliable a los 600 MW, para los intercambios de energa elctrica con otras regiones.

6.DESARROLLO DE LA DEMANDA ELCTRICA

6.1Evolucin econmica del pas

La Repblica de Honduras posee una extensin territorial de 112,492 km2. Se estima que la poblacin ha venido creciendo a un ritmo de 2.1%, alcanzando en el ao 2011 los 8,215.3 miles de habitantes. Su densidad poblacional es de 73 habitantes por km2. La poblacin est repartida en un 52% en el rea urbana y en un 48% en el rea rural, y la poblacin econmicamente activa ocupada es del 39%.

El producto interno bruto del ao 2012 fue de 358,725 millones de lempiras a precios corrientes (171,214 millones a precios del 2000). El PIB del ao 2010, experiment una leve recuperacin respecto al ao 2009 (ao afectado por la crisis poltica) y el ao 2011 present un crecimiento igual al del ao 2010. El crecimiento del ao 2012 es positivo aunque menor en magnitud en comparacin a los dos aos anteriores. La siguiente tabla resume el crecimiento reciente del PIB.

Producto Interno Bruto a Precios Constantes del Ao 2000(millones de Lempiras)

Fuente: www.bch.hn (pgina del Banco Central de Honduras)

Analizando los crecimientos del ao 2011 al ao 2012, puede apreciarse que el sector que reporta mayor crecimiento es el sector comunicaciones y en segundo lugar el sector de agricultura, ganadera, caza, silvicultura y pesca. A continuacin se muestran los valores.

Fuente: www.bch.hn (pgina del Banco Central de Honduras)

6.2Estadsticas del sector electricidad

6.2.1Ventas, tarifas y prdidas de electricidad

La ENEE ha venido ampliando la cobertura del servicio elctrico en el pas, la cual se ha incrementado del 45% en 1995 al 86.4% en 2012. En 2012 la ENEE vendi 5,307.6 GWh de la cual el 41% correspondi al sector residencial. Los grficos siguientes ilustran la evolucin histrica de las ventas de electricidad por sector y su distribucin en 2012.

VENTAS HISTRICAS DE ELECTRICIDAD

DISTRIBUCIN DE LAS VENTAS - AO 2012

FUENTE: CEPAL y ENEE

A continuacin se resume la evolucin histrica de las tarifas media por sector de consumo y los valores para el ao 2012.

TARIFAS MEDIAS (HISTRICAS Y 2012)

FUENTE: CEPAL y ENEE

En el primer semestre de 2013 la tarifa media nacional se ubic en 180 US$/MWh y la residencial en 137 US$/MWh. Como puede observarse, el sector residencial est subsidiado. Los precios estn afectados por las frmulas de ajuste por combustible y tasa de cambio.

En los ltimos aos las prdidas de electricidad han venido incrementando hasta ubicarse en el 27%, tal como se muestra en el grfico siguiente, afectando la situacin financiera de la ENEE dado que la estructura de los costos de electricidad autoriza hasta un 15% de prdidas de electricidad a bajo voltaje.

Fuente: Datos elaborados de CEPAL

6.2.2Demanda, generacin y transmisin de electricidad

A continuacin se presenta la evolucin histrica de la demanda de energa (ventas + prdidas) en Honduras durante el perodo 2000 2012.

Demanda en GWh

Fuente: Unidad de Planeamiento Operativo y Estadsticas de OperacinEn el ao 2009 el crecimiento de la demanda fue negativo, debido a la recesin econmica. Ya en el ao 2010 se presenta un aumento respecto al ao 2009, y en los aos 2011 y 2012, el crecimiento fue significativo.

La demanda mxima anual de potencia (2000 2012) se muestra a continuacin.

Demanda Mxima en MW

Fuente: Unidad de Planeamiento Operativo y Estadsticas de OperacinA enero de 2013, la capacidad instalada de generacin en el SIN era de 1,714.1 MW. De esta capacidad, el 31% es del sector pblico, incluyendo las plantas hidroelctricas de mayor tamao (que representan el 27% de la capacidad instalada del sistema) y algunas plantas trmicas (4% de la capacidad del sistema). El 69% est conformado por plantas de propiedad de inversionistas privados, aportados de la siguiente forma: 50% por plantas trmicas, 9% por plantas de biomasa, 6% por plantas elicas y 4% por plantas hidroelctricas. El ANEXO 2 detalla la capacidad instalada de generacin del SIN discriminada a nivel de central. El sistema de transmisin elctrica de Honduras cuenta con tres niveles de tensin que son 230, 138, y 69 kV, con longitudes totales en lneas de transmisin de 983 km, 885 km y 393 km, respectivamente. Su diagrama se ilustra a continuacin.

Red de Transmisin

Fuente: ENEEActualmente, Honduras est interconectada con El Salvador y con Nicaragua a travs de lneas de 230 kV. El proyecto SIEPAC lo conecta con Guatemala por medio de la lnea a 230 kV San Buenaventura (Honduras) a Panaluya (Guatemala), prxima a entrar en operacin comercial.

6.3Proyecciones de la demanda nacional de Energa y Potencia

La ENEE ha elaborado una proyeccin de la demanda de energa y potencia en el Sistema Interconectado de Honduras para los prximos quince aos. La proyeccin se ha efectuado empleando distintos mtodos segn el sector de consumo, como por ejemplo mtodos economtricos, tendencias y encuestas a los altos consumidores, basados en las estadsticas sectoriales presentadas en la seccin anterior. La proyeccin de la demanda para el perodo 2013 2027 se resume a continuacin.

Fuente: ENEE, Noviembre 2012

En el ao 2013, se espera un crecimiento del 3.7% en la potencia y del 5.5% en el consumo de energa. Del 2014 al 2018 se esperan crecimientos del 4.0% en la potencia y 4.1% en la energa y posteriormente del 3.6% en ambas.

6.4Proyecciones de la demanda de Energa y Potencia en la Zona Occidente

Para efectos del planeamiento de la expansin, los sistemas de transmisin y distribucin han sido agrupados por Zonas de Desarrollo, las cuales se derivan de las subregiones establecidas en el Plan de Nacin y Visin de Pas, y buscan enfocar el desarrollo siguiendo los objetivos nacionales. Para el fin anterior, el territorio nacional se ha dividido en las siguientes ocho zonas geogrficas: Norte, Occidente, Valle del Agun, Centro, Sur, Oriente, Biosfera y Arrecife Mesoamericano. La siguiente figura muestra el sistema actual de transmisin y la ubicacin geogrfica en cada Zona de Desarrollo.

Sistema de Transmisin y Subestaciones de Distribucin en las Zonas de Desarrollo

Fuente: ENEEA continuacin se resumen las proyecciones de demanda elaboradas por la ENEE para el agregado de las principales subestaciones incluidas en la Zona Occidente.

PROYECCIN DE DEMANDA ZONA OCCIDENTE

Fuente: Procesamiento proyecciones ENEE por subestacinEn el ANEXO 3 se incluyen las proyecciones desagregadas para las ocho principales subestaciones de la Zona Occidente.7.PLANES DE GENERACIN Y TRANSMISIN

7.3Expansin del sistema de generacin

La ENEE realiza un planeamiento indicativo de la expansin del sistema de generacin, en el cual ha considerado diversos escenarios. En el escenario Base los proyectos hidroelctricos de mayor tamao tienen fechas fijas de entrada al sistema, segn lo que tardan en construirse, en este caso Patuca 2, Patuca 2A, Llanitos, Jicatuyo y Tabln. Tambin est fija la entrada de todos los siguientes proyectos: Patuca 3, todos los proyectos de la licitacin renovable, la ampliacin de MESOAMRICA, el proyecto elico de Vientos de San Marcos, el proyecto elico de Chinchayote Terra, CECHSA y VETASA.

A continuacin se resumen la expansin de la capacidad generadora contemplada en el escenario Base hasta el 2022.

ESCENARIO BASE: PLAN INDICATIVO DE EXPANSIN DE LA GENERACIN

Fuente: ENEE

En particular, para la Zona de Occidente se contempla la siguiente expansin de la capacidad generadora.

Fuente: ENEE

Las plantas renovables consisten en las plantas programadas bajo la licitacin renovable, los grandes proyectos hidroelctricos promovidos por la ENEE y algunas adiciones de plantas hidroelctricas pequeas, geotrmicas, de biomasa y elicas. En este plan puede apreciarse una importante componente de plantas renovables y algunas plantas trmicas, tal como ilustra el grfico siguiente.

ESCENARIO BASE: POTENCIA INSTALADA POR FUENTE DE GENERACIN (MW)

Fuente: ENEE

El grfico siguiente presenta la reserva de potencia, la cual tcnicamente debera de ser al menos el diez por ciento de la demanda, criterio que no se cumple el criterio en los aos 2013 a 2016, mientras que en el largo plazo, el plan presenta sobreinstalacin

ESCENARIO BASE: RESERVA DE POTENCIA (MW)

Fuente: ENEE

A continuacin se resumen conclusiones obtenidas por la ENEE sobre la expansin futura del sistema de generacin: A pesar de que el plan Base incluye las adiciones ya programadas en el corto plazo, y que asume la extensin de los contratos trmicos privados que vencen en el ao 2014, por dos aos adicionales, se tendra dficit de potencia y energa en los meses de verano de los tres prximos aos (2013, 2014 y 2015). Los escenarios sin VETASA carbn ni CECHSA, presentan mayores costos totales de generacin en comparacin al escenario Base e indican la conveniencia de considerar 200 MW alternativos en el ao 2016. O sea, que dada la incertidumbre de estos contratos trmicos, la ENEE debera de buscar nuevas opciones de generacin. En los planes hay un alto grado de incertidumbre, lo cual debe de tomarse en cuenta para tomar acciones a tiempo, buscando nuevas opciones, y as evitar racionamientos futuros. Se observa al sistema de Honduras con una caracterizacin de sistema importador de energa elctrica dentro del marco del MER.

7.4Expansin del sistema de transmisin

A comienzos de 2012, la ENEE public resultados obtenidos en un planeamiento indicativo de los sistemas de transmisin en cada una de las ocho Zonas de Desarrollo. Las siguientes tablas muestran una breve descripcin de las obras de infraestructura localizadas en la Zona Occidente en esa oportunidad.

Inversin en Subestaciones

Inversin en lneas de Transmisin

NombreTensinkVCapacidad MVALongitud kmConductorArregloAo EntradaInversin US$

La Entrada - Santa Rosa23025035477 MCMTerna Sencilla20147.35

La Labor - Santa Rosa 23025045477 MCMTerna sencilla20149.45

TOTAL16.80

Inversin de Compensacin Reactiva Capacitiva

SubestacinBarraTensin (kV)Capacidad (MVAR)Costos (Miles US$)

Santa RosaSRS B33234.56.0144.0

Las FloresLFL B434697.0140.0

Total13.0284.0

La siguiente figura muestra la ubicacin geogrfica de las obras previstas para la Zona Occidente segn los resultados obtenidos en este plan.

Ubicacin Geogrfica de los Proyectos de Expansin en la Zona Occidente

Este estudio identific, entre otros, la necesidad de la subestacin La Entrada 230/34.5 kV y su futura conexin a 230 kV con la subestacin La Rosa, incluyendo la expansin de esta ltima al nivel 230/34.5 kV. Estos proyectos se evaluaron en mayor detalle posteriormente en el denominado Estudio de la SOLUCIN DE OCCIDENTE, cuyo alcance y resultados se resumen a continuacin.

7.5Estudio Tcnico-Financiero del proyecto SOLUCION DE OCCIDENTE

En abril de 2013 la ENEE culmin el Estudio Tcnico-Financiero del proyecto denominado SOLUCION DE OCCIDENTE, el cual presenta un anlisis de las Alternativas de Solucin necesarias para asegurar la capacidad de transmisin y distribucin de energa elctrica para atender la demanda de electricidad de la Zona Occidente. Este estudio verifica que la subestacin La Entrada se encuentra dentro de la expansin de transmisin de costo mnimo para esta zona.

Para la evaluacin de los aspectos tcnicos, la ENEE aplic el modelo llamado Digsilent Power Factory y los siguientes criterios tcnicos: a) condiciones actualizadas de proyeccin demanda y expansin de la generacin, para las hidroelctricas se considera que en la Estacin tienen una menor capacidad de generacin y por lo tanto es necesario ms generacin trmica, b) niveles de tensin de 0.95 y 1.05 pu aceptados en condiciones normales de operacin, y c) niveles de carga mxima para los componentes de lneas y transformadores en condiciones normales de operacin no mayores al 100% de la capacidad del lmite trmico.

En el anlisis se consideraron las cuatro alternativas de expansin de la transmisin que se ilustran en los siguientes esquemas.

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Alternativa 4

Todas las alternativas incluyeron: i) La construccin de la Subestacin La Entrada en el municipio de San Nicols, departamento de Copn, con una capacidad de transformacin de 50 MVA en 230/34.5 kV y un arreglo de interruptor y medio, ii) La construccin de una nueva Lnea de Transmisin en 230 kV, desde la Subestacin La Entrada hasta la Subestacin de Santa Rosa, con una longitud estimada de 30 km, en conductor 477 MCM, terna sencilla, iii) La ampliacin de la Subestacin de Santa Rosa con una capacidad de transformacin de 100 MVA en 230/69 kV, y iv) La construccin de la subestacin de maniobras Concepcin en 69 kV vinculada a la lnea de transmisin Caaveral - El Nspero.

En la Alternativa 1 se consider la adquisicin a la Empresa Propietaria de la Red (EPR) del tramo de Lnea de Transmisin La Entrada-San Buenaventura de la primera terna del SIEPAC. En la Alternativa 2 se incluy la construccin de la Lnea de Transmisin "La Entrada-San Buenaventura" y la ampliacin de la Subestacin San Buenaventura. En la Alternativa 3 se estudi la construccin de la Lnea de Transmisin "La Entrada-Taulab", y la construccin de la Subestacin Taulab En la Alternativa 4 se consider la construccin del tramo de la segunda terna de la Lnea de Transmisin SIEPAC "La Entrada-San Buenaventura" y la ampliacin de la Subestacin San Buenaventura.

En lo que respecta a la subestacin La Entrada, la Alternativa 1 contempl su arreglo con tres salidas de lnea a 230 kV y una de transformador a 230 kV mientras que las otras tres se plantearon con dos salidas de lnea a 230 kV y una de transformador a 230 kV. En todas se plante una salida de transformador lado de 34.5 kV con un alimentador de transformador y cuatro salidas en 34.5 kV para circuitos de distribucin.

Los anlisis realizados por la ENEE sobre costos y beneficios de las cuatro alternativas sugirieron inicialmente que la ms econmica sera la Alternativa 4. Sin embargo, ello no contempla el hecho de que la compra a la EPR del tramo de 88 km de la lnea del SIEPAC conllevar tambin beneficios para la ENEE puesto que en el mediano y largo plazo reducira sus pagos por peaje (y conexin) al MER en un monto similar, ante la perspectiva de que el sistema Hondureo sera principalmente importador de energa del MER y, por tanto, sera tambin el principal usuario de dicho tramo de red. En razn de lo anterior, se acepta actualmente que la Alternativa 1 es la de menor costo neto para la ENEE y el pas, y actualmente se trabaja para implementar su ejecucin. A continuacin se resume el costo de inversin considerado en el estudio de ENEE de esta alternativa.

Expansin del sistema de transmisin de Occidente: descripcin y costos

8.METODOLOGIA PARA LA ESTIMACIN DEL RETORNO ECONMICO DEL PROYECTO

En el Caso Base la estimacin del retorno econmico del Proyecto se realiz considerando que el costo de la energa determinante de los costos y beneficios corresponder al Costo Marginal de Demanda en el sistema Hondureo considerando su interconexin y operacin conjuntamente con el resto del sistema Centroamericano[footnoteRef:2]. Tambin se evalu un Caso de Sensibilidad que permite apreciar el aprovechamiento de los beneficios que el SIEPAC proporcionar a Honduras el cual consider una evaluacin de los costos y beneficios utilizando como costo de la energa el Costos Marginal de Corto Plazo estimado para Honduras como sistema aislado[footnoteRef:3]. Adicionalmente se aclara que en la evaluacin econmica no se contabiliz como beneficio econmico el hecho de que la conexin de la subestacin La Entrada se efectuar a una lnea ya existente del SIEPAC, ahorrando costos de una lnea a 230 kV que en ausencia del SIEPAC Honduras tendra que construir para conectar el Proyecto. Esta consideracin la origina el hecho de que dicha lnea ya est construida y, por tanto, desde el punto de vista econmico constituye un costo "hundido"[footnoteRef:4]. [2: Se utiliz el promedio del Costo Marginal de Demanda resultante para Honduras en el Escenario Base de la expansin y operacin regional obtenido de la planificacin indicativa realizada por el Grupo de Trabajo de Planificacin Regional (GTPIR) estimado en US$ 120/MWh adicionado con una tarifa media indicativa de US$ 6.2/MWh de transmisin internacional y el costo de prdidas de transmisin para un total de US$ 130.4/MWh (ver en ANEXO 6).] [3: Bajo esta hiptesis se utiliz el Costo Marginal de Corto Plazo estimado y regulado para Honduras para el 2012 y actualizado para el 2013 en el nivel de US$ 145/MWh, costo total promedio de energa y potencia (ver ANEXO 6). Con ello los costos marginales de la electricidad en el sistema elctrico de Honduras aislado resultan superiores a los estimados bajo su operacin y expansin coordinada con el resto del MER y los beneficios netos del Proyecto resultan menores. ] [4: Otra sera la situacin si el sistema SIEPAC no se hubiese construido: bajo esta circunstancia el proyecto tendra el beneficio adicional de ahorrar el costo de inversin de dicho tramo de lnea al sistema SIEPAC.]

8.1Metodologa y supuestos para la estimacin de Beneficios

Se evaluaron los beneficios asociados a la nueva subestacin La Entrada, los cuales consisten bsicamente en beneficios por: i) aumento en el consumo de energa elctrica en su rea de influencia, ii) reduccin de prdidas de electricidad en el sistema de Occidente, iii) mejora en la confiabilidad del servicio en su rea de influencia y iv) mayor generacin local.

8.1.1Herramienta de anlisis: simulacin del mercado elctrico del Occidente

Para la estimacin de las proyecciones de energa del mercado (ventas, intercambios, ahorro en prdidas) necesarias para evaluar los beneficios del Proyecto se utiliz el modelo SDDP, con el cual se simul el despacho econmico del Sistema de Occidente considerando las restricciones de los sistemas de transmisin y generacin. Para ello se representaron las principales barras y lneas a 230, 69 y 34.5 kV con las cargas y las centrales generadoras actuales y futuras, considerando tambin las posibilidades de intercambio de energa elctrica con otras zonas de Honduras y con el MER. Las centrales generadoras hidroelctricas y a biomasa se representaron con el patrn histrico promedio de generacin a nivel mensual durante los aos 2010 a 2012, los cuales se obtuvieron de los informes de operacin de la ENEE para estas dos tecnologas.

Con el SDDP se realizaron simulaciones operativas a nivel mensual durante 2013-2025, considerando flujos de carga DC y clculo de prdidas de transmisin del sistema elctrico de Occidente para las situaciones de "con" y "sin" el Proyecto. Mediante la comparacin de los resultados obtenidos se obtuvieron las proyecciones requeridas para la estimacin de los beneficios. En el ANEXO 3 se ilustra el diagrama unifilar del sistema simulado.

8.1.2Energa adicional suministrada por el proyecto

La nueva subestacin La Entrada proveer un suministro de electricidad confiable en su rea de influencia, lo cual permitir a los usuarios incrementar el consumo de electricidad pues en ausencia del proyecto no se dispondra de capacidad "firme" suficiente para atender la totalidad de la demanda. Se aplic el criterio n-1 para determinar la capacidad "firme" disponible de generacin - transmisin considerando, en ausencia del proyecto, los siguientes dos aspectos: i) la capacidad de generacin local de las centrales actuales y futuras que se instalarn en la zona vara conforme al patrn de generacin mensual simulado con el modelo SDDP (que considera una significativa reduccin de la generacin hidroelctrica en las pocas de verano y aumento de la misma en invierno), y ii) un respaldo de capacidad de subtransmisin de 15 MW obtenible mediante la lnea existente a 34.5 kV Santa Rosa - San Nicols (La Entrada). El siguiente grfico ilustra la demanda y la generacin, expresadas en GWH/mes, en la subestacin La Entrada.

El grfico ilustra como la demanda total que puede ser atendida en la zona bajo la situacin "con" proyecto (lnea azul) tendra que ser reducida bajo la situacin "sin proyecto" (lnea verde) dadas las limitaciones de capacidad firme en la zona (lnea roja).

8.1.3Beneficios por aumento en el consumo de electricidad

Se parti de las proyecciones de demanda estimadas por la ENEE para ser atendidas desde la subestacin La Entrada y el consumo se determin restndole las prdidas de distribucin, estimadas estas en un 6.6%[footnoteRef:5]. En la evaluacin econmica no se contabilizaron las prdidas no tcnicas puesto que ellas corresponden principalmente a consumos no contabilizados realizados por los usuarios que dan origen a beneficios de consumo (originando una transferencia financiera entre la ENEE y los usuarios que no causa ni costo ni beneficio econmico para el pas). Se tomo el promedio nacional de 41% como consumo residencial y el 59% como consumo de otros sectores. [5: En 2004 la ENEE realiz, con la asistencia tcnica de Unin Europea, un diagnstico de las prdidas de energa elctrica, con propuestas de acciones a corto plazo (Informe General sobre las prdidas de energa de la ENEE, M. Turschwel, Junio 2004) el cual incluy un proyecto piloto de deteccin y anlisis de prdidas en 4 circuitos primarios en Tegucigalpa y en San Pedro Sula. El anlisis de las prdidas para el 2003 concluye que las prdidas totales, tcnicas y no tcnicas son 22.7%, de las cuales 18.6% se originan en distribucin y 3.63% en transmisin. Se estima que las prdidas no-tcnicas se concentran en la distribucin y son del orden de 12%, en forma que las prdidas tcnicas en distribucin son del orden del 6.6%. Para el estudio las prdidas tcnicas totales se estimaron como (1+0.0363)x(1+0.066)-1 = 11.05%]

Para los consumos incrementales no residenciales se calcul el beneficio producido por la energa incremental recibida, valorando dicha energa a la tarifa aplicable. Se consider la tarifa media histrica del primer semestre de 2013 asociada a los consumos no residenciales, estimada en US$ 210/MWh.

Los beneficios por el aumento en el consumo de electricidad del sector Residencial se estimaron por la disposicin a pagar de los consumidores por la energa atribuible al proyecto, la cual corresponde al rea bajo la curva de demanda. Esta rea es igual a la suma de: i) el pago de la energa consumida, mas ii) el excedente del consumidor.

Para valorar el pago de la energa consumida se aplic la tarifa media histrica del primer semestre de 2013 asociada a los consumos residenciales, estimada en US$ 137/MWh.

A continuacin se ilustra la estimacin del excedente del consumidor: la figura ilustra la curva de la demanda residencial en un tiempo futuro (t = i). Desde la perspectiva del usuario, los beneficios asociados con el aumento del consumo de electricidad se estiman como su valor de acuerdo con la disposicin a pagar por los consumidores (rea FACG, la cual incluye el excedente del consumidor dado por rea BAC).

ESTIMACIN DE BENEFICIOS POR EL AUMENTO DEL CONSUMO RESIDENCIAL

El excedente del consumidor se estima a partir de la definicin de Elasticidad - Precio (): se tiene que la derivada de precio p con respecto a la cantidad q en el punto Pi y Qi cantidad viene dada por: dp/dq = Pi/Qi x 1/

El precio que un consumidor est dispuesto a pagar por una cantidad Qi - q es: Pmi = P0 dp/dq x qi

Y el excedente del consumidor se calcula como:

Excedente del consumidor = (Pmi P0) x qi / 2

En la ecuacin qi es el aumento del consumo de electricidad en el ao i asociada a los proyectos (qi = Qmi - Qi), el Pmi se calcula con P0, E y el porcentaje Ri de la electricidad adicional consumida atribuible al Proyecto como Pmi = P0 x (1 - Ri / E). Se aplic la tarifa media de US$ 137/MWh, una elasticidad-precio de -0,6[footnoteRef:6], segn estimaciones tpicas de los mercados elctricos residenciales similares en Amrica Latina y Ri (Ri = qi / Qi) se estim a partir de las previsiones de demanda y la capacidad de distribucin y subtransmisin con y sin el Proyecto. [6: La elasticidad precio de la demanda de energa elctrica es un indicador que explica como vara porcentualmente la demanda de electricidad frente a variaciones en el precio. Este ndice permite modelar a los consumidores y su sensibilidad al valor de la energa elctrica, situacin que ha sido comprobada empricamente en situaciones de largas crisis como la sucedida en Brasil. Para Honduras, sin embargo, no se cuenta con resultados cuantificados de anlisis especficos sobre el tema. Por ello, para el estudio se acudi a la experiencia de otros anlisis realizados principalmente en pases Latinoamericanos. Para Chile, estudios recientes indican como la elasticidad precio de la demanda residencial llega a -0.27 en un perodo anual y a -0.39 a ms largo plazo. En California se ha estimado en -0.39 y en Espaa en -0.51 (Villadangos, Universitat de Barcelona). Westley la estim en -0.56 para Paraguay (1984) y en -0.45 para Costa Rica (1989) y Berndt & Samaniego en -0.47 para Mxico (1984). En resumen, los estudios disponibles indican que la elasticidad precio de la demanda residencial a largo plazo es del orden de -0.4 a -0.5. Para el estudio se adopt una elasticidad precio de la demanda residencial de -0.6, valor conservador.]

8.1.4Beneficios por reduccin de prdidas

Con las simulaciones realizadas con el SDDP, que representaron el flujo de carga a nivel mensual para bloques de demanda Alta (4 horas/da), Media (10 horas/da) y Baja (10 horas/da) con representacin simplificada DC, se estimaron las proyecciones de prdidas en el sistema de transmisin de la Zona Occidente con una aproximacin cuadrtica. Lo anterior se realiz para las situaciones "con" y "sin" proyecto. Por diferencia se determin la reduccin de prdidas atribuible al proyecto y para determinar los beneficios correspondientes estas se valorizaron con los costos marginales de la energa elctrica.

Dada la iniciacin de la operacin comercial prevista para el sistema SIEPAC, en el Caso Base los beneficios por ahorro en prdidas de electricidad se estimaron con los Costos Marginales de Demanda para Honduras resultantes de la planificacin indicativa regional realizada por el Grupo de Trabajo de Planificacin Regional (GTPIR ver el ANEXO 5) y tomando en consideracin un costo medio de transmisin internacional el costo total aplicado fue de US$ 132.4/MWh.

Adicionalmente, con el fin de ilustrar el impacto del SIEPAC en la evaluacin econmica del Proyecto, en un Caso Adicional se utiliz el Costo Marginal de Corto Plazo estimado y regulado para Honduras para el 2012 y actualizado para el 2013 en el nivel de US$ 149.2/MWh, costo total promedio de energa y potencia.

El ANEXO 6 presenta las estimaciones correspondientes[footnoteRef:7]. [7: El factor de carga de las prdidas se estim a partir del factor de carga de la demanda bajo el supuesto acostumbrado de que es igual al 40% del factor de carga de la demanda ms el 60% del cuadrado del factor de carga de la demanda. Con ello el costo marginal asociado a las prdidas resulta algo superior al costo marginal asociado a la demanda.]

8.1.5Beneficios por mejoras en confiabilidad

El proyecto incluye la construccin de nueva capacidad de transformacin a 230/34.5 kV, as como la instalacin de sistemas de seccionadores y otros elementos que mejorarn notablemente la confiabilidad del suministro en el rea de influencia directa del Proyecto, anteriormente atendida con circuitos a 34.5 kV de gran longitud, los cuales presentaban relativa baja confiabilidad (186.0 horas de interrupcin/ao en 2011 en comparacin con 32.5 del promedio nacional). Por lo anterior es de esperar que la demanda que se podr atender en firme en ausencia del proyecto tenga una menor confiabilidad de suministro, lo cual se ve reforzado por el hecho de que bajo la situacin sin proyecto el suministro de la demanda depender parcialmente de generacin no firme proveniente de pequeas hidroelctricas y generacin a biomasa.

Los beneficios netos correspondientes se estimaron valorando la energa asociada a la reduccin de fallas a un costo de dficit estimado de US$ 500/MWh[footnoteRef:8]. La reduccin de energa de falla se estim con base en el pronstico de reducir la ocurrencia de racionamientos al promedio nacional de 32.5 horas/ao, o sea una reduccin promedio de 186.0 - 32.5 = 133.5 horas/ao. [8: El costo de racionamiento de energa, tambin llamado "costo de falla", es el costo por kilowatt-hora pagado (o beneficio econmico perdido), en promedio, por los usuarios cuando la energa no est disponible y tiene que ser generada con unidades de emergencia o no se consume, lo que representa costos econmicos para los usuarios finales. Para la reduccin de los consumos de electricidad una definicin alternativa es el precio al que los usuarios estaran dispuestos a pagar por la energa no disponible. Los valores de referencia de dicho costo varan mucho en Amrica Latina, debido principalmente al mercado y a las diferencias metodolgicas y normativas. Su clculo vara segn la regin si est asociado al suministro de un determinado nivel de demanda. Por tal razn, algunos pases tienen diferentes costos de racionamiento para cada segmento de la demanda (residencias, comercial, industrial), y otros en funcin del porcentaje de la demanda afectada por la escasez (por ejemplo, 5%, 10%, por encima del 20%), otros pases utilizan los valores individuales (como Brasil, calculado utilizando los costes de generacin de una unidad de emergencia hidrulica y la valoracin del agua en los embalses). Este estudio utiliza US$ 500/MWh como costo de falla del 100% de la demanda, el cual se compara con el rango medio evaluado y aplicado en varios pases de Amrica Latina. Por ejemplo, en Chile el costo de falla es de aproximadamente US$ 552/MWh para racionamientos de ms del 20% de la demanda, mientras que para el mismo porcentaje de la demanda, Uruguay utiliza US$ 2000/MWh; Colombia utiliza US$ 455/MWh para el segmento residencia y hasta US$ 1877/MWh para el segmento industrial y comercial mediano. Per utiliza US$ 746/MWh, Repblica Dominicana utiliza US$$ 167.8/MWh y Brasil US$ 270/MWh. Sin embargo, los ltimos dos valores estn bsicamente relacionados con el costo de las fuentes de energa de respaldo temporal de alta capacidad, situacin que no sera el caso en la zona del Proyecto. ]

8.1.5Beneficios por mayor generacin local

El proyecto incluye la construccin de 50 MVA de nueva capacidad de transformacin a 230/34.5 kV que estar conectada a varias lneas a 34.5 kV donde ya existen y se estn instalando una serie de plantas menores (ver la seccin 7.3 y el ANEXO 4). Estas plantas consisten en centrales a biomasa (Chumbagua) y pequeas hidroelctricas (El Cisne, Chamalecn, Morja, Santa Helena, Rio Blanco, Topalaga, Rio Frio y Quillo) que proporcionarn una generacin acentuadamente estacional y parcialmente no firme. Bajo estas circunstancias la subestacin permitir atender en forma confiable la demanda local en pocas de baja generacin local pero tambin permitir revertir el flujo y exportar energa (hacia el sistema de Honduras o hacia el MER) en pocas de alta generacin local.

De esta manera, en ausencia del Proyecto la generacin local tendra que ser reducida, por carecer la zona de capacidad de transmisin adicional para poder evacuarla, constituyendo las exportaciones de la zona un beneficio atribuible al proyecto. A continuacin se ilustra la proyeccin de la generacin local "con" y "sin" el Proyecto.

Los beneficios asociados a la mayor generacin local exportable se valoraron con los resultados obtenidos en las simulaciones de la operacin del sistema de Occidente a nivel mensual realizadas con el SDDP "con" y "sin" el Proyecto y aplicando los Costos Marginales de Demanda estimados para Honduras a nivel mensual durante el perodo 2014 - 2025, en el planeamiento indicativo estudiado por el GTPIR (ver ANEXO 5), cuyos resultados se ilustran en la siguiente grfica.

Costo Marginal de Demanda de HO

Para el clculo de estos beneficios no se contabilizaron costos asociados al incremento de generacin por tratarse de pequeas centrales hidroelctricas o a biomasa cuyos costos de O&M son esencialmente fijos e independientes de la generacin del las plantas.

8.2Metodologa y supuestos para la estimacin de Costos

8.2.1Costos de Inversin

Los costos de inversin se tomaron del presupuesto detallado del Proyecto.

8.2.2Costos de Operacin y Mantenimiento

Los costos de operacin y mantenimiento se calculan, en la forma usual para proyectos que contienen subestaciones elctricas y lneas de transmisin, suponiendo que sus anualidades son iguales al 3% del costo de inversin, conforme a las estimaciones de la ENEE.

8.2.3Costos de la energa

Los costos de energa provienen de: i) los requerimientos de generacin para satisfacer la energa abastecida por el proyecto en evaluacin, y ii) los requerimientos de generacin destinados a suministrar la energa que, en ausencia del proyecto en evaluacin, habra que racionar por razones de confiabilidad del sistema. La estimacin de la energa requerida incluy las prdidas tcnicas tanto de distribucin (estimadas en 6.6%) como de transmisin (estimadas en 3.63%). La valoracin de los costos de energa se realiza con los costos marginales presentados en el ANEXO 6: US$ 130.4/MWh para el Caso Base, que considera la optimizacin de sistema Hondureo con el MER[footnoteRef:9] y US$ 145.0/MWh bajo la hiptesis de sistema aislado. [9: Como ilustracin se puede mencionar, por ejemplo, como las empresas distribuidoras en Panam han contratado compras de energa a largo plazo con los generadores en el orden de los 100 - 140 US$/MWh (energa y potencia "all in").]

8.2.3Costos conexos de distribucin

En el caso del Proyecto, los costos asociados a la expansin del sistema estn limitados a aquellos en que se debe incurrir para evacuar la energa incremental de la subestacin hacia tensiones inferiores a 34.5 kV, por cuanto los anlisis tcnicos indican que no se requiere reforzar el sistema de 230 kV. Esta situacin da origen a la inclusin de costos conexos de distribucin. Estos se cuantifican valorando los incrementos de energa disponible en distribucin mediante la estimacin del costo medio de la distribucin desde 34.5 kV hasta baja tensin, el cual se estim en US$ 29.5/MWh como diferencia entre la Tarifa A sin subsidio (Servicio General en baja tensin, rango de 300 a 500 kWh/mes) y la Tarifa C (Servicio Industrial en alta tensin de 34.5 kV). El ANEXO 6 contiene los clculos correspondientes.

8.3Estimacin del Retorno Econmico del Proyecto

Se adopt un perodo de anlisis de 40 aos (hasta 2053) igual a la vida til estimada para el Proyecto. Con el pronstico de costos y beneficios evaluado para el Proyecto se estim su retorno econmico. Los resultados obtenidos en este anlisis constituyen una comparacin de los recursos utilizados por la economa hondurea "con" y "sin" dicho proyecto. Con base en los costos y beneficios identificados, se calcul la tasa interna de retorno econmico (TIR) del proyecto. Del mismo modo, los costos y beneficios identificados se utilizaron para calcular el valor presente de los beneficios netos del proyecto (VPN), utilizando una tasa de descuento de referencia del 12%.

9.RETORNO ECONMICO DEL PROYECTO

9.1Beneficios estimados

La tabla siguiente resume los beneficios estimados para el proyecto durante el perodo 2014 - 2025 (12 aos). Como condicin terminal, durante el perodo 2026 a 2053 (el resto de su vida til de 40 aos) se supusieron iguales a los del 2025.

9.2Costos estimados

La tabla siguiente resume los costos y los beneficios netos estimados para el proyecto durante el perodo 2014 - 2025 (12 aos). Como condicin terminal, durante el perodo 2026 a 2053 (el resto de su vida til de 40 aos) se supusieron iguales a los del 2025.

9.3Retorno econmico

El caso Base de la evaluacin econmica del programa indica una tasa interna de retorno econmico (TIR) de 23.5% y US$ 16.04 millones de valor presente de beneficios netos (VPN) descontados a una tasa de descuento del 12%. Este caso utiliza para Honduras un costo de la energa de US$ 130.4/MWh, determinado como sistema vinculado al MER Centroamericano. Sin embargo si la evaluacin se realiza como sistema independiente, con un costo de la energa estimado en US$ 145.0/MWh, el retorno econmico resulta de 16.9% y su VPN de US$ 6.50 millones.

9.4Anlisis de sensibilidad

El siguiente cuadro indica la sensibilidad de los resultados a variaciones en los principales parmetros utilizados en la evaluacin.

El resultado obtenido muestra que bajo variaciones desfavorables del orden del 15% en los principales parmetros que intervienen en la evaluacin la TIR del proyecto resulta superior al 12%.

10.COMENTARIOS SOBRE LA EVALUACIN DE PROYECTOS YA FINANCIADOS

10.1Caractersticas y costos de los proyectos en desarrollo

La ENEE est en proceso de terminar las operaciones Apoyo a la Electrificacin Rural y al Sector de Energa (1584/SF-HO) y "Programa de Apoyo al Sector de Energa (2016/BL-HO) con apoyo del BID y en estas se incluyeron los siguientes cuatro proyectos: Proyecto Erandique: Consisti en una lnea de 60 kms a 69 kV que va desde la subestacin Las Flores hasta la comunidad de Erandique y en una subestacin 69/34.5 kV ubicada en esta ltima, con una capacidad de transformacin de 12.5 MVA y dos circuitos de distribucin de 34.5 kV. Este proyecto permitir mejorar la calidad de servicio de aproximadamente 8.000 usuarios ya conectados y ampliar la cobertura a aproximadamente 9.500 nuevos usuarios en una zona donde se presentan los ndices ms bajos de cobertura en el pas. Su costo de inversin se estim en US$ 7.54 millones. Proyecto Chichicaste: Consisti en una lnea de 42.5 kms a 69 kV que va desde la subestacin de Danl hasta Chichicaste y una subestacin 69/34.5 kV con una capacidad inicial de 12.5 MVA en esa localidad. En el rea de influencia inmediata del proyecto hay aproximadamente 2000 usuarios conectados y se estima que se podrn conectar 4.300 nuevos usuarios. Su costo de inversin se estim en US$ 4.61 millones.

Proyecto Naco: Consisti en la construccin de una lnea de 36 kms a 138 kV desde la subestacin La Puerta hasta Naco y una subestacin 138/34.5 kV con una capacidad de 50 MVA en Naco (inicialmente exista de 16.5 kms de una antigua lnea a 69 kV, aislada a 138 kV, la cual pudo ser adecuada y se construy un tramo de 19.5 kms a 138 kV). Permitir atender un crecimiento de 8 MVA de demanda en la zona y aproximadamente 2600 nuevos clientes residenciales en zonas rurales de los departamentos de Corts y Santa Brbara. Su costo de inversin se estim en US$ 5.41 millones. Proyecto Amarateca: Es una nueva subestacin de transmisin que comprende un autotransformador de potencia de 230/138 kV de 150 MVA y un transformador de 230/34.5 kV de 50 MVA que forman parte del sistema de transmisin y cuya operacin es interdependiente con la subestacin de Tocontn. Su costo de inversin se estim en US$20.1 millones.

10.2Metodologa utilizada en la evaluacin

10.2.1Proyectos de Erandique, Chichicaste y Naco

La evaluacin econmica de los tres primeros proyectos comprendi primeramente una evaluacin de tipo privado que se realiz valorando los beneficios como el ingreso adicional de las ventas incrementales a las tarifas de energa vigentes. Esta se complement con una evaluacin econmico/social adicionando los beneficios econmicos relacionados con la disposicin a pagar por los usuarios por la demanda incremental atendida con los proyectos, ms los beneficios derivados de mejoras en la calidad del servicio y de reduccin de las prdidas de electricidad. La disposicin a pagar por la demanda incremental de los usuarios no residenciales se valor en forma conservadora como la demanda incremental multiplicada por la tarifa vigente. Para los usuarios residenciales esta se estim con base en resultados obtenidos de encuestas sobre los costos de los usuarios no electrificados, principalmente en la actividad de iluminacin segn las fuentes utilizadas: candil con keroseno, candelas o velas y el ocote, combinadas en una variedad de arreglos de tipo y nmero de elementos, que resultan en diferentes gastos mensuales para iluminar. A los beneficios as calculados se dedujeron los costos de inversin y O&M en los proyectos y el costo de la energa requerida para atender la demanda. No se incluyeron como costo los impuestos asociados a la inversin. En el caso de los proyectos de Erandique y Chichicaste se asignaron costos adicionales de subtransmisin por refuerzos requeridos adicionales para atender la demanda (ello se realiz mediante la estimacin de un cargo adicional de subtransmisin por kWh vendido requerido para cubrir los costos de inversin, operacin y mantenimiento de esas obras durante su vida til).

10.2.2Proyecto Amarateca

La metodologa aplicada para la evaluacin de la subestacin Amarateca consisti en identificar la demanda asociada al proyecto (considerando su interdependencia con la de la subestacin Tocontn), los ahorros asociados en prdidas de electricidad, la reduccin de energa de falla tambin asociada a esta subestacin y determinar los beneficios econmicos relacionados con la disposicin a pagar de los usuarios por la demanda incremental atendida con la nueva subestacin de Amarateca, mas los beneficios derivados de mejoras en la calidad del servicio y de reduccin de las prdidas de electricidad. La disposicin a pagar por la demanda incremental de los usuarios no residenciales se valor en forma conservadora como dicha demanda multiplicada por la tarifa promedio vigente. Para los usuarios residenciales esta se estim con base la demanda incremental, la tarifa vigente y considerando una sensibilidad precio de la demanda de -0.6. A los beneficios as calculados se dedujeron los costos de inversin y O&M en el proyecto y el costo de la energa requerida para atender la demanda. Tambin se consider el costo conexo de distribucin considerando el costo incremental promedio de largo plazo (CIPLP) de la distribucin. La metodologa se aplic utilizando tanto precios de mercado como precios sombra (excluyendo del costo los impuestos asociados a la inversin).

10.3Resultados obtenidos

Las evaluaciones anteriormente realizadas para estos proyectos mostraron tasas de retorno econmico de 12.2%, 12.0% y 13.7% para los proyectos de Erandique, Chichicaste y Naco, respectivamente. Para el proyecto Amarateca arrojo el 19.0% a precios de mercado.

10.4Comentarios sobre las evaluaciones

Se pudo verificar que los costos de inversin de los cuatro proyectos se mantendrn muy similares a los originalmente estimados de forma tal que, considerando la metodologa aplicada, los resultados obtenidos sobre el retorno econmico de ellos es razonable.

Como verificacin adicional se realiz una actualizacin de la evaluacin realizada para el proyecto Erandique utilizando la misma metodologa aplicada para la evaluacin de la subestacin La Entrada (ver ANEXO 7) y el resultado obtenido arroj una tasa de retorno econmico del 14.8%, algo superior al 12.2% obtenido inicialmente.

ANEXO 1

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELCTRICO DE LA ZONA OCCIDENTE

ANEXO 2

CAPACIDAD INSTALADA A ENERO DE 2013

ANEXO 3

PROYECCIONES DE DEMANDA POR SUBESTACIN (ZONA OCCIDENTE)

ANEXO 4

MODELACIN DEL SISTEMA ELCTRICO DE OCCIDENTE

El siguiente esquema resume el sistema elctrico de Occidente, cuya operacin futura a nivel mensual (2013-2025) fue simulada con el modelo de despacho hidrotrmico SDDP "con" y "sin" la subestacin La Entrada, con el fin de estimar los beneficios asociados a este proyecto

ESQUEMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELCTRICO DE OCCIDENTE

ANEXO 5

RESULTADOS DEL PLANEAMIENTO REGIONAL PARA HONDURASFuente: GTPIR, Plan Indicativo Regional de Expansin de la Generacin 2012-2027,

Honduras presenta como resultado un plan de expansin cuyo mayor instalacin durante todo el periodo es bsicamente trmica ya que el 60% de los proyectos que se incorporan al sistema serian de este tipo versus un 32%, 5%, 2% y 1% en proyectos hidroelctricos, elico, geotrmicos e ingenios respectivamente. El Plan presenta la instalacin total de 2,074 MW y cuyo costo de inversin sera de US$ M 1,983. A pesar de la instalacin de magnitud importante de proyectos de GNL que se tiene durante el periodo de estudio, en gran parte del mismo no se contara con la potencia necesaria para cubrir su demanda mxima de potencia anual. Este comportamiento se debe a la culminacin de algunos contratos trmicos en el ao 2018 que suman 470 MW y en el ao 2019, 132 MW, perdiendo as 602 MW en dos aos.

Instalacin anual de HO (MW)

Costo Marginal de Demanda de HO

El ao 2019 presenta un aumento en el costo marginal superando la cifra de 306 $/MWh comportamiento que es producto de la culminacin de los contratos trmicos antes mencionados. El efecto del incremento de los costos marginales es corregido con la entrada en operacin del segundo tramo del proyecto de interconexin SIEPAC en el 2020 que aportara el respaldo necesario para cubrir la demanda lo que se refleja en la importacin en el ao 2019 de 4,000GWh aproximadamente cifra que aumenta en los aos venideros hasta el ao 2024 donde alcanza los 7,000 GWh. La entrada en operacin del proyecto de GNL en el ao 2025 servira de soporte para reducir las importaciones, a pesar de la gran cantidad de energa que es importada el costo marginal presenta variaciones entre 200.0 y 50.0 $/MWh.

Intercambios Netos de HO (GWh)

A partir del 2018 la generacin con plantas hidroelctricas seria de 5,000 GWh anuales casi constantes hasta el fin del periodo. Este aporte seria del 70% de la generacin total hasta el ao 2024, luego de la entrada del GNL el porcentaje de aportes hidroelctricos bajara al 50.17%. El costo operativo de Honduras seria de 2,006.21 mill $.

Generacin por Tipo de Fuente de HO (GWh)

ANEXO 6COSTOS MARGINALES DE ENERGA Y DE DISTRIBUCIN

A. COSTOS MARGINALES CON OPERACIN HONDURAS - MER

B. COSTOS MARGINALES CON HONDURAS AISLADO

C. CIPLP DE DISTRIBUCIN DE 34.5 KV A BAJA TENSION

TARIFAS

Fuente: ENEE

ANEXO 7

ACTUALIZACIN DE LA EVALUACIN DEL PROYECTO ERANDIQUE

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