“V PLAN NACIONAL DE ENERGÍA 2008-2021”wvw.elfinancierocr.com/ef_archivo/2009/marzo/22/_M... ·...

REPÚBLICA DE COSTA RICA

MINISTERIO DEL AMBIENTE Y ENERGIA (MINAE)

DIRECCION SECTORIAL DE ENERGIA (DSE)

“V PLAN NACIONAL DE ENERGÍA

2008-2021”

San José, Costa Rica, 7 de Marzo de 2008

V Plan Nacional de Energía 2008-2021

Índice de Materias

Ítem Materia Página PRIMERA PARTE: DIAGNÓSTICO DEL SECTOR ENERGÉTICO

33

1. Oferta de Energía 31.1. Oferta de Energía Primaria 31.2. Oferta de Energía Secundaria

3

2. Panorama del sector hidrocarburos 52.1. Producción e importaciones 52.2. Refinación 62.3. Transporte y distribución 72.4. Problemática del sector combustibles 8 3. Panorama del sector eléctrico 93.1. Generación 113.2. Transmisión 113.3. Distribución 123.4. Marco jurídico del sector eléctrico 123.4.1. Decreto-Ley 449 de creación del Instituto Costarricense de Electricidad

123.4.2. Tratado Marco del Sistema Eléctrico de América Central 133.5.

Problemática del sector eléctrico 15

4.

Descripción de otras fuentes energéticas

16

5. Proyecciones de demanda supuestas 19 SEGUNDA PARTE: PROCESO METODOLÓGICO

22

i. Conceptos fundamentales 22ii. Desarrollo del tema

23

TERCERA PARTE: ENFOQUE ESTRATÉGICO

25

1. Visión 252. Ejes claves 253. Principios y Valores

25

4. Marco legal e institucional del Sector Energético

24

4.1. Pilar de la Política Energética relacionado 274.2. Objetivo Estratégico 1 27

______________________________________________________________________Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) Página 1


Ítem Materia Página 4.3. Objetivos específicos 274.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 284.5. Objetivo Estratégico 1: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

28

5. Modernización y desarrollo de infraestructuras en forma oportuna 335.1. Pilar de la Política Energética relacionado 335.2. Objetivo Estratégico 2 335.3. Objetivos específicos 335.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 355.5. Objetivo Estratégico 2: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

35

6. Reducción de la vulnerabilidad externa y seguridad del abastecimiento 436.1. Pilar de la Política Energética relacionado 436.2. Objetivo Estratégico 3 436.3. Objetivos específicos 436.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 436.5. Objetivo Estratégico 3: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

44

7. Diversificación de las fuentes de energía y cambio climático 467.1. Pilar de la Política Energética relacionado 467.2. Objetivo Estratégico 4 467.3. Objetivos específicos 467.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 477.5. Objetivo Estratégico 4: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

47

8. Uso eficiente, racional y ahorro de la energía 528.1. Pilar de la Política Energética relacionado 528.2. Objetivo Estratégico 5 528.3. Objetivos específicos 528.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 538.5. Objetivo Estratégico 5: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

53

9. Bibliografía 59 ANEXOS

60

Anexo 1: V PNE: Cronograma de cumplimiento de metas 61 Anexo 2: V PNE: Participación de los actores en el cumplimiento de

metas 65 Anexo 3: MIDEPLAN: Costa Rica: Proyectos ingresados al Banco

Integrado de Proyectos y sus respectivas fuentes de inversiones 69



PRIMERA PARTE

DIAGNÓSTICO DEL SECTOR ENERGÉTICO 1. Oferta de Energía La oferta energética puede analizarse en sus componentes fundamentales: a) como oferta de energía primaria, donde se analiza la producción interna y la importación y b) como oferta de energía secundaria donde se analizan los productos obtenidos del proceso de transformación de las fuentes primarias, sus orígenes y destinos finales. 1.1. Oferta de Energía Primaria De todas las fuentes energéticas primarias básicamente el petróleo, parte de sus derivados y el carbón son importados, mientras que los restantes, por su naturaleza, son de producción nacional (biomásicos, hidráulicos, geotérmicos, eólicos, solares). Para 2006 la estructura de la oferta de energía primaria (122 348 TJ) consistía en un 30,2% aportada por la geotermia, un 24,6% por la biomasa, un 23,3% por el petróleo, un 20,9% por la hidroelectricidad. En porcentajes cercanos muy pequeños se ubican la eólica, la solar y el carbón vegetal, asimismo no existen registros de gas natural. 1.2. Oferta de Energía Secundaria Para un análisis apropiado de la oferta de energía secundaria es necesario distinguir entre la oferta bruta y la oferta interna. La primera la conforman la totalidad de la producción nacional y la importación, siendo la segunda el resultado de deducir, a la oferta bruta, las cantidades correspondientes a exportación y la variación de inventarios. Consecuentemente, la oferta interna de energía es aquella que está disponible se destina tanto a los sectores de consumo como a los centros de transformación, por lo que incluye el reciclo de energía; es decir, aquella energía secundaria utilizada en la producción de otra energía secundaria. La oferta bruta incluye a los derivados refinados de petróleo, la electricidad generada, el alcohol destilado y aquellas energías primarias consumidas sin transformación previa, tales como la leña no transformada en carbón vegetal y los residuos vegetales. Para estas dos últimas formas de energía, su oferta medida como energía secundaria, es equivalente a la primaria, utilizando el concepto de transformación ficticia (eficiencia unitaria).



En lo que a la importación se refiere, ésta ha sido casi exclusiva para los derivados de petróleo, aunque se han dado pequeñas importaciones de electricidad, alcohol y coque. Del análisis de la información correspondiente, se desprende que el origen de la oferta bruta de energía secundaria en Costa Rica históricamente fue en mayor proporción de producción nacional, con una tendencia a revertir dicha situación, lo cual ocurre en 1998 cuando por el paro de la refinería se importa la totalidad de los derivados de petróleo, sin embargo para el 2004 se invierte de nuevo la situación, durante el 2005 se acentúa esta tendencia con una producción que representó el 57% y una importación del 43%.

CUADRO No 1 COSTA RICA: EVOLUCIÓN DEL CONSUMO FINAL DE ENERGÍA

POR FUENTE Y DESTINO, 1990-2006 (en Terajulios)

Por fuente Por destino Años Biomasa Derivados

petróleo Electricidad Transporte Industria Residencial Otros

Consumo Total

1990 19 380 35 787 11 888 25 074 19 323 16 431 6 243 67 071 1995 19 277 52 760 15 626 39 757 24 444 15 471 7 999 87 671 1996 19 892 53 694 15 995 40 665 24 475 15 946 8 497 89 898 1997 19 494 56 641 16 911 42 223 25 201 16 475 9 164 93 055 1998 20 643 62 399 18 403 46 889 27 224 17 268 10 087 101 460 1999 20 896 66 589 19 567 49 703 28 296 17 944 11 128 107 063 2000 20 630 67 375 20 711 49 602 28 676 18 691 11 770 108 739 2001 20 845 67 439 21 691 50 876 28 886 19 388 12 129 111 280 2002 21 196 70 037 22 859 54 489 27 098 20 697 12 586 114 870 2003 22 723 71 373 24 148 55 719 29 967 22 152 13 407 121 244 2004 25 048 75 451 25 201 59 090 30 824 23 596 13 862 127 373 2005 26 023 78 405 26 491 60 326 32 377 25 170 14 541 132 414 2006 28 825 81 753 28 811 62 919 35 389 26 954 15 161 140 422

Fuente: Elaboración propia con el Balance Nacional de Energía del 1995 al 2006, que incorporan la revisión de Alvarado y Molina (2007)

Asimismo se puede concluir que, con respecto a las fuentes de energía que el consumo de derivados de petróleo e incluso de electricidad ha venido creciendo a tasas importantes, así como la biomasa que aunque también ha crecido ha cedido en términos relativos. Para el 1990, el aporte por fuentes era de 53,4% para los derivados de petróleo, un 28,9% para la biomasa y un 17,7% para la electricidad. En cambio, en 2006, un 58,2% correspondió a los derivados de petróleo, un 20,5% tanto para la biomasa como para la electricidad. El alto consumo de derivados de petróleo se explica en parte por el incremento del consumo del sector transporte. En 1990, el transporte demandaba el 37,4% del total de energía, mientras que en 2006 el 44,8%; la industria pasó de 28,8% a 25,2% debido a una mejora en la eficiencia y el residencial pasó de 24,5% a 19,2% debido a tasas de



crecimiento más moderadas. Otros sectores (agropecuario, construcción, servicios) también aumentaron su participación. 2. Panorama del sector hidrocarburos El sector hidrocarburos es el mayor proveedor de energía bruta total del país con un aporte del 61,6% de las necesidades, aumentado respecto a los años 1980 y 1990, debido a un crecimiento más acelerado del parque vehicular y de los desplazamientos. La Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE S.A.) posee la administración del monopolio estatal, el cual le fue otorgado por Ley No. 7356 de 24 de agosto de 1993. Éste abarca las etapas de importación y refinación. RECOPE S.A. es una sociedad anónima 100% propiedad del Estado, por lo que se ve afectada por la política fiscal (especialmente en el tema de contención del gasto), sus resultados financieros afectan el equilibrio del Sector Público No Financiero, así como debe respetar la jurisprudencia y normativa pública que al efecto se ha creado. La empresa ha retomado con mayor fuerza la inversión en activos estratégicos (creciendo 7,5 veces entre 2001 y 2005 en términos reales) que son vitales no sólo para el giro de su negocio, sino que al estar calificado el negocio de los combustibles en Costa Rica como servicio público representa una función clave para la economía del país. En cuanto a los precios al consumidor, es importante acotar que la Ley No. 8114 de 4 de julio de 2001 de Simplificación y Eficiencia Tributaria, creó un impuesto único a los combustibles, el cual varía según el producto y presenta características de earmarking (impuesto con destino específico) al otorgar recursos específicos tanto al fisco central, como al Consejo Nacional de Vialidad (CONAVI), a las municipalidades y al Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (FONAFIFO), los cuales se encuentran en un rango alto dentro la región centroamericana (sólo superados por Honduras tanto en diésel como en gasolinas). 2.1. Producción e importaciones Costa Rica no posee yacimientos petrolíferos, se han realizado esfuerzos poco constantes de exploración, la mayoría con resultados negativos. Se han detectado posibles zonas que alberguen hidrocarburos, pero dado que deben realizarse perforaciones a grandes profundidades, éstas implican un alto costo y un resultado incierto. El país adoptó un esquema de concesionar bloques terrestres y marinos, pero si bien se han realizado algunos estudios, dichas exploraciones no se han concretado debido a discrepancias jurídicas con los concesionarios, no otorgamiento de permisos ambientales y presiones de grupos de la sociedad civil que se oponen a la actividad bajo la modalidad que fuere. En 2006, RECOPE S.A. importó más de 17,1 millones de barriles de petróleo y derivados, que tuvieron su origen en Venezuela (41,2%), países del Caribe (30,1%) y Francia (10,6%) mientras el resto se repartió entre ocho países



más. Un 27,1% correspondió a petróleo crudo (siendo casi la totalidad venezolano con 93,1% del volumen), pagando el país un récord de divisas para ese año de US$ 1 232 millones. (23,5% más respecto a 2005) En productos terminados, las importaciones en 2006 que sumaron más de 12,1 millones de barriles, fueron encabezadas por las de diesel (46,5%), las gasolinas (33,8%), Jet Fuel (12,2%), Gas Licuado de Petróleo -GLP (8,9%) y finalmente, otros cinco productos (con 7,9%). Para organizar la actividad y eventualmente ofrecer un marco de fomento y regulación, se promulgó la Ley de Hidrocarburos, No. 7399 de 18 de mayo de 1994, que reafirma el dominio inalienable e imprescriptible del Estado de las fuentes y depósitos de petróleo en el país. Algunos grupos ecológicos que adversan esta actividad no sólo han solicitado en meses recientes que se mantenga una “mora petrolera” sino que algunos consideran que dicha ley debe derogarse. Sin embargo, la actual administración Arias ha expresado su deseo de que las actividades de exploración sean reactivadas para ofrecer al país dichas fuentes energéticas de origen autóctono, aunque deberá esperar el resultado de los litigios que mantiene el país con la compañía Harken Energy a quien la administración Pacheco canceló la concesión otorgada. 2.2. Refinación RECOPE S.A. cuenta con la única refinería del país, la cual se ubica en Moín, Limón a 3,5 km del muelle petrolero. Dichas instalaciones se encuentran en un proceso de optimización no concluido, lo cual provoca que su capacidad de refinación de crudo liviano de 25 000 barriles diarios, más una unidad que puede procesar 1 200 barriles diarios de crudos pesados para producir asfaltos y diésel no puedan operar a plena carga. RECOPE S.A. inició desde principios de los años noventa, un proceso de mejora cualitativa de los combustibles, prueba de ello fue la eliminación del plomo de las gasolinas y un sostenido proceso de reducción del azufre en el diésel, entre otros. Sin embargo, algunas metas que se han planteado como país requieren de la ejecución de la Segunda Fase de Modernización de la refinería que ya cuenta con un compromiso de financiación por parte del Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) por US$ 125 millones pero que resultan insuficientes para cubrir la inversión completa (arriba de los US$ 400 millones) dejando en el limbo este proyecto. La refinación de los hidrocarburos que consume el país no sólo es importante desde el punto de vista ambiental, ya que pueden producirse combustibles menos contaminantes y con mayor octanaje, sino que tiene también una racionalidad económica puesto que el país ahorra divisas. Por esta razón, RECOPE S.A. en la medida de sus posibilidades ha tratado de poner en operación algunas unidades que si bien no elevan sustancialmente la producción de refinados, sí puede obtener beneficios con productos con mayor nivel de elaboración, además se ha incrementado recientemente la capacidad de



almacenamiento de crudo y productos terminados. A la fecha la refinería cuenta con una capacidad de tancaje de 1 307 213 barriles de productos claros y de 1 573 973 barriles de productos oscuros, a la vez que aporta alrededor de 17.000 barriles diarios de productos terminados. 2.3. Transporte y distribución El Sistema Nacional de Combustibles (SNC) de RECOPE S.A. es la base del transporte y distribución de combustibles en el país, el cual se inicia en el muelle petrolero de Moín, donde se descargan petróleo crudo, producto terminado, naftas, asfaltos y GLP, entre otros. Por medio de varios ductos, estos hidrocarburos son llevados a la refinería donde son tratados y una parte reexportados. Posteriormente, los combustibles son transportados a granel por medio del poliducto de RECOPE S.A. que se extiende desde Moín hasta Barranca, Puntarenas. Consta de tres líneas, dos de un diámetro de 150 mm desde Moín hasta el plantel de El Alto de Ochomogo (que tiene una capacidad máxima de 526.349 barriles de productos). Luego se extiende una tercera línea que lleva los combustibles hasta el plantel de La Garita, en Alajuela continuando hasta el Pacífico (Barranca). De La Garita se extiende una línea secundaria para alimentar de Jet Fuel el Aeropuerto Internacional Juan Santamaría. Además, de otras líneas secundarias con el objeto de alimentar plantas térmicas del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) en Moín, San Antonio y Barranca. Se encuentra próximo a entrar en funcionamiento la III Etapa del Poliducto Moín-La Garita con una inversión de US$ 90 millones y que consiste en una línea de 300 mm de diámetro que permitirá incrementar notablemente la capacidad de trasiego evitando que cientos de cisternas circulen del Caribe hacia el Valle Central. Las tuberías anteriores estaban bajo tierra en un 40%, éste porcentaje se eleva en esta nueva etapa brindando más seguridad. A manera de ilustración, mientras el poliducto en su capacidad actual transporta 3 459 barriles por hora, un camión cisterna puede trasladar apenas 188,7 barriles por hora (o sea 18 veces menos), en tanto con la nueva etapa esta capacidad se va a multiplicar al menos por tres, garantizando el suministro por al menos 25 años. En términos de costos actualmente equivalen a US$ 3,6 por m³, en tanto, de Moín a El Alto vía cisterna tiene un costo de US$ 17,8/m³ y de Moín a Barranca a US$ 29,2/ m³. Las actividades de transporte y distribución en material rodante se consideran servicios públicos en arreglo a la Ley No. 7593 de 9 de agosto de 1996 que creó la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. (ARESEP) Sin embargo, el inciso d) del artículo 5 de dicha norma faculta al MINAE a realizar las concesiones a plazo fijo a particulares, lo cual se lleva a cabo por medio de la Dirección General de Transporte y Comercialización de Combustibles (DGTCC), la cual lamentablemente no dispone de los recursos adecuados (en especial, humanos) para regular debidamente estas actividades.



En la actualidad existen aproximadamente 347 estaciones de servicio a nivel nacional que son surtidas con una flota de alrededor de 700 camiones cisterna con capacidades desde 3 800 a 30 000 litros, que recorren unos 62 km en promedio entre el plantel de RECOPE S.A. y la estación de servicio, en tanto, adicionalmente existen alrededor de 240 tanques de almacenamiento de empresas privadas e instituciones y empresas publicas con el permiso para funcionar de conformidad con el Decreto Ejecutivo No. 30131-MINAE-S. En el caso de estas últimas, por tratarse de empresas privadas, son regidas por el derecho privado y están sometidas a las regulaciones que indica la Ley. RECOPE S.A. cuenta unos 700 clientes, de los cuales 150 son grandes (que concentran más de la mitad de las ventas), entre los denominados peddlers o vendedores sin punto fijo, que bajo su propio riesgo compran a RECOPE S.A. y venden a sus clientes. El caso del GLP es aparte por cuanto solamente es vendido en el plantel de Moín, donde se han construido esferas de 25 000 barriles dado el incremento en la demanda de dicho producto. Las empresas distribuidoras son privadas entre las que destacan Gas Nacional Zeta y Tropigas que conforman el Grupo Zeta Internacional (poseen el 84,7% del mercado nacional), Gas Tomza (antes ELF con el 14,9% del total) y Petrogas (con el 0,4%). El transporte y distribución de este producto presenta un alto riesgo (pues se transporta solo por cisternas) así como un alto costo pues desde Limón debe abastecerse todo el país con distancias muy grandes (más de 400 km en algunos casos) de los mercados emergentes como Guanacaste y el Pacífico Central. 2.4. Panorama del subsector combustibles El modelo de monopolio de importación, en especial ha respondido positivamente al permitir compras de mayor volumen y a precios muy competitivos tanto de crudos como de sus derivados, principalmente debido al modelo de compras utilizado por el país, ya que se adquiere a través de concursos internacionales, dándose un proceso de competencia, que garantiza precios muy competitivos, diferente a como sucede en los países centroamericanos, en donde lo que se da son precios de transferencia entre la casa matriz y sus subsidiarias. Sin embargo, este requiere de inversiones oportunas para mantener las economías de escala, apreciándose limitaciones en materia portuaria para traer barcos con mayor calado y con mayores cargamentos a Moín. No obstante, el país debe seguir pensando seriamente en minimizar el riesgo de suministro habilitando una plataforma de descarga en el Pacífico, según los proyectos definidos. El modelo de monopolio de refinación, también ha sufrido los embates de las limitaciones de gasto por parte de las autoridades hacendarias de anteriores administraciones. Existió un período de varios años de indecisión de parte de los gobiernos respecto al futuro de la refinería lo cual atrasó la continuación de la II Fase de Expansión y Modernización, sin la cual, se producen altos porcentajes de bunker y naftas pesadas, obligando a exportar excedentes y a importar gasolinas de alto octanaje, para la elaboración de mezclas, así como combustibles terminados. En materia de



diesel, también es necesario invertir en la unidad que permita cumplir con las metas futuras de reducción de azufre en este combustible, que para octubre de este año llegará a 500 partes por millón. El país presenta una alta demanda de asfalto en virtud de la reconstrucción de carreteras y esto también obliga a invertir para incrementar la producción nacional. La II Fase antes mencionada, generaría una rentabilidad estimada de al menos US$ 50 millones anuales por reducción en la factura petrolera, así como permitiría la producción de combustibles más limpios. Por el momento, se espera que la CNPC, la petrolera china, colabore para materializar una inversión en ese sentido. El monopolio de trasiego a granel si bien ha dado grandes beneficios, requiere incrementar su competitividad y otorgar mayor seguridad, para lo cual, la III Etapa del Poliducto viene a brindarlas. Sin embargo, el incremento en la demanda en zonas turísticas como Guanacaste (en jet fuel, GLP y otros), lo riesgoso del transporte en la zona norte y sur, imponen la necesidad de posibles nuevas ampliaciones a la red actual, para el caso de los combustibles líquidos; para el caso de GLP es necesario estudiar estrategias de suministro y distribución que permitan disminuir la vulnerabilidad del sistema. En materia de ventas, se requiere de mejoras en RECOPE S.A. por ejemplo, atención las 24 horas del día y siete días a la semana en planteles, mayor automatización, facilidades para las transacciones bancarias, entre otras. Además, de regular de una forma más certera esta actividad. En materia de gasolineras, actividad privada con márgenes regulados y de cierta forma, indexados, existe una presión competitiva de lo que se observa en Centroamérica en los últimos años, a raíz de la liberación de márgenes han propiciado una baja de los mismos en tanto que Costa Rica más bien los ha incrementado en vez de reducirlos. El tema de GLP es delicado, debido a que se produce una pequeña porción de lo que se consume (3,4% en 2006), asimismo, existen fuertes presiones de demanda, especialmente en zonas muy alejadas del único punto de distribución a granel que es Moín. También se requiere de mayor capacidad de almacenamiento, atención en planteles las 24 horas y principalmente, fijar normas en materia de envasado y sobre la propiedad de los cilindros. Por otra parte, en los últimos meses ha estallado un conflicto por el tema de la propiedad y llenado de los envases que requirió la toma de fuertes decisiones por parte de la ARESEP y del cual surja una nuevo marco regulatorio vía decreto en los próximos meses. 3. Panorama del sector eléctrico Con una electrificación que supera el 98,6%, Costa Rica puede considerarse un mercado maduro, es decir, que sería de esperar una expansión de ciertos sectores productivos o de la población en el tanto tengan acceso a nuevas tecnologías,



incrementen la producción o bien se incrementen los ingresos monetarios autónomos por hogar. A nivel mesoamericano, según datos de la CEPAL y la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE, 2006) en 2006, Costa Rica generaba el 23,5% del total de electricidad de Centroamérica y Panamá, o bien 8 563,6 GWh, seguida de Guatemala con 7 434,3 GWh, Honduras (6 020,4 GWh), Panamá (5 936,6 GWh), El Salvador (5 529,2 GWh) y finalmente, Nicaragua (2 895,0 GWh). Según fuente, Costa Rica posee la ventaja comparativa de que la mayoría de su generación corresponde a fuentes renovables y no importadas. Es líder indiscutible en hidroelectricidad con 6.594,6 GWh (el 37,1% de la Región), en energía geotérmica produjo 1 146,5 GWh (43,5% de la Región), además de la totalidad de la energía eólica (273,5 GWh) y por tanto, apenas el 3,7% de la generación térmica regional (536,8 GWh). Si se analiza la generación por habitante, las cifras resaltan la corta distancia de un mercado más industrializado como el de México que en 2005 generó 2,39 MWh/habitante, puesto que Costa Rica produjo 1,95 MWh/habitante y Panamá con 1,79 MWh/habitante ocupó la tercera casilla. Nicaragua ocupó el último lugar con cerca de la cuarta parte de lo que generó Costa Rica (apenas 0,49 MWh/habitante). Al ingresar la variable “pérdidas del sistema”, Costa Rica encabeza la muestra con un 9,7% del total generado (cercano al 6% de estándar de nivel mundial), seguida por México con 10,5%, El Salvador (11%), Panamá (15,8%) y cierra la lista Nicaragua con 29,3%. Entonces, si se estimara un consumo bruto restando a lo generado lo perdido, Costa Rica habría consumido un 94% de lo que en términos relativos se consumió en México (1,81 MWh/habitante), en tanto, Panamá el 83,3% y más abajo, El Salvador (35,4%), Guatemala (25,7%) y Nicaragua (apenas el 19%). Esa generación se debió a una potencia instalada que en Costa Rica fue equivalente al 21,6% de Centroamérica y Panamá, ésta vez superada por Guatemala con el 22,8%, pero arriba de Panamá (16,9%), Honduras (15,8%), El Salvador (13,6%) y finalmente, Nicaragua (con el 8,4% de los 9 063 MW de la Región). En términos relativos, Costa Rica posee el 35,0% regional de la potencia instalada en hidroelectricidad (1 411,5 MW), el 37,0% de la geotérmica (165,7 MW), el 10% de la térmica (422,2 MW, por cierto último lugar regional) y obviamente, la totalidad de la potencia eólica (68,6 MW). Esto quiere decir, que Costa Rica básicamente utiliza la potencia térmica instalada como respaldo y para cubrir picos de demanda, panorama muy distinto al resto del Istmo donde la potencia térmica es utilizada en altos porcentajes con el agravante deben importar los derivados de petróleo para dicha generación.



3.1. Generación Si bien, el país cuenta con gran potencial hidroeléctrico y geotérmico teórico, éste se ha venido reduciendo en la práctica, entre otros factores por la prohibición de generar en parques nacionales y áreas protegidas, la carencia de legislación actualizada en materia de recursos hídricos y por resistencia de vecinos o actores sociales no gestionada adecuadamente. El país cuenta con 19 cuencas (de 34) de potencial hidroeléctrico con un potencial teórico de 25 000 MW, de los que aproximadamente 4 362,5 MW (identificados por el ICE) se encuentran fuera de áreas protegidas, siendo explotados alrededor del 23% de ese total que no incluyen proyectos identificados de menos de 20 MW de potencial. La disponibilidad del recurso hídrico, está íntimamente ligada a las variaciones en la precipitación pluvial. Periódicamente ocurren variaciones marcadas en el ciclo hidrológico, ocasionado por fenómenos meteorológicos como “El Niño” y otras oscilaciones climáticas. La potencia instalada se concentra principalmente en el ICE que al 31 de diciembre de 2007 contaba con 1 632,24 MW de los 2 181,99 MW instalados en el país (un 74,8%). La potencia instalada creció un 4,0% respecto al 31 de diciembre de 2006, gracias a la entrada en funciones del proyecto hidroeléctrico Cariblanco (81,6 MW). Otros actores importantes son los generadores privados (328,03 MW), la Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL S.A., 91,70 MW), COOPELESCA R.L. de San Carlos (25,50 MW) y la Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago (JASEC, 24,67 MW). 3.2. Transmisión La transmisión eléctrica posee características de monopolio natural, por lo que actualmente el ICE cumple con tan importante función. Para llevar a cabo el transporte de la corriente el país cuenta con 1 691 km de líneas de alta tensión (a diciembre de 2006), que se dividen en 711 km en líneas de 230 kV de circuito simple, 495 km de líneas de 138 kV de circuito doble, 274 km de líneas de 230 kV dobles y finalmente, 211 km de líneas de 138 kV de circuito simple. Las líneas dobles se ubican principalmente en el trayecto entre las centrales hidroeléctricas que dependen del lago Arenal y el Área Metropolitana de San José, reduciendo así la posibilidad de apagones totales como los ocurridos años atrás. Para lograr el tráfico armónico de la energía y suplir las necesidades según los distintos horarios, existe un Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) del ICE, que realiza el despacho económico de la electricidad. Son importantes en este campo el



papel de las subestaciones elevadoras y reductoras que en conjunto suman una capacidad de transformación de 7 027 MVA. 3.3. Distribución La distribución y comercialización de la electricidad en Costa Rica cae por cuenta del ICE y de su subsidiaria la CNFL S.A., así como otras empresas municipales y cooperativas. En este caso, la propiedad de estas redes de media y baja tensión (iguales o menores de 34 kV) depende de la cobertura geográfica de los agentes. El ICE posee el 58,8% de los 30 255 km de redes. Durante el año 2005, se vendieron dentro del SEN más de 7 358 GWh, de los cuales el 41,2% corresponde a la CNFL S.A. que atiende la mayor parte del Área Metropolitana de San José, seguida del ICE que a pesar de una cobertura geográfica mayor vende el 39%. El resto del mercado está en manos de operadores más pequeños como la JASEC (5,8% del mercado), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.(ESPH S.A. con el 5,7%), COOPELESCA R.L. (con 3,4%), COOPEGUANACASTE R.L. (con 3,2%), COOPESANTOS R.L. (1,4%) y Coope Alfaro Ruiz R.L. (0,4% del total). 3.4. Marco jurídico del sector eléctrico 3.4.1. Decreto-Ley 449 de creación del Instituto Costarricense de Electricidad Después de varios intentos fallidos desde 1996, continúa vigente la necesidad de reformar el marco legal que le dio vida al ICE a fin de que éste tenga mayor autonomía y flexibilidad para cumplir con el suministro de la mayor parte de la demanda. De hecho, el artículo 1 le otorga al ICE la generación de energía en especial hidroeléctrica lo cual refleja cierta inflexibilidad de fuentes, a la vez que restringe el ingreso de nuevos agentes. El artículo 3 señala que todos los programas de trabajo y proyectos se basarán en estudios propios lo cual limita la participación de otros entes públicos, reduciendo la capacidad de acción de la rectoría o el posible impacto de las políticas sectoriales y nacionales. Si bien es cierto que la generación de electricidad no constituye un monopolio en la práctica, aunque estén reservados al ICE los proyectos geotérmicos y los hidroeléctricos de mayor escala. Las leyes No. 7200 y No. 7508 permiten la generación eléctrica privada y la compra de la misma por parte del ICE y la CNFL S.A. mediante contratos que están próximos a vencer sin que exista una certeza de qué pasará después. En efecto, en los últimos años, la fijación de tarifas a los generadores privados estuvo entrabada, lo mismo el refrendo de los contratos, debido a que persisten grandes



cuestionamientos acerca de su legalidad ya que en algunos casos se han señalado altos precios de venta al ICE, aunque debe reconocerse el gran respaldo para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que significa el conjunto de generadores privados. Pero también, el ICE y la CNFL S.A. han sufrido la subejecución de su gasto y de sus inversiones en años recientes, a raíz de la delicada situación fiscal, la cual llevó a las autoridades económicas a limitar las erogaciones del sector público, comprometiendo la entrada en operaciones de ciertos proyectos de generación que han comprometido la estabilidad del sistema, lo cual se refleja en el aumento del factor de carga. Actualmente, el gobierno ha enviado un nuevo proyecto a la Asamblea Legislativa denominado de “Fortalecimiento del ICE”, pero mientras se aprueba éste, el gobierno emitió el Decreto No 33401-MP-MINAE-H-MIDEPLAN en octubre de 2006 donde se libera al ICE y sus subsidiarias de acudir al CONAFIN con sus proyectos de inversión, permitiendo una mejor disposición del recurso humano al otorgarle la potestad de disponer conforme a las leyes, así como le eleva la capacidad de endeudamiento para los siguientes períodos. No obstante lo anterior, muchos estudios de preinversión se vieron abandonados o atrasados en años anteriores lo que complicó la ejecución a corto o mediano plazo de muchos de ellos. Debe destacarse el papel cada vez más consciente y organizado de grupos ambientalistas y comunitarios que cuestionan y formulan objeciones y oposición al desarrollo de algunos proyectos, en ocasiones con argumentos válidos y en otras no. En algunos casos han logrado atrasar proyectos hidroeléctricos como caso del P.H. Pacuare o bien han propiciado una reformulación (reducción de la potencia) como el caso del proyecto hidroeléctrico Boruca (ahora denominado El Diquís). 3.4.2. Tratado Marco del Sistema Eléctrico de América Central El Tratado Marco fue suscrito por los países centroamericanos en diciembre de 1995 en ciudad de Guatemala. Costa Rica lo ratificó por Ley No. 7848 de 3 de diciembre de 1998 junto a su Protocolo de Panamá de 11 de julio de 1997. De conformidad con este Tratado, el gobierno de la República envió a conocimiento de la Asamblea Legislativa tres proyectos de ley a mediados de 1996 tendientes a una modernización del marco legal del sector eléctrico y de telecomunicaciones, los cuales buscaban la validación de una reorganización interna del ICE. Sin embargo, dichas iniciativas no fueron aprobadas durante ese período (1994-1998) y fueron retomados por la administración Rodríguez mediante la fundición en un solo texto y que se denominó “Combo ICE” que aunque fue aprobado en primer debate en marzo de 2000, fue desechado por el malestar social y violación de los procedimientos parlamentarios. Por esta razón, Costa Rica no ha realizado a la fecha las reformas estructurales del sector acorde con el Tratado Marco, que en el país tiene rango superior sobre la legislación ordinaria.



El mercado eléctrico costarricense tal cual al presente, violaría lo dispuesto en el artículo primero del Tratado Marco que expresa la voluntad de las partes de formar un mercado competitivo donde los distintos agentes puedan vender y comprar energía eléctrica de forma libre. Además, el artículo 5 permite que una sola empresa realice dos o más de las actividades, siempre y cuando posean unidades de negocios separadas que permitan la identificación clara de los diversos costos. (esquema ya adoptado por el ICE en sus unidades estratégicas de negocios) El ICE en este caso resultó ser el designado por Costa Rica como “agente único”, quedando habilitado para realizar transacciones de energía eléctrica en el mercado regional. Sin embargo, esta condición no ha sido satisfecha puesto que el proceso no fue completado. Al respecto, a lo que se ha denominado “situación inicial limitada”, la ARESEP (2005) señala que: “el cumplimiento de esta condición se considera fundamental no sólo para alcanzar el compromiso básico…sino que además representa un paso fundamental en la introducción de una mayor eficiencia en la determinación de los costos y tarifas y la transparencia del sistema en su conjunto.” No obstante, el Tratado Marco plantea cuatro condiciones comunes de reciprocidad y simetría entre las partes, que dicen relación con la competencia en el mercado de generación o libertad de entrada, la desintegración vertical de la industria, el libre acceso de los agentes a las redes de transmisión y finalmente, la libre circulación de la energía entre los países. Siendo importante resaltar que la desintegración vertical implica no sólo la separación de contabilidades sino que además, lo puede ser de personas jurídicas o de control accionario. El estudio antes citado detectó cinco barreras legales y regulatorias pendientes de superar, las cuales se resumen en: a. Restricciones en el mercado de generación, puesto que la Ley No. 7200 y sus reformas sólo permiten que los generadores privados tengan una potencia máxima equivalente al 15% del total nacional. Así como que estas empresas posean un capital social costarricense de un mínimo del 35%. b. Falta de separación de unidades de negocio por actividad. c. Restricción del acceso de terceros a la red. d. Circulación limitada de la energía eléctrica, pues está restringido por un agente único. e. Asimetrías y vacíos en la regulación técnica y operativa, que se ve agudizada por la ausencia o actualizaciones de reglamentos técnicos, operativos y comerciales existentes. En síntesis, el país requiere de la aprobación de legislación que subsane los puntos anteriores, la cual en parte ya se encuentra nuevamente en la corriente legislativa desde octubre de 2006, ante la entrada en operación del Mercado Eléctrico Regional (MER) hacia 2009 puesto que ya se encuentra en construcción la primera línea del SIEPAC, la



cual incluye un tramo de 493 km de líneas de 230 KV que atravesarán la costa del Pacífico. 3.5. Panorama del sector eléctrico El principal desafío del sector es la viabilidad y sostenibilidad V Plan Nacional de Energía así como el financiamiento vinculado a dicho plan y que de no ejecutarse o no armonizarse la legislación ofreciendo un marco propicio para la participación de la inversión privada en áreas sensibles como la generación, se estaría frente a un riesgo de eventuales racionamientos entre 2008 y 2010. Además, para 2009 se espera la puesta en marcha del Mercado Eléctrico Regional para lo que Costa Rica no sólo debe prepararse logísticamente y en materia regulatoria. Es decir, un escenario donde se mantiene el status quo implicaría una mayor incorporación de potencia de fuentes térmicas que renovables en el mediano y largo plazos, así como un uso ineficiente de la energía y fuertes picos de demanda, vulnerabilidad por un mayor consumo de hidrocarburos para generación. Desde 2005 el ICE ha estado trabajando en un Plan de Contingencia para lograr pasar sin sobresaltos el período 2007-2012 donde existen riesgos que la capacidad de generación no sea suficiente para cubrir la demanda ante el atraso de varias plantas que debían entrar en operación. Por la magnitud de los faltantes y el poco tiempo disponible, se plantean diversas medidas que en esencia forman parte del Plan, entre ellas: 1. Utilizar la capacidad térmica propiedad de terceros, 2. Asegurar importaciones de energía de Centroamérica, 3. Incentivar ahorro de energía, 4. Incentivar la compra de energía a ingenios azucareros, 5. Acelerar la adición de capacidad eólica a través de COT (en inglés BOT) y 6. Alquilar temporalmente equipos de generación (la opción más cara). El Plan ha sido monitoreado constantemente, lo que ha permitido asegurar al menos el verano de 2007, salvo los problemas del mes de abril por las fallas en las plantas de respaldo térmico. Para solventar este evento (el de restablecer los índices de confianza del sistema) se había planteado la posibilidad de que para 2005 entrara en operaciones una planta de generación térmica denominada Garabito (116 MW), y el cual no se cumplió debido diferentes problemas y también a líos contractuales. Ante este panorama, se planea incorporar potencia térmica por 160 MW con motores de mediana velocidad y para el 2011 se estima que se deberán incorporar otros 80 MW en motores del mismo tipo. Otras medidas adicionales van en la orientación de elevar la disponibilidad del parque térmico actual desde un 75% hasta 82% en el verano de 2008 y de 88% en el de 2009. Actualmente, se detectan dos debilidades: la primera, no hay experiencia previa en acciones en materia de mercado de competencia, y la segunda, inequidad jurídica entre



las empresas del sector, sin contar los vacíos legales generados por el rezago de adopción de nuevas normas. El potencial efectivo aprovechable hidroeléctrico y geotérmico se ha reducido notablemente ante la imposibilidad de utilizar fuentes que se encuentran en parques nacionales. A lo que se agrega que los estudios de preinversión se han reducido por las limitaciones presupuestarias. De no haber sido por las inversiones privadas mediante esquemas como el BOT y otros, probablemente ya se hubiera producido una crisis eléctrica (dadas las restricciones al ICE y la CNFL antes mencionadas), sin embargo, ésta solución es más cara que las anteriores cuando el ICE realizaba grandes proyectos, por lo que, las compras de energía que deben realizar a esos generadores, los gastos corrientes y presionando al alza las tarifas las cuales han aumentado en forma importante desde 2002, y por lo tanto, el país ha pagado caro los atrasos generados por la contención del gasto. Un marco jurídico y regulatorio restrictivo, fragmentado y disperso en varias leyes que limita el desarrollo de la generación. Además, la necesidad de adecuarlo al Tratado Marco sobretodo con relación a la integración vertical de las empresas. En síntesis, el modelo desarrollado en el país ha sido exitoso pero también afectado por la delicada situación fiscal de años anteriores que pusieron en peligro al modelo mismo. 4. Descripción de otras fuentes energéticas Se ha avanzado en el país en el campo de inventariar muchas de las fuentes energéticas renovables o alternativas, sin embargo, aún queda mucho por hacer dada la variedad y dispersión de las mismas. A continuación se hace una breve descripción del estado del arte en este campo. En primer lugar, la biomasa presenta una tendencia poco clara en virtud de malas técnicas de manejo de este recurso, a la vez, con una reducción de ciertos usos de la leña. Lamentablemente se cuentan con estudios de potencial desde hace casi dos décadas, los cuales estimaban el potencial en 327 688 TJ, en tanto, en 2004 se aprovechó apenas el 3,7%. Más recientemente, la DSE en asocio con el ICE dieron a conocer una encuesta que habla de al menos 300 MW de potencial eléctrico a partir de desechos biomásicos. Se observa por lo tanto, una notable diferencia entre el potencial de oferta y lo aprovechado que dice relación con posibles rentabilidades negativas de muchas de las explotaciones en función de dificultades de acceso y elevados costos de extracción.



En segundo lugar, el campo de la energía eólica, el ICE inició estudios exploratorios alrededor de 1984 y que estimaron un potencial teórico de 14 000 MW pero distintas razones, sólo sería aprovechable unos 600 MW. Los mayores potenciales se han detectado en la Cordillera Volcánica de Guanacaste y prueba de ello es que ya existen en operación tres plantas eólicas privadas y una del ICE en el sector de Tejona en Tilarán, con lo que ya se ha aprovechado alrededor de un 11% de ese potencial. Desde la inauguración de la central del ICE en septiembre de 2002 no han entrado en operación nuevas plantas generadoras de electricidad de este tipo de fuente. Sin embargo, es importante que se realicen estudios para identificar el potencial de generación de electricidad por medio de la denominada energía eólica offshore, que produce dentro del mar o propiamente, la energía mareomotriz que se produce por medio de las olas y corrientes marinas. En tercer lugar, los estudios acerca del potencial generador de la energía solar iniciaron hacia 1981 en el ICE. Dichos estudios han estimado un potencial teórico de 10 000 MW. El problema se presenta por el elevado costo aún de las celdas fotovoltaicas, no obstante, ya se encuentran en operación desde 2005, un total de 160 sistemas por parte de COOPEGUANACASTE R. L. y 1 255 del ICE que cubren 184 comunidades y con grandes potenciales de uso en reservas indígenas, parques nacionales, puestos fronterizos y otros. Debe aprovecharse ese potencial según los usos requeridos según las modalidades, fotovoltaica o con concentradores. En cuarto lugar, pero no menos importante es la geotermia que ocupa el segundo lugar como fuente generadora de electricidad en el país. Se ha estimado un potencial teórico de 900 MW especialmente en las cordilleras volcánicas de Guanacaste y Central. Actualmente se ha explotado un total de 163 MW (18,1% del potencial), prácticamente concentrados en el campo geotérmico Miravalles con dos plantas del ICE y una en COT (en inglés BOT). A éstas se unen las unidades de Boca de Pozo que generan 5 MW y una unidad binaria de 19,8 MW que entró en funciones en enero de 2004. Existen otros potenciales proyectos prioritarios en este campo que se ubicarían en el volcán Tenorio (79 MW) y La Fortuna de San Carlos (61 MW). En quinto lugar, el carbón mineral y turba del que se encuentran registros desde 1850. Entre 1914 y 1918 se dieron explotaciones en la zona de Esparza y en los años ochenta se realizan varios estudios e incluso en 1982 se le otorga a RECOPE S.A. la investigación y desarrollo de esas fuentes. Desde 1992 que la Asamblea Legislativa rechazó una concesión especial para explotar carbón en Zent, Limón por razones ecológicas el tema ha estado prácticamente archivado. (ya que estos depósitos se encuentran cercanos y dentro de la Reserva Indígena Bajo Chirripó) En sexto lugar, el alcohol anhidro o etanol surge como una fuente interesante para reducir las importaciones de gasolinas. En este campo, el país posee la experiencia de



más de veinte años de producción y exportaciones los cuales se han basado sobre la industria azucarera que a la Zafra 2004-2005 se componía de 10 761 agentes entre productores, entregadores y procesadores en seis regiones agrícolas, y que se rigen por la Ley de LAICA, No. 7818 de 2 de septiembre de 1998. Para la implementación del uso del etanol anhidro, existe la capacidad instalada, experiencia nacional al haberse implementado dos proyectos pilotos ejecutados por RECOPE S.A., estructura organizativa del sector, infraestructura, estudios realizados en el marco de la cooperación internacional que señalan la viabilidad en el uso del producto, disposiciones legales que permiten la mezcla y capacidad productiva ya que actualmente hay 52 mil hectáreas sembradas de caña, ubicadas en el Pacífico Seco, la Zona Norte, Zona Sur y Valle Central, con la posibilidad de expansión de las áreas de siembra. Actualmente, se está distribuyendo este biocombustible en las regiones Chorotega y Pacífico Central con grandes posibilidades de extender su cobertura. La industria cuenta incluso con una planta deshidratadora y un puerto especial en Punta Morales. En séptimo término, el biodiésel como combustible alternativo para el transporte público o de carga, especialmente, ya que puede utilizarse sin mayores modificaciones a los motores. Se produce a partir de aceites vegetales o grasas animales, inclusive de baja calidad. Los litros de aceite que se obtienen por hectárea (ha), dependerán del cultivo que da origen al aceite vegetal. Se han registrado 1 666 personas entre propietarios y copropietarios de fincas de palma, que generan empleo directo a 3 330 personas. Sin contar con los trabajos indirectos que se generan dado el gran número de proveedores locales de insumos y servicios que se subcontratan. En las regiones de producción Pacífico Sur y Pacífico Central, se concentra el 65% y el 33% de la superficie total dedicada al cultivo de la palma aceitera, respectivamente. En la región del Caribe, se ha iniciado recientemente la plantación de palma aceitera, alcanzando una participación del 2% en la superficie total de cultivo, en la zona de Bataán. Según estimaciones realizadas por la Comisión de Biodiésel, la demanda de este energético para un programa de alcance nacional que adicione un 5% de este energético al diésel fósil, en el período 2006-2018, requeriría un abastecimiento entre 50 a 80 millones de litros anuales1, el área requerida para suplir esa demanda de biodiésel estaría entre 9 a 14 mil hectáreas para el período considerado. Según el MAG el área potencial de ser sembrada de palma alcanza las 670 800 hectáreas que incluye las regiones Pacífico Central (387 mil ha) y Huetar Atlántica (253 mil ha). Para la zona sur no se dispone del área potencial pero en este momento hay 30,3 mil ha sembradas.

1 Asumiendo una densidad del biodiésel de 0.8857 kilogramos por litro, un rendimiento de un 0.98 de biodiésel por 1 parte de aceite vegetal en el proceso de conversión y un rendimiento por hectárea 5 toneladas de aceite.



Costa Rica goza de condiciones y recursos que hacen favorable la perspectiva de producción de biocombustibles en el futuro mediato y en el largo plazo. El desarrollo actual de la industria de la palma aceitera, la disponibilidad de hectáreas cultivables, sin afectar la base de recursos naturales protegidos, se cuenta con climas aptos para el cultivo, conocimiento y experiencia en agroindustria, la capacidad de aumentar la superficie de siembra, compañías en producción, existe un fideicomiso palmero, hay un ente nacional para el manejo la semilla de palma, un sector agroindustrial debidamente constituido y por otra parte existe en el Ministerio de la Producción un Programa de Palma, lo que hace viable en poco tiempo el uso del biodiésel. 5. Proyecciones de demanda supuestas En los últimos años se ha observado un incremento acelerado de la demanda energética a raíz de un mayor dinamismo económico impulsado por empresas de zonas francas, el comercio internacional, el turismo y la construcción, principalmente. En este apartado, se agregan a grandes rasgos, algunas de las variables que se consideran clave y por lo que la entrada en vigencia de las acciones de este V Plan son necesarias. En primer lugar, la población se espera crezca a un ritmo menor que durante el período 1991-2007 (2,1% anual) pasando a un promedio de sólo 1,2% anual entre 2008 y 2021. Esta desaceleración no implica necesariamente un alivio por el lado de demanda energética, ya que se estima que la población siga incrementado su consumo per cápita. En segundo lugar, el crecimiento económico se estima que crecerá al menos un 5% anual; dada la gran correlación que existe con la demanda energía, es de esperar que ésta crezca a tasas importantes. Se estima que la demanda de energía creció cerca de un 4% anual entre 1991 y 2007, pero se aceleraría hacia un 4,7% entre 2008 y 2021 dado el incremento acelerado del parque automotor, mayores necesidades de transporte de carga y de otros componentes dinámicos del consumo. En la Administración 2006-2010 se ha planteado la posibilidad de lograr convertir al país en C-Neutral, esto implica un gran esfuerzo nacional para poder lograr “fijar y secuestrar más carbono” mediante la siembras de millones de árboles, así como lograr que la matriz energética sea cada vez más limpia, logrando hacia el Bicentenario un balance entre lo que se emite y lo que se fija de carbono, ya que en la actualidad, en términos netos estamos aportando contaminación de CO2 a la atmósfera y así sea en una pequeña parte al Cambio Climático. Si no se realiza ninguna acción alternativa a la de suplir la demanda en forma oportuna con las actuales tecnologías y fuentes energéticas se estarían incrementando las tasas de emisiones de CO2 a una ratio de 4,7% anual entre 2008 y 2021 frente al 3,8% anual desde 1991 a 2007. La idea del V Plan es ser parte del esfuerzo por reducir a partir del 2010 el consumo total de energía de forma tal que de esta manera se logre llegar hacia el 2020 con una



reducción de al menos un 2,9% respecto a la línea base; en tanto, las emisiones de CO2 se lograrían disminuir en 0,8% con un cóctel de medidas que van desde un mejor aprovechamiento de los recursos hasta el incentivo de fuentes más limpias. Sin embargo, el dato anterior, se ve fuertemente influenciado por el hecho de que probablemente se deba empezar a generar en un mayor porcentaje con fuentes fósiles ante la imposibilidad material de contar con más fuentes renovables. Es cierto que se ha planteado un objetivo de política de lograr hacia 2020 que la totalidad de la electricidad sea producida con fuentes limpias, pero al menos las proyecciones y los hechos de la actualidad no permiten ver el cumplimiento de ese objetivo.

Gráfico 1: Costa Rica: Emisiones de CO2 en diversos escenarios de ahorro y eficiencia energética, 1991-2021

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2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

BEP

s

TOTAL TENDENCIAL

TOTAL CON MEDIDAS

SUSTITUCION DE HIDROC

AHORRO Y EFIC ELECT

Fuente: Alvarado (2008) Tal y como se aprecia en el gráfico anterior, las emisiones sufren una reducción marginal aún aplicando una serie de medidas de ahorro y de diversificación de fuentes, esto debido a que se ha planteado un escenario muy conservador respecto al cambio de los factores que afectan dichas variables como cambio tecnológico e inversiones en materia de transportes, edificios, cambios de hábitos de consumo y otros. En 2007, las fuentes energéticas que en conjunto emitían más emisiones de CO2 eran los hidrocarburos, tal y como se repite hacia 2020 pero con la gran diferencia de que las fuentes biomásicas como vendrían a sustituir una parte de esas emisiones, tal y como se aprecian en los gráficos comparativos siguientes.



Gráficos 2 y 3: Costa Rica: Emisiones comparadas de CO2 por fuente energética, 2007-2020

Costa Rica: Emisiones de CO2 por fuente energética 2007

64%

28%

6% 2%

HIDROCARBUROS

BIOMASA

ELECTRICIDAD

CARBON Y COQUE

Costa Rica: Emisiones de CO2 por fuente energética, 2020

56%

38%

4% 2%HIDROCARBUROS

BIOMASA

ELECTRICIDAD

CARBON Y COQUE

Fuente: Elaboración propia con base en las estimaciones de Alvarado (2008) En consecuencia, el panorama antes descrito implicaría una reducción leve de la intensidad energética -la relación entre el consumo de energía y la generación de ingresos (PIB) que existe- sobretodo a partir de 2015.

Gráfico 4: Costa Rica: Proyecciones de demanda energética, 2008-2021 (en TJ)

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60000

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1991

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2013

2015

2017

2019

2021

Tera

julio

s/añ

o

HIDROCARBUROSBIOMASAELECTRICIDAD

Fuente: Elaboración propia con base en las estimaciones de Alvarado (2008)

Con el panorama antes descrito, se supone un incremento de las principales fuentes energéticas de la forma que se detalla de la siguiente manera: 1. los hidrocarburos pasarían de crecer a 5,2% anual entre 1991 y 2007 a una tasa de 3,3% anual durante el período proyectado 2008-2021; 2. la electricidad reportará una leve baja pasando de 5,3% anual a 4,9% para los mismos períodos; 3. la biomasa más bien se incrementará al pasar de una tasa de 2,9% anual a casi 5% anual producto de la introducción de los biocombustibles; finalmente, el carbón y el coque presentarán una reducción desde 4,3% anual a 3,4% anual pero poseen una participación muy marginal.



SEGUNDA PARTE:

PROCESO METODOLÓGICO 1. Conceptos fundamentales Es relevante aclarar algunos conceptos que aparecen en diversas partes de este documento, a la vez que son de uso común en otros relacionados con temas energéticos, ambientales y económicos. La sostenibilidad o desarrollo sostenible del país, según la Comisión Mundial de Medio Ambiente y del Desarrollo (CMMAD, 1998) entendido como el “desarrollo que satisface las necesidades de la generación presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus necesidades.” Por tanto, desde el punto de vista económico reúne elementos de justicia y equidad intergeneracional. La universalidad, entendida como un derecho humano fundamental de acceso a los beneficios del desarrollo para todos los habitantes del país, respetando las particularidades e identidades del caso. La eficiencia, entendida tanto como eficiencia económica (una mayor relación beneficio-costo), así como eficiencia técnica donde se pretende la maximización de la producción con los insumos o unidades de energía, así como la tecnología disponible. La menor vulnerabilidad externa, entendida como la reducción o minimización de la exposición al riesgo, producto de la provisión de fuentes energéticas desde otros países, especialmente cuando dichas fuentes no son propias o no poseen sustitutos perfectos en el país, a la vez que representan un porcentaje elevado del consumo. El desarrollo humano sostenible, entendido como la satisfacción de las necesidades básicas de una persona que le permiten llevar una vida larga, sana, decente y productiva, para lo cual la energía es un factor fundamental. La viabilidad ambiental, social y económica, expresa la voluntad de reducir o minimizar las externalidades negativas que el desarrollo de determinados planes y proyectos generan sobre los ámbitos natural, social y económico, a la vez que debe considerar los beneficios (externalidades positivas) que generan. La participación pública y privada, donde debe entenderse que el Estado o el sector público no puede hacerlo todo solo y requiere del concurso de los recursos humanos,



financieros y tecnológicos del sector privado para avanzar a un ritmo satisfactorio y liberar recursos públicos hacia otros sectores sociales. La conservación, es un tema fundamental para lograr la sostenibilidad, ya que permite un uso racional de los recursos disponibles, a la vez que requiere de tiempo, políticas y recursos para lograr una “cultura de conservación” dentro de la población. 2. Desarrollo del tema Este Plan ha sido elaborado mediante una mezcla parcial de varias metodologías que intentan abordar el tema según ciertas características. Entre ellas, la de análisis estratégicos, marco lógico, mapas conceptuales y análisis prospectivo. Al respecto, aún cuando no se aplica un Método de Planificación Prospectiva Energética, al menos se rescata el espíritu del mismo, donde se parte de un acto imaginativo y de creación, luego de una toma de conciencia y una reflexión sobre el contexto actual para finalizar en un proceso de articulación y convergencia de metas; permite además ofrecer políticas y acciones alternativas respecto al pasado reciente, destacando intrínsecamente peligros y oportunidades a futuro. Limitaciones del orden de recursos, tiempo y otros no permitieron utilizar alguna de estas metodologías de forma exhaustiva, pero especialmente en función de la información con que se contaba. La base de este Plan es el IV Plan Nacional de Energía (PNE) de 2002, el cual fue sometido a una revisión exhaustiva a fin de revisar qué líneas de acción y metas continuaban vigentes o ya no eran necesarias volver a incluir, donde se contrastaron a la luz de diversos informes de cumplimiento de metas del IV PNE que se presentaron al Consejo Subsectorial de Energía, así como noticias y otros informes como memorias anuales, entre otros. Luego, se realizó un ejercicio de extraer las principales metas y políticas específicas incorporadas en la Política Energética Sostenible 2006-2021, las cuales también fueron clasificadas como líneas de acción o metas propiamente dichas, algo similar se realizó con el documento de Política de Energía 2006-2011. Se realizó una revisión del Plan de Energía del Estado de Nueva York de 2002 para tener una visión desde un país desarrollado, del cual se extrajeron algunos objetivos que parecieron interesantes desde el punto de vista de problemas ambientales y de congestión en el transporte. El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2011 posee un capítulo IV denominado Eje de Política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones, así como un anexo relativo al Subsector Energía que posee tres acciones estratégicas relativas a ese capítulo dentro del PND. Por último, se revisó la matriz MAPI del sector Energía para el año 2007 para verificar qué acciones concretas están en desarrollo, así como del Plan de Contingencia del ICE en su última revisión.



Se ha tratado de dar un enfoque estratégico que incluye el seguir un orden lógico a partir de los problemas más relevantes del sector energético. Es así como los problemas contenidos en el IV PNE son equiparados con los que detectan los documentos de política antes citados. La Política Energética por ejemplo, provee una serie de ejes, objetivos y pilares que son rescatados en este proceso a fin de que el presente Plan cuente con un apoyo decidido por parte de las autoridades. Así, una vez expuestos los problemas se procede a contraponerlos con algunos de los pilares expuestos en dicha Política, generándose luego, un objetivo estratégico que viene a ser la meta macro más importante que fija este Plan. Es decir, los objetivos estratégicos son una mezcla de los problemas o necesidades claves del sector y de las líneas generales de política que se denominan pilares. Este tema es relevante, dado que podría prestarse a confusión con los principios y valores que se hayan descritos antes del desarrollo de las ideas estratégicas. Los pilares se basan, en efecto, en dichos principios y valores que sostienen este Plan y que dan sustento a una visión de largo plazo. Volviendo al tema de los objetivos estratégicos, de éstos se desprenden una serie de objetivos específicos que buscan abarcar las ideas-fuerza contenidas en los objetivos estratégicos, dichos objetivos específicos buscan reflejar además, la necesidad de acciones y logros en los diversos subsectores y materias relacionadas con la oferta y demanda de energía. De cada objetivo específico se desprende una o varias líneas de acción que buscan mostrar un curso, una forma de proceder para cumplir con el objetivo planteado. En tanto, cada línea de acción tiene metas a cumplir, definidas estas como estados considerados satisfactorios para la materia específica que se alcanzarían en algún punto del horizonte temporal para el que fue diseñado el Plan. Cada meta cuenta con los responsables o actores claves que deben participar de dicha acción para que se concrete. Este ejercicio de lo general a lo específico fue posible al rescatar todas las ideas posibles presentes en los documentos consultados, por ello, los objetivos específicos, las líneas de acción y las metas, se construyeron bajo una metodología consistente en ir agrupando decenas de ideas acordes a su naturaleza y objetivo estratégico. Valga resaltar que los objetivos estratégicos y específicos no fueron divididos en términos de oferta y demanda como en el IV Plan, ya que se detectaron grandes similitudes entre los de un área y otra, generando duplicidades y por tanto, una mayor dispersión de los esfuerzos de cumplimiento y seguimiento, toda vez que las diferencias entre objetivos de oferta y demanda son muy tenues y más bien parecen mezclarse.



TERCERA PARTE:

ENFOQUE ESTRATÉGICO 1. Visión Hacia 2021 Costa Rica dispone de un suministro energético confiable y en armonía con la naturaleza, enfatizando en fuentes renovables autóctonas, haciendo un uso eficiente de los recursos en la oferta y como en la demanda, promoviendo el desarrollo de la infraestructura necesaria, la constante investigación e innovación de las instituciones y empresas así como la más alta productividad del capital humano del sector. 2. Ejes claves El alcance de los objetivos contenidos en este Plan Nacional de Energía se daría por medio de esfuerzos coordinados en dos sentidos claves que deben ser desarrollados armónicamente: a. Aumento sostenido y oportuno de la oferta, mediante el uso de fuentes autóctonas de energía que sean económica, ambiental y socialmente viables. b. Reducción sostenida y relativa de la demanda, a través del uso eficiente y racional de la energía. El crecimiento de la demanda energética nacional debe ser inferior al del crecimiento de la economía en su conjunto reduciendo la intensidad energética y elevando la productividad. c. Desarrollo de una infraestructura robusta y eficiente, para garantizar la producción local y el suministro de la energía en los centros de consumo. Estos ejes pueden ser posibles de sostener mediante un marco legal y regulatorio eficaz, que incorpore los elementos necesarios para lograr los objetivos de política. 3. Principios y Valores Para apuntalar los ejes claves antes descritos, es necesario que ciertos objetivos y acciones estratégicos sean presupuestados y ejecutados cabalmente, tales como: a. Abastecimiento energético a costo razonable, suficiente y oportuno, con responsabilidad ambiental, social y económica. A la vez que se busca la necesidad de reducir la dependencia de los hidrocarburos, la cual actualmente supera las dos terceras



partes del abastecimiento energético nacional, y que representan un alto costo para el país. b. El uso de fuentes autóctonas de energía que sean económica, ambiental y socialmente viables. Encierra el dedicar esfuerzos y recursos a la explotación sostenible de la riqueza energética nacional, en la variedad y viabilidad posibles. c. Un sector energético modernizado y robusto, operando exitosamente en el siglo XXI y siendo un motor de desarrollo nacional, ofreciendo bienes y servicios energéticos a la sociedad costarricense con tecnologías limpias y modernas, contribuyendo no sólo al desarrollo humano sino que a una mayor competitividad del país. Con un marco regulatorio adecuado que fortalezca la institucionalidad del sector y sus subsectores donde se establezcan reglas claras en las relaciones y regulaciones del mercado energético nacional y los servicios asociados. d. La visión debe ser inclusiva, universal, solidaria y competitiva internacionalmente. Los servicios asociados al suministro energético de carácter universal, logrando una cobertura total en el territorio nacional y a todos los estratos sociales. Con una política de precios que incentive y fomente la inversión pública y privada, donde los costarricenses pagarán tarifas justas por servicios de alta calidad, con esquemas solidarios de tipo geográfico y social, para ofrecer oportunidades a la población no obstante su ubicación y nivel de ingresos. La energía permite a los habitantes el acceso al estudio, al trabajo, al desarrollo tecnológico, empresarial y cultural, además de satisfacer sus necesidades energéticas, racionalizando los desplazamientos y los tiempos y energía dedicados a éstos. Asimismo, la energía es insumo indispensable en todas las actividades productivas, con precios y tarifas que contribuyan con la inserción internacional del país. e. Esfuerzo cooperativo entre los sectores público y privado, de manera que lo bueno de ambos se potencien y generen sinergias, trabajando de manera conjunta en el sector energía contribuyendo con el desarrollo de infraestructura necesaria para atender los requerimientos de energía que el país necesita. El marco normativo facilitará las relaciones de colaboración entre empresas públicas y privadas proveedoras de energía, las universidades, los grandes consumidores y las asociaciones de consumidores, si las hubiere.



4. Marco legal e institucional del Sector Energético

4.1. Pilar de la Política Energética relacionado Modernizar y fortalecer integralmente el sector energético, sus subsectores y las organizaciones públicas que lo integran, tales como el ICE, la CNFL S.A., RECOPE S.A., MINAE para que puedan operar exitosamente en el siglo XXI y continúen siendo un motor de desarrollo nacional. Como parte de este proceso deberá crearse un marco regulatorio eficaz y moderno, que fortalezca la institucionalidad del sector y sus subsectores, que establezca reglas claras en las relaciones y regulaciones del mercado energético nacional y los servicios asociados. 4.2. Objetivo Estratégico 1 Modernizar y fortalecer integralmente el Sector Energético, , por medio de un marco legal actualizado y eficaz que permita el establecimiento de reglas claras para los actores o agentes del sector, robusteciendo la planificación sectorial, permitiendo el aprovechamiento sostenible de los recursos energéticos, mediante la regulación adecuada de los precios y calidad de los productos y servicios energéticos. 4.3. Objetivos específicos 1.1. Fortalecer y modernizar el sector energético, sus mercados, organizaciones, instituciones y empresas, mediante una regulación pertinente en la legislación y otras normas. 1.2. Contar con el marco legal que permita la inserción competitiva de las instituciones y empresas públicas del sector en el mercado nacional e internacional, para lo cual el Estado dictará las normas rectoras del caso y apoyará la autonomía administrativa y financiera, adecuando las normas a los compromisos que el país adquiere. 1.3. Introducir en el marco legal, disposiciones que fortalezcan el papel de los entes rector y regulador del sector, incluyendo la creación de unidades especializadas. 1.4. Impulsar dentro del marco legal, disposiciones que promuevan la participación privada en el sector Energía respetando los postulados de las políticas públicas, propiciando un trabajo conjunto en pro de la eficiencia, la sustentabilidad y competitividad del sector y del beneficio de la sociedad. 1.5. Contar con un marco legal que permita y regule el aprovechamiento racional y sostenible de los recursos naturales que representan fuentes energéticas acorde con los



requerimientos de la sociedad costarricense y los compromisos internacionales adquiridos en la materia. 1.6. Asegurar la equidad y transparencia en la provisión de los bienes y servicios energéticos, así como una efectiva protección al consumidor final. 1.7. Robustecer el marco legal relacionado con los programas de uso racional de la energía, así como de la introducción de nuevas fuentes energéticas renovables. 1.8. Fortalecer dentro del marco legal la planificación sistemática e integral del sector y el rol del Ministro como Rector, mejorando los esfuerzos de coordinación. 4.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 a. Lograr la sostenibilidad del abastecimiento energético y un uso racional de los recursos b. Lograr equilibrio entre la conservación y el desarrollo que permita aprovechar racional y sosteniblemente los recursos naturales 4.5. Objetivo Estratégico 1: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

Líneas de Acción

Metas

Participantes

1.1.1. Promoción de las reformas legales necesarias para que las instituciones y empresas del sector sean debidamente reguladas.

a. Se espera que la nueva legislación contemple aspectos tan novedosos como necesarios que garanticen una adecuada regulación del sector aprovechando lo mejor del ámbito público así como del privado.

1.1.2. Separación y fortalecimiento de los roles del Estado en materia de rectoría (con su función orientadora), de regulador, así como de operador directo o indirecto en los mercados eléctricos y de combustibles.

a. La regulación establecida y aplicada permita la satisfacción de los clientes con servicios y productos de excelencia, al tener los regulados que incorporar enfoques de gestión de calidad.

MINAE, ARESEP, Asamblea

Legislativa, Ministerio de la Presidencia, empresas del

sector.

1.2.1. Fortalecimiento y modernización de los entes públicos (ICE, RECOPE S.A. y CNFL.S.A.), además de brindar las

a. Aprobación de la Ley General de Electricidad donde se sientan las bases para la entrada al Mercado Energético Regional según el



Líneas de Acción

Metas

Participantes

condiciones adecuadas para el desarrollo de las empresas municipales y cooperativas, que les permita cumplir con sus misiones estatutarias y competir en el ámbito de un mercado regional.

Tratado Marco Centroamericano ratificado en 1998. b. Disponer de las condiciones para que las empresas eléctricas del país, puedan competir en el marco de una integración mesoamericana, generando incluso una mayor competencia en diversos ámbitos. c. Se apruebe una Ley General de Combustibles donde se introducen mejoras cualitativas al mercado de los derivados del petróleo, permitiendo una apertura gradual y selectiva y regulada, con mayor participación privada e inversiones a fin de competir en el ámbito internacional con un RECOPE fortalecido.

MINAE, ICE, CNFL S.A.,

empresas distribuidoras de electricidad,

RECOPE S.A.,

Ministerio de la Presidencia,

Asamblea Legislativa

1.3.1. Fortalecimiento y modernización del ente regulador del Estado (en la actualidad, ARESEP) y del ente rector del Estado (Ministerio de Ambiente y Energía) a fin de fortalecer las dependencias que correspondan y contar con los recursos humanos (calificados o especializados) y financieros para una adecuada actuación.

a. Que las leyes de Fortalecimiento y Modernización del ICE, General de Electricidad y de Combustibles dicten normas que fortalezcan el papel regulador al incorporarle nuevas funciones, crear nuevos órganos técnicos a lo interno y fortalecer su financiamiento. b. El órgano regulador cuente con los recursos humanos, técnicos y financieros para realizar una regulación oportuna del mercado energético, propiciando reglamentos claros de calidad de servicio público y teniendo la capacidad de imponer multas y sanciones.

ARESEP, MINAE, ICE,

CNFL S.A., empresas

distribuidoras de electricidad,

RECOPE S.A.,

Ministerio de la Presidencia,

Asamblea Legislativa

1.4.1. Creación dentro de la legislación de mecanismos de coordinación público-privado que favorezcan el desarrollo nacional de las actividades energéticas, sirviendo como foros de discusión

a. Creación de un Foro Energético Nacional como instancia de concertación público-privada y que sirve para la formulación de acciones de interés sectorial y nacional en pro del desarrollo



Líneas de Acción

Metas

Participantes

y de intercambio de conocimientos, basados en principios que promuevan el desarrollo económico acorde a los intereses institucionales y empresariales y a las orientaciones de las políticas públicas.

energético sustentable del país. b. Se promuevan por medio del Foro Energético Nacional el intercambio de experiencias, los estudios sectoriales, asociaciones con entidades internacionales, universidades, fundamentados en principios que generen desarrollo económico nacional y local.

MINAE, Ministerio de la Presidencia,

empresas eléctricas y de combustibles, universidades, organizaciones sociales, entre

otros.

1.5.1. Promoción de reformas dentro del marco legal para el uso racional y adecuado de aguas y manejo del tema en concesiones de obra pública o servicios públicos.

a. Se logre un ordenamiento del recurso agua a través de una legislación que abarque de forma sustancial el aprovechamiento del mismo, desde el MINAE y el aporte de actores relevantes. b. Otorgamiento de concesiones de aprovechamiento de la fuerza hidráulica para generación eléctrica, asignadas técnicamente de modo tal que no afecten otros usos del recurso agua.

MINAE, Ministerio de la Presidencia,

Asamblea Legislativa,

ICE, empresas eléctricas,

ICAA, SENARA.

1.5.2. Adecuación de la normativa nacional a los tratados y convenios de carácter ambiental y energético, suscritos y ratificados por el país, creando las condiciones y los recursos suficientes para su correcta implementación.

a. Valoración adecuada del recurso agua y definición de una estrategia de largo plazo que asegure el recurso, de manera que puedan desarrollarse los proyectos planteados y asegurar la sostenibilidad ambiental de los existentes y los futuros. b. Disposición de la legislación de recurso hídrico; de tal forma que se cumpla con los compromisos ambientales, así como la de materia adquiridos tanto a nivel de tratados y convenios internacionales como otros que adquiera el país.

MINAE, ICAA,

Asamblea Legislativa, usuarios del

recurso hídrico.

1.6.1. Obligación de los distintos agentes o actores del sector energético de brindar la

a. Poseer una adecuada y exacta información sobre el desarrollo y evolución del mercado energético a



Líneas de Acción

Metas

Participantes

información sobre su actividad en todo ámbito (producción, ventas, precios) no sólo al órgano regulador, sino también a hacedores de política, con las salvedades del caso por tratarse de información reservada, así como con la responsabilidad civil, penal y administrativa por el uso inadecuado de un bien común.

partir de la entrega de información relevante por parte de los actores y agentes del sector, asignando la responsabilidad de solicitar, revisar y procesar dicha información según corresponda. b. Se generan indicadores de gestión, de producción, de generación, ventas, precios y otros, a partir de la información recibida de los agentes de manera tal que los hacedores de política y los tomadores de decisiones puedan efectuar su tarea.

MINAE, DSE,

ARESEP, empresas del

sector.

1.6.2. Imposición de obligaciones mínimas de los agentes o actores del sector para con el consumidor final en materia de los productos o servicios brindados, a fin que los agentes puedan ser multados o sancionados por violentar los derechos de los consumidores.

a. Se crea y aplica un manual de derechos del consumidor en cada una de las etapas de las cadenas del sector energético, a fin de que se garantice su derecho a plantear reclamos por el servicio o bien recibido. b. Las empresas públicas y privadas del sector energético debidamente comprometidas con el cumplimiento de las obligaciones mínimas de calidad de los servicios y los bienes que ofrecen, de modo tal que pueden ser objeto de sanciones por parte del órgano regulador.

MINAE, ARESEP,

Comisión de Defensa del Consumidor, empresas e

instituciones del sector.

1.7.1. Modificación del marco legal de la conservación de energía para hacer obligatoria para las empresas, la promoción de la eficiencia en el uso de la energía por los sectores de consumo.

a. El logro de una modificación sustancial de la Ley 7447 sobre uso racional de la energía, donde se amplían los alcances de la norma original. b. Se dictan normativas en áreas como la eficiencia energética de los edificios, acorde con lo estipulado en las recomendaciones que dicten los especialistas en la materia

MINAE, Ministerio de la Presidencia y Asamblea Legislativa



Líneas de Acción

Metas

Participantes

1.7.2. Dotación de la Comisión Nacional de Conservación de Energía (CONACE) de financiamiento y apoyo logístico a través de los once entes que lo conforman.

a. Fortalecimiento de la Comisión Nacional de Conservación de Energía (CONACE), así como otras que se crean al efecto en el proceso de fortalecimiento del uso racional de la energía.

MINAE, Ministerio de

Hacienda, empresas del

sector.

1.8.1. Fortalecimiento de las instancias de planificación (Consejo Subsectorial de Energía, Dirección Sectorial de Energía y Comité Técnico).

a. Fortalecimiento y mantener activas las instancias de planificación como el Consejo Subsectorial, la DSE y el Comité Técnico Subsectorial con reuniones periódicas y realización de tareas estratégicas.

MINAE, MIDEPLAN, RECOPE S.A,

ICE, CNFL S.A., empresas

del sector.

1.8.2. Integración real de las políticas en materia de energía con un sistema nacional de inversiones o un banco integrado de proyectos de inversión, para coadyuvar a la materialización de las metas trazadas.

a. Materialización de un Sistema Nacional de Inversiones apoyado en un Banco Integrado de Proyectos (BIP) que permite tener un seguimiento de todos los emprendimientos planeados o en ejecución, de los entes de carácter público del sector energético. b. Se espera contar con un catastro de inversiones privadas a materializar en el sector energía, tanto de capital nacional como el proveniente de la inversión extranjera, constituyendo una herramienta fundamental en procesos de planificación con apertura.

MIDEPLAN, DSE, CINDE,

Unión de Cámaras, ICE,

RECOPE S.A., CNFL

S.A., empresas distribuidoras de electricidad.



5. Modernización y desarrollo de infraestructuras en forma oportuna

5.1. Pilar de la Política Energética relacionado La apertura del mercado de la energía, con especial énfasis en los monopolios que se encuentran en diferentes etapas de las cadenas energéticas, de forma gradual, selectiva y regulada que asegure mayor competitividad nacional en el sector energético, de manera que se presten más y mejores servicios y productos energéticos en el mercado nacional, satisfaciendo las necesidades de los consumidores. 5.2. Objetivo Estratégico 2 Estimular el desarrollo sostenible del Sector Energético, tanto en términos ambientales como económicos y sociales, mediante la justificada apertura gradual, selectiva y regulada del mercado; optimizando y aprovechando eficazmente la infraestructura del sector; fortaleciendo y modernizando las entidades públicas, eliminando barreras, creando facilidades de financiación y elevando la competitividad-país. 5.3. Objetivos específicos 2.1. Impulsar el crecimiento sostenible de la oferta energética, generando mercados donde se darán complementariedades entre las organizaciones públicas y privadas, mediante proyectos intersectoriales, redundando en una mayor eficiencia energética y menores costos. 2.2. Optimizar la gestión y aprovechar la infraestructura aumentando la eficiencia y eficacia de las empresas del sector mediante una operación continua y segura de la importación, producción, refinación de petróleo, destilación, trasiego, almacenamiento, distribución y comercialización de los distintos energéticos. 2.3. Ampliar la capacidad de las infraestructuras de los subsectores de combustibles y de electricidad en alianza con otros sectores productivos para expandir las posibilidades de importación y exportación más allá de la actividad portuaria actual, la cobertura geográfica de los poliductos, de las redes de transmisión eléctrica, utilizando una visión estratégica de carácter regional que tome en consideración las particularidades de desarrollo relativo y el tipo de actividades económicas.



2.4. Estimular las inversiones en materia de exploración y explotación de los recursos energéticos del país, así como facilitar, la introducción de nuevas opciones energéticas, preferentemente renovables. 2.5. Aprovechar los beneficios de la integración energética, apoyando proyectos energéticos de índole regional, forjados a partir de alianzas entre las empresas del sector, acuerdos de carácter internacional, y convirtiendo al país en uno de los potenciales líderes de este proceso. 2.6. Establecer una política de precios que refleje los costos reales del bien o servicio energético, eliminando las distorsiones (subsidios cruzados) y otorgando un rédito para el desarrollo, fomentando las inversiones oportunas y necesarias de cara a la integración energética regional. 2.7. Definir tarifas de largo plazo para las energías renovables con base en los mejores criterios técnicos, económicos y ambientales, reconociendo las inversiones más eficientes. 2.8. Disponer de forma oportuna de los recursos financieros para el desarrollo y operación de los proyectos del sector energético acorde con los requerimientos del país y la debida planificación, accediendo a nuevas fuentes y formas de financiamiento y permitiendo a su vez una mayor participación de la inversión privada (nacional e internacional). 2.9. Desarrollar proyectos energéticos donde se minimice el impacto ambiental, aprovechando racionalmente y sosteniblemente los recursos disponibles en el país, respetando las particularidades morfológicas, ambientales, económicas y sociales del lugar donde se ubican dichos recursos o proyectos. 2.10. Promover el desarrollo del capital humano vinculado al sector por las crecientes complejidades sectoriales para fomentar así una economía basada en el conocimiento con responsabilidad social, ambiental y económica.



5.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 a. Desarrollo de la oferta de energía con prevención, mitigación y compensación para minimizar afectaciones ambientales. b. Garantizar a las empresas e instituciones públicas del sector energía el financiamiento de las obras de inversión necesarias. c. Participación pública y privada, ordenada y jerarquizada según el interés nacional. 5.5. Objetivo Estratégico 2: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

Líneas de Acción

Metas

Participantes

2.1.1. Impulso del crecimiento económico con una mayor eficiencia energética, al enfatizar en la consolidación de mecanismos que promuevan una actuación coordinada del sector y el desarrollo de las complementariedades necesarias entre los agentes o actores públicos y privados

a. Se consolide al sector energía como uno de los ejes estratégicos para el logro del desarrollo sostenible y la competitividad por medio de sinergias que permiten que la disposición de la energía sea oportuna y de calidad, con precios competitivos y protección ambiental.

MINAE, instituciones y empresas del

sector.

2.2.1. Evaluación e implementación de los procedimientos que optimicen la gestión y el aprovechamiento eficiente de la infraestructura energética disponible, generando espacios para una mayor rentabilidad de las inversiones sectoriales.

a. Se generan los espacios de coordinación para que puedan dictarse normas y procedimientos que abarquen al sector, evitando a toda costa la ociosidad de la infraestructura y el desaprovechamiento de las capacidades del recurso humano.

MINAE, ARESEP y

empresas del sector.

2.2.2. Seguimiento del Plan Nacional de Energía que permita una retroalimentación de los logros y carencias del sector, así como una mayor transparencia y rendición de cuentas.

a. Se posea una metodología de seguimiento periódico y evaluación anual, ágil y sencilla del Plan Nacional de Energía y de las políticas dictadas en la materia.

DSE, Consejo Subsectorial de

Energía

2.3.1. Incorporación de infraestructura de generación, transmisión y distribución de

a. Que el Plan de Contingencia del ICE logre evitar racionamientos o pérdidas de confiabilidad del



Líneas de Acción

Metas

Participantes

electricidad acorde a la demanda, asimismo, la de los combustibles, mediante la planificación intersectorial, reforzando además la evaluación y actualización de los proyectos, dando prioridad a los más rentables y eficientes para disponer de los recursos oportunos para su materialización.

suministro al menos durante el período 2008-2010. b. El Plan de Expansión del ICE se vaya cumpliendo según lo dispuesto a partir de la liberación de las restricciones presupuestarias anteriores, asegurando así cubrir la demanda futura con holgura. c. Se procurará un arreglo con los generadores privados a los que en un mediano plazo vencen sus contratos originales, a fin de que sigan entregando energía al operador del sistema. Se espera el ingreso de nuevos generadores una vez promulgada la legislación del subsector y se hayan resuelto los contenciosos pendientes. d. Que el ICE logre introducir más seguridad al sistema de transmisión y distribución con la ampliación de líneas, subestaciones, transformadores, entre otros. Las empresas eléctricas municipales y cooperativas harán lo propio en sus áreas de cobertura.

MINAE, ICE y empresas eléctricas

municipales y cooperativas.

2.3.2. Conclusión de la modernización de la refinería de Moín sin descartar nuevas ampliaciones u optimizaciones, según las necesidades del país tanto en términos de cantidad y calidad de los combustibles, como de las normas ambientales.

a. Conclusión a la mayor brevedad posible de la ampliación y optimización de la refinería de Moín con el objeto de elevar la rentabilidad de la empresa, ofrecer mejores productos y reducir las importaciones de derivados, según el porcentaje de variación de la producción estratégica local de derivados de petróleo, como señala el PND 2007-2010.

RECOPE S.A.

2.3.3. Creación de mejores condiciones de infraestructura portuaria petrolera tanto en el

a. Construcción de un nuevo muelle petrolero en Moín con la ampliación de la pantalla de

RECOPE S.A.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

Caribe como en el Pacífico con la finalidad de disminuir los tiempos de espera para atraque de barcos, los tiempos de descarga, ampliar el tamaño de las naves (calado y tonelaje), además de elevar los estándares de seguridad, y reducir la posibilidad de accidentes, disminuir la vulnerabilidad y mejorar el sistema de distribución de combustibles.

atraque, previo a lo cual se hará un dragado para alcanzar cuando menos el calado anterior al terremoto de 1991. b. Construcción de una terminal petrolera en el Pacífico, cuyas obras serán complementadas con un tramo de poliducto hasta el plantel de Barranca.

RECOPE S.A.

2.3.4. Mejoramiento de la eficiencia, cobertura y capacidad de la red de poliductos y planteles con alternativas de un trasiego de mayor volumen, y colocando los combustibles más cerca de los centros de consumo, procurando abarcar más regiones del país como Chorotega, Brunca y Huétar Norte.

a. Aprovechar al máximo los beneficios del Poliducto Moín-La Garita, una vez que sea objeto de ampliaciones y mejoras. b. Se plantearán ampliaciones de los ductos o líneas hasta Liberia, Ciudad Quesada e incluso la zona sur, que eleven la eficiencia y la seguridad del transporte de combustibles. c. Se construirán nuevos planteles de distribución de combustibles, optimizando la red de poliductos.

RECOPE S.A.

2.3.5. Ampliación de la capacidad de almacenamiento y distribución de combustibles, ubicando sitios estratégicos; facilitando el ingreso de nuevos actores; mejorando la calidad del transporte en camiones cisternas, así como la cobertura y modernización de las estaciones de servicio.

a. Se continúa con el Plan de Expansión de Tancaje (PET) para el aseguramiento de los hidrocarburos almacenados. Se modernizarán los planteles de venta, de manera que se vaya implementando la modalidad de 24 horas, siete días a la semana. b. Se espera que la flotilla de transporte de combustibles y los planteles de distribución cuenten con sistemas de recuperación de vapores y carga de producto por el fondo, elevando los niveles de seguridad.

RECOPE S.A.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

c. Las estaciones de servicio deberán cumplir las disposiciones de ordenamiento jurídico vigente a efecto de garantizar la prestación del servicio público. d. Se dispone y se ejecuta un plan para el desarrollo del GLP, dadas las características especiales de dicho energético. El Plan deberá considerar el desarrollo de la infraestructura necesaria para disminuir la vulnerabilidad del actual sistema de distribución.

ARESEP, DGTCC, MINAE y empresas

dedicadas a la actividad

2.4.1. Promoción del desarrollo de fuentes energéticas con las que potencialmente cuenta el país y que anteriormente no han logrado concretarse en sus fases de exploración, diseño o construcción, estableciendo reglas claras y una mayor seguridad jurídica.

a. Se espera una reactivación de las exploraciones petroleras que den como resultado algún tipo de explotación de crudo o gas natural. b. Si se modificara la legislación se podría dar algún tipo de aprovechamiento para generación eléctrica en parques nacionales, tomando en cuenta la fragilidad de los ecosistemas y asegurando el recurso agua para otros fines económicos, ambientales y sociales.

MINAE, RECOPE S.A.,

empresas petroleras

internacionales, ICE,

SENARA, entre otros.

2.4.2. La explotación de fuentes autóctonas reflejada en un crecimiento de la potencia eléctrica instalada y en tecnologías industriales y de transporte que le sean compatibles.

a. Se consolide la explotación de nuevas fuentes renovables (biocombustibles) como opción para incrementar la potencia eléctrica instalada y del transporte. b. Complemento de la generación eléctrica a base de nuevas fuentes renovables con la introducción de tecnología de autoproducción en industrias con dichas fuentes.

MINAE, MIPRO, MOPT,

Cámara de Industrias, UCAEPP.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

2.5.1. Consolidación de mecanismos que permitan la participación nacional en el mercado energético mesoamericano, como el caso del Mercado Eléctrico Regional (MER y SIEPAC) y otros proyectos como gasoductos.

a. Entrada en operación del Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC) y así luego el Mercado Eléctrico Regional (MER). b. Se espera en el mediano plazo una interconexión eléctrica desde México hasta Panamá y muy probablemente, Colombia, ofreciendo una serie de oportunidades y riesgos para los operadores locales. c. Se espera algún tipo de conexión para el suministro de gas natural desde Colombia o Venezuela que venga a apoyar la generación eléctrica e incluso sea de utilización importante por otros sectores como el industrial y el de transporte.

MINAE, ICE, empresas

municipales, cooperativas y

privadas.

MINAE, RECOPE S.A.

2.5.2. La búsqueda de alianzas estratégicas para la construcción de una refinería capaz de procesar crudos pesados y de carácter regional, así como para el logro de la modernización de la Refinadora Costarricense de Petróleo (RECOPE).

a. Se contará con una refinería regional en el país con el objeto de procesar crudos pesados como el maya u otros, y suplir el mercado centroamericano. En su defecto, RECOPE concretará alianzas estratégicas con reconocidas empresas estatales de carácter internacional a fin de mejorar su competitividad.

MINAE-RECOPE S.A.

2.6.1. Definición de criterios orientadores de tarifas y precios, que incorporen los cargos por inversiones, evitando así desfases entre la inversión necesaria y la demanda de energía, para reflejar los costos reales de los bienes y servicios energéticos.

a. Identificación de nuevos criterios en materia de precios y tarifas los que servirán de base para la revisión de las metodologías vigentes, reflejando así costos reales y contemplando un rédito para inversión.

ARESEP



Líneas de Acción

Metas

Participantes

2.6.2. La política tarifaria y de precios debe reflejar los costos marginales (incluyendo los ambientales) coadyuvando a controlar los “picos de demanda” eléctrica, mediante tarifas horarias diferenciadas.

a. Las tarifas eléctricas deben “desestimular” los consumos en “horario pico” que exigen la disposición de una mayor potencia instalada, de manera que orienten a los usuarios a realizar más actividades en “horarios valle”. b. Promoción de los beneficios para el consumidor y para el país de las tarifas aplicadas en los períodos valle, a diferenciada del horario “pico”.

ARESEP, ICE y demás

distribuidores

ARESEP, RECOPE S.A.,

otros

privados. distribuidores

2.6.3. Implementación de procedimientos de fijación de tarifas eléctricas o precios de los combustibles de forma más ágil por parte del órgano regulador, para contribuir no sólo a la competitividad país en la eventualidad de mercados regionales de energía.

a. La ARESEP u órgano regulador introduce procedimientos más flexibles de fijación de precios de los combustibles, basados en referencias internacionales, los cuales pueden ser semanales, quincenales o mensuales, entre otros. b. La definición de tarifas eléctricas será con más celeridad para evitar contratiempos a las empresas del sector, ya que de continuar el esquema actual estarían en franca desventaja frente a las de los otros países participantes en la interconexión eléctrica regional.

ARESEP, ICE,

empresas distribuidoras y

actores privados.

2.7.1. Eliminación del subsidio a las compras en bloque que hacen los distribuidores al ICE, a fin de eliminar distorsiones y permitir a los generadores, tarifas justas que financien los planes de inversión.

a. Se elimina el subsidio a las compras en bloque que reciben las distribuidoras JASEC y la ESPH, en razón de que existirá un mercado nacional y mesoamericano de electricidad, a la vez que se genera paridad de condiciones.

MINAE ARESEP,

ICE

2.7.2. Determinación de los precios de equilibrio para cada tipo de

a. Se logra una mayor homogeneidad en los precios

ARESEP, RECOPE S.A.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

derivado del petróleo, eliminando así subsidios cruzados sin justificación económica, lo cual constituye un factor clave para la competencia internacional.

relativos de un derivado del petróleo a otro, considerando los precios publicados de la Costa del Golfo de México u otros países proveedores. b. Se logran precios competitivos respecto a los demás países de la región mesoamericana, especialmente en los principales productos derivados del petróleo.

y distribuidores privados.

2.8.1. El intercambio de información y de experiencias en materia de opciones de financiamiento, evaluando y adoptando esquemas novedosos o bien exitosos en diversas partes del mundo.

a. Realización de reuniones de trabajo sistemáticas entre los agentes o actores del sector, tanto a nivel nacional como regional y con apoyo internacional a partir de la conformación de un Foro Energético u alguna otra instancia para el intercambio de experiencias. b. Se generan estudios de preinversión que faciliten la aplicación de alternativas de financiamiento como Construya, Opere y Transfiera (en inglés, BOT), Construya, Arriende y Transfiera (en inglés, BLT), o bien, fideicomisos, alianzas estratégicas, atracción de inversiones u otros.

MINAE en coordinación

con empresas y asociaciones

2.9.1. Incorporación de estándares ambientales de clase mundial a los proyectos de infraestructura energética, así como del respeto a la cultura y actividades económicas locales en todas las fases o etapas de las cadenas energéticas, superando si es el caso los estándares de la legislación vigente.

a. Se han desarrollado e implementado instrumentos económicos para compensar el impacto ambiental e incorporar dichos elementos en las metodologías de evaluación de proyectos y en las de definición de tarifas y precios.

MINAE

b. Se incorporan indicadores y medidas de mitigación ambiental de



Líneas de Acción

Metas

Participantes

clase mundial, incluyen sobre todo la creación propia como anteriormente ha producido el país. c. Se crea un sistema de gestión ambiental en las empresas del sector que permita el logro de los estándares planteados, a la vez que se obtiene un sello de país “neutro” en lo referente a su impacto ambiental. d. La Secretaría Técnica Ambiental (SETENA) es reforzada de modo tal que pueda brindar un mayor control para una correcta ejecución ambiental de los proyectos y poder tramitar en forma más ágil los estudios de impacto ambiental, asimismo, mejorar la calidad de los análisis y sobretodo, contando con los medios adecuados para fiscalizar los proyectos.

2.10.1. Fomento de procesos de capacitación continua y de alto nivel, que permita al sector contar con los profesionales, técnicos y obreros mejor capacitados para elevar la calidad de la planificación, diseño, construcción y operación de los proyectos energéticos e inclusive prepararlos para situaciones de emergencia.

a. Se capacita a todo el personal operativo de las instituciones y empresas del sector en materia de atención de emergencias. b. Se capacita al personal técnico y profesional por medio de cursos cortos, pasantías, becas, prácticas, así como actividades similares para el resto de la empresa o institución.

Las empresas e instituciones

del sector apoyados por la Comisión Nacional de

Emergencias.

2.10.2. Generación de mayor investigación e innovación en el sector, tanto en universidades locales como en las empresas, para elevar la productividad de los activos humanos y materiales.

a Se contará con diversas instancias o convenios donde interactúen las universidades, las empresas e instituciones del sector para el desarrollo conjunto de investigaciones, prácticas profesionales, estudios y cursos de especialización, pasantías en el extranjero u otros medios que generen una mayor productividad.

MINAE, CONARE, MICYT y

universidades u otras entidades



6. Reducción de la vulnerabilidad externa y seguridad del abastecimiento

6.1. Pilar de la Política Energética relacionado Asegurar el abastecimiento energético, el cual debe propender con responsabilidad ambiental, social y económica. 6.2. Objetivo Estratégico 3 Asegurar el abastecimiento energético de manera sostenible minimizando la vulnerabilidad y dependencia externa. 6.3. Objetivos específicos 3.1. Asegurar el abastecimiento energético nacional considerando las mejores condiciones de costo, calidad y oportunidad. 3.2. Reducir la dependencia energética externa y la vulnerabilidad asociada a las fuentes no renovables como el petróleo y sus derivados, con énfasis en el sector transporte y la generación eléctrica. 3.3. Apoyar al sector transporte a reorientar hacia medios más eficientes de movilización de carga y pasajeros, para lo que es necesario un ordenamiento e inversiones acorde con tecnologías modernas. 3.4. Implementar un programa de asistencia a consumidores de escasos recursos, especialmente las de zonas rurales y marginales que se financiaría con un aporte solidario de los mayores consumidores y que sería aplicado según las políticas sociales del Estado a fin de lograr la máxima efectividad posible. 6.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 a. Menor vulnerabilidad y riesgo posibles, en la importación, producción, transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de la energía. b. Participación creciente de las fuentes renovables y menos contaminantes. c. Que el acceso a la energía para toda la población sea una realidad.



6.5. Objetivo Estratégico 3: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

Líneas de Acción

Metas

Participantes

3.1.1. Fomento y consolidación de las prácticas de compras internacionales de crudo y derivados, en condiciones favorables para el país en materia de costo, calidad y oportunidad, basados en principios como el de diversificación de fuentes y adquisiciones debidamente planificadas que no comprometan el suministro nacional.

a. Se mantenga la eficiencia en el proceso de compras de crudo y derivados, el cual se fortalece con la diversificación de los proveedores, así con embarques (parcelas) más grandes. b. En el supuesto que proceda una apertura de la importación de combustibles, se establecerán controles sobre los importadores privados y RECOPE S.A. de modo tal que no se comprometa el suministro nacional.

RECOPE S.A., empresas importadoras

y distribuidoras

de combustibles.

3.2.1. Reducción de las pérdidas de energía durante la cadena de suministro, desarrollo de reservas estratégicas de combustibles e impulso de la eficiencia energética.

a. Se cuenten con los mejores planes anuales de mantenimiento y rehabilitación de la infraestructura energética a lo largo de las cadenas respectivas. b. Se cuentan con altos niveles de confiabilidad, especialmente en las áreas de generación, transmisión y distribución eléctrica. c. Se dispone de almacenamiento estratégico de al menos treinta días venta para diésel y quince días para gasolinas, distribuidos geográficamente según la demanda, asimismo de GLP acorde a lo establecido en su plan maestro.

Cada una de las empresas e instituciones

del sector energético.

3.3.1. Preparación de diversos planes: de contingencia de electricidad y de combustibles, del desarrollo del transporte público, ordenamiento de la actividad del transporte de carga tanto nacional como internacional, promoción de horarios flexibles de trabajo y

a. Se cuenta con un plan sectorial de contingencia que abarca tanto el subsector eléctrico como el de combustibles. b. Se cuenta con planes de contingencia según las características propias de las

Cada una de las empresas e instituciones

del sector energético



Líneas de Acción

Metas

Participantes

trámites digitales u otros que racionalicen los desplazamientos.

empresas o instituciones del sector, tanto contra desastres naturales como fallas de operación o de provisiones.

ICE, Gobierno de la República, distribuidoras

eléctricas.

3.4.1. Logro del acceso universal de todas las personas a los servicios eléctricos y cuando se justifique, dotar, a aquellas personas, mediante una ayuda estatal que les permita no solo tener acceso a la red sino pagar regularmente por el servicio.

a. Se completa el acceso de la totalidad de la población al servicio eléctrico, mediante el uso de distintas tecnologías, para lo cual el Estado subsidia a los que no tengan los medios para pagar por dicha conexión.

3.4.2. Promoción de un canon o cargo fijo a todos los usuarios del servicio eléctrico para financiar programas de electrificación rural y del apoyo a hogares que por su condición de pobreza requieran de ayuda, especialmente en zonas alejadas o urbano-marginales, las cuales serán seleccionados mediante bases de datos de algún programa o institución estatal que busque la reducción de la pobreza. Lo cual incluye la preparación de un proyecto de ley o decreto para que administre este cargo por medio de un Fondo.

a. Se establece un Fondo por medio del cual se ayudará a las familias e instituciones que no tengan los medios pecuniarios para pagar las cuentas de luz, garantizando así, un acceso universal del servicio. Dicho Fondo será financiado con el aporte solidario de todos los demás consumidores, por medio de un canon creado al efecto. b. El Fondo distribuye las ayudas según la calificación de pobreza de la familia o institución que consta en los registros únicos que para ello posee el Estado en el IMAS, dichas ayudas no son permanentes por lo tanto el beneficio es suspendido una vez que no califique.

Ministerio de Vivienda,

IMAS, Gobierno de la República, distribuidores

eléctricos.



7. Diversificación de las fuentes de energía y cambio climático

7.1. Pilar de la Política Energética relacionado a los problemas anteriores Fomentar el uso de fuentes autóctonas y renovables de energía que sean económica, ambiental y socialmente viables. Se impulsará las energías renovables de origen nacional prioritarias, respetando las tres condiciones establecidas, para así reducir la exposición a las crisis petroleras que golpean directamente al país dada su condición de importador neto. Este objetivo encierra el dedicar esfuerzos y recursos a la explotación sostenible de la riqueza energética nacional, en la variedad y viabilidad posibles. 7.2. Objetivo Estratégico 4 Incrementar la diversificación de la oferta energética, promoviendo la investigación, tecnología y desarrollo de infraestructura de las fuentes de energía renovables, alternas y las autóctonas, propiciando una mayor sostenibilidad ambiental y financiera, coadyuvando al desarrollo económico nacional y local, así como reduciendo la exposición externa. 7.3. Objetivos específicos 4.1. Promover el desarrollo y uso de nuevas fuentes alternativas de energía, mediante la implementación de proyectos utilizando fuentes como la biomasa, los biocombustibles, la energía solar y eólica, entre otras, cuyos potenciales se identifiquen atendiendo el impacto del cambio climático a futuro. 4.2. Promover la investigación y la oferta de tecnología y equipos de energías alternas que sean ambientalmente amigables, eficientes y económicamente accesibles: energía hidroeléctrica, geotérmica, eólica, eólica marina, solar, biomasa, hidrógeno y otras. 4.3. Continuar los esfuerzos para lograr una reducción sostenida de las emisiones de gases de efectos invernadero, así como de los impactos de las fuentes estacionarias y móviles de polución, implementando las recomendaciones de las autoridades estatales de carácter ambiental. 4.4. Interiorizar las externalidades negativas que generan las emisiones contaminantes a la atmósfera, de modo tal que las tarifas eléctricas y precios de los combustibles contribuyan efectivamente a dicho fin, que incentive las fuentes más limpias y desestimule las más contaminantes.



4.5. Fomentar el desarrollo de encadenamientos entre la actividad energética y el sector productivo que generen inversión y empleo en zonas de menor desarrollo relativo, así como en sectores como el de construcción, industrial, turismo, ingeniería, mantenimiento de equipos, laboratorios, universidades, proveedores locales, entre otros, a efecto de facilitar un impacto positivo de las energías alternas en la economía nacional. 7.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 a. Incorporar los biocombustibles (etanol, biodiésel) en sustitución del petróleo. b. Promover soluciones energéticas descentralizadas como medio de reducción de la pobreza. c. Mantener y promover la participación de las fuentes renovables en la generación eléctrica. d. Lograr la utilización de la biomasa en usos energéticos productivos con mayor eficiencia. 7.5. Objetivo Estratégico 4: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

Líneas de Acción

Metas

Participantes

4.1.1. Valoración del potencial de los recursos energéticos renovables y alternos para promover el aprovechamiento de éstos.

a. Se cuente con un estudio actualizado y completo del potencial nacional de fuentes renovables no convencionales, especialmente de las biomásicas. Deben actualizarse los estudios de potenciales ante la amenaza de cambio climático. Deben evaluarse potenciales de otras fuentes no exploradas como la energía marina, eólica marina, solar y otras. Desarrollo de proyectos piloto en nuevas fuentes renovables no convencionales. b. Se dispone de un estudio de factibilidad para la generación de electricidad con fuentes alternas de energía nacionales.

MINAE, RECOPE S.A.,

ICE, universidades.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

c. Se dispone de estudios acerca de la sustitución del consumo de combustibles fósiles, potencial explotable y exportable de dichas fuentes alternas.

4.1.2. Impulso de la expansión de las actividades de biocombustibles y otras opciones a partir de biomasa.

a. A partir del 2008 se implementará el uso de biocombustibles en el transporte, generación eléctrica y se desarrollan estudios para medir el potencial de la refinación, generación y comercialización de productos energéticos a partir de biomasa, además del producto de la descomposición de basura, residuos de papel y otras fuentes de celulosa.

MINAE, RECOPE S.A.,

MIPRO, universidades.

4.1.3. Apoyo a las actividades de promoción y la comercialización de biocombustibles y sus aplicaciones tecnológicas, así como opciones de generación eléctrica y de reconversión de vehículos, industrias y plantas térmicas.

a. Se apoyan todos los eventos para la utilización y demostración de aplicación de energías alternas como ferias comerciales y científicas, presentación de nuevas tecnologías y todo lo concerniente con Investigación y Desarrollo en esta materia.

MINAE, MICYT, ICE,

cámaras empresariales.

4.2.1. Impulso de la investigación y transferencia al país de tecnologías limpias para la incursión de nuevas cadenas de producción, de transporte y de mercado de energía limpia (como el hidrógeno u otros), fortaleciendo la capacidad técnica, logística, financiera y legal para potenciar integralmente dichas actividades según los requerimientos del país.

a. Cuando los equipos y tecnologías en energías alternas (como las base de hidrógeno o la solar) sean debidamente probados y sus costos sean financieramente asequibles en el país, se espera que ingresen apoyados con la promoción debida.

MINAE, RECOPE S.A.,

ICE y empresas del

sector., universidades y

entes de investigación.

4.2.2. Definición y aplicación de elementos o parámetros que incentiven el uso de fuentes alternas de energía dentro de la política tarifaria y de precios.

a. Se desarrollan metodologías que incorporan el uso de fuentes alternas en las políticas de precios, atendiendo los costos iniciales mayores de las nuevas tecnologías y su menor impacto ambiental.

MINAE ARESEP



Líneas de Acción

Metas

Participantes

4.3.1. Coordinación con la industria a fin de lograr la aplicación de estrictos estándares de emisiones, que contribuyan a la reducción de los impactos dañinos sobre el ambiente

a. Se establecen parámetros de emisiones de gases de efecto invernadero en conjunto con la industria y otros sectores, de modo que el país lidere los esfuerzos en la Región en cuanto a combate del calentamiento global.

MINAE, ARESEP,

sector privado.

4.3.2. Establecimiento de propuestas realizables de reducción de las emisiones de dióxido de carbono, así como de todo tipo de contaminación de efecto invernadero con el propósito de reducir los factores negativos para la atmósfera a la vez que se contribuye en materia de cambio climático

a. Se establecen programas con valores porcentuales de reducción de emisiones contaminantes sectoriales y uno de carácter nacional a fin de ir mitigando el efecto sobre el cambio climático, los cuales serán realizables y monitoreados.

MINAE, grupos de la sociedad civil vinculados al

tema, PNUMA

4.3.3. Coordinación con los desarrolladores urbanísticos para reducir las denominadas “islas de calor” o bien propiciar mejoras en la iluminación que minimicen los consumos energéticos de las casas y edificios, aplicando conceptos de energía alterna y uso eficiente.

a. Se incorporan las recomendaciones de los expertos en arquitectura tropical a la hora del diseño y construcción de edificios de oficinas, residencias y otros; a fin de que sean energéticamente más eficientes que los actuales. b. Se realizan estudios en los edificios y viviendas actuales con el objeto de recomendar remodelaciones o ajustes a los mismos, de modo tal que se reduzca el consumo de electricidad para iluminación o refrigeración.

MINAE, CFIA, Cámara

de la Construcción, CNFL S.A.,

ICE, en conjunto con instituciones y profesionales interesados.

4.4.1. Reducción de las externalidades negativas de las actividades energéticas, especialmente de los combustibles donde el tributo para reforestación no es suficiente para compensar el daño ambiental generado.

a. Se realiza una revisión de la estructura tributaria que recae sobre los combustibles de manera tal que favorezcan a los derivados menos contaminantes, sea por medio de un nuevo balance de los tributos actuales o la introducción de alguno con fines ambientales.

MINAE, ICE, CNFLS.A., empresas

generadoras y distribuidoras, RECOPE S.A.,

partidos políticos,



Líneas de Acción

Metas

Participantes

Asamblea Legislativa y Ministerio de

Hacienda. 4.4.2. El subsector eléctrico, revisará los planes de manejo de cuencas u otros para minimizar el impacto ambiental para saber si son suficientes o requieren de algún ajuste.

a. Se mantienen y se evalúan las acciones de mitigación como manejo de cuencas, reforestaciones u otras, realizadas por el ICE y empresas eléctricas, ya que no sólo reducen las vulnerabilidad por el cambio climático, sino que mejoran la productividad hidroeléctrica.

CNFL S.A., ICE, empresas generadoras y distribuidoras.

4.4.3. Reforma tributaria comprehensiva que modifique los impuestos actuales a los combustibles pasando de un enfoque de gravar bajo un “principio de capacidad de pago” a uno “del que contamina, paga” propiciando que se desestimulen las fuentes más contaminantes sin afectar las finanzas públicas.

a. Se realiza una reforma tributaria comprehensiva partiendo de un cambio en los principios de imposición utilizados y que eventualmente puede ir más allá, llegando a reformar la de los vehículos (aranceles e impuesto al ruedo).

MINAE, RECOPE S.A.,

partidos políticos, Asamblea

Legislativa y Ministerio de

Hacienda.

4.5.1. Establecimiento de mecanismos de coordinación con proveedores de equipos energéticos a fin de lograr transferencia tecnológica, y su adaptación al país.

a. Se establecen alianzas con los proveedores de equipos energéticos extranjeros a fin de que se de una adecuada transferencia tecnológica al país. b. Se logra la instalación de alguna de las empresas desarrolladoras de tecnologías energéticas en el país como parte de la atracción de inversiones, o bien, se forman firmas nacionales que explotan diversos nichos en ese campo.

MINAE, MICYT,

CONARE, CINDE.

4.5.2. Otorgamiento de prioridad al desarrollo de fuentes nuevas de energía (renovables o no) que garantice la consolidación de capacidades nacionales de recursos humanos, técnicos y de equipos en

a. Se contará en una primera etapa con un incremento en el consumo del GLP y la introducción del gas natural como fuentes alternativas para el sector residencial, transporte e industrial y en la

MINAE, ICE, ICT, MIPRO.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

la materia.

generación de electricidad. b. Incremento del porcentaje de generación con fuentes renovables, especialmente aquellos en parques nacionales, siempre y cuando la legislación lo permita.

4.5.3. Promoción de la inversión nacional y extranjera en fuentes renovables teniendo en cuenta a todos los sectores productivos que puedan ser partícipes de dichas iniciativas, especialmente el sector agroindustrial y las regiones económicamente más deprimidas del país.

a. Se elaboran y publican catálogos sobre equipos que usan fuentes alternas. b. Se generan mecanismos para crear sinergias entre el sector energético y el sector agropecuario para introducir en forma agresiva las fuentes biomásicas de energía. c. Se incentiva la generación térmica con base en recursos nacionales (biomasa) especialmente en ingenios azucareros (aprovechamiento del bagazo). d. Se establece un Premio Nacional de Investigación para el desarrollo de equipos que usen fuentes alternas.

MINAE, MIPRO,

ARESEP, ICE, CONICYT,

LAICA, Ingenios y

otras instituciones



8. Uso eficiente, racional y ahorro de la energía

8.1. Pilar de la Política Energética relacionado a los problemas anteriores Mitigar el crecimiento de la demanda a través de un uso racional de la energía, reorientando el consumo mediante cambios estructurales que conduzcan a reducir la demanda vía ahorro y uso eficiente, incluyendo la orientación del desarrollo nacional hacia sectores económicos menos intensivos y de mayor productividad energética así como nuevos sistemas de transporte sostenibles. 8.2. Objetivo Estratégico 5 Impulsar un consumo energético eficiente en todos los sectores de los bienes y servicios energéticos con calidad y continuidad; para lo cual se promoverá una política de precios congruente con la oferta y demanda de energía, el uso de equipos con tecnologías más eficientes, así como una mayor cultura de conservación y uso racional de la energía. 8.3. Objetivos específicos 5.1. Lograr un uso eficiente de la energía que se traduzca en un crecimiento sostenible del consumo energético nacional, mediante el fortalecimiento de los programas educativos que promuevan el ahorro energético y de la cultura de uso racional así como la disminución de la contaminación, entre otros. 5.2. Fomentar el establecimiento e implementación de políticas de eficiencia energética a lo interno de los subsectores y de las entidades, mediante la creación de un Fondo mediante ley que recolecte recursos originados en tarifas y aportes, dirigidos al financiamiento de programa internos y externos de Eficiencia Energética y el establecimiento de normas en dicha dirección. 5.3. Promover una cultura institucional y empresarial basada en el desempeño y metas alcanzables para el sector, convirtiéndola en factor clave de la competitividad al propender a la reducción relativa de los precios de la electricidad y combustibles que forman parte de la cadena productiva. En síntesis, desarrollar mercados energéticos más competitivos. 5.4. Promover la conservación de energía en el sector transporte, logrando un uso más eficiente dentro del mismo, para lo cual el Estado estimulará el ingreso de vehículos con motores híbridos, desarrollará el transporte ferroviario de carga, los trenes ligeros



urbanos así como las inversiones en materia vial que correspondan para la reducción de la congestión vehicular. 8.4. Líneas estratégicas de la Política Energética 2006-2010 a. Impulsar con mayor fuerza los programas de ahorro y uso eficiente de la energía b. Desarrollar una cultura de uso racional de energía en todos los sectores y el empleo de tecnologías eficientes y ambientalmente amigables. c. Introducir tecnologías limpias para el transporte: electricidad, hidrógeno, celdas de combustible. 8.5. Objetivo Estratégico 5: Matriz de Acciones y Resultados Esperados

Líneas de Acción

Metas

Participantes

5.1.1. Fomento de una cultura regional de consumo racional y eficiente de energía, haciendo énfasis en la reducción de las fuentes energéticas importadas y en la de las emisiones de gases de efecto invernadero.

a. Se implementan medidas de uso eficiente de energía al menos con el objeto de que sirvan con fines demostrativos. b. Se introduce en los cursos de educación vial el tema de la conducción eficiente e incluso se debe estudiar la posibilidad de introducirlo a quienes renuevan licencia.

MOPT, RECOPE S.A.

5.1.2. Inserción de programas educativos sobre la energía, su uso y conservación, en la educación básica, a fin de propiciar un cambio cultural a mediano y largo plazo.

a. Se alcanza un nivel alto de cobertura de los centros de educación primaria con guías didácticas y software educativo. b. Se logra un alto nivel de cobertura en liceos y colegios en cuanto a la difusión de material informativo que promueva el uso racional de la energía y la disminución de la contaminación.

MINAE, RECOPE S.A.,

CNFL S.A, ICE, MEP,

centros educacionales

privados.

5.1.3. Desarrollo de campañas de sensibilización acerca del uso eficiente de la energía dirigidas a la población en general, enfatizando

a. Se desarrollan campañas permanentes de carácter formativo dirigidas a la población en general y a ciertos segmentos según el

MINAE, RECOPE S.A.,

ICE, CNFL S.A.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

en temas como eficiencia de equipos, uso racional de la energía, aprovechamiento energía en horarios valle (en electricidad), reducción del uso del vehículo particular y conducción eficiente.

tema específico (usuarios y consumidores), todo dentro del ámbito de uso racional de energía.

ICE, CNFL

S.A. y empresas distribuidoras

5.2.1. Desarrollo de planes y programas de conservación y uso racional de energía que coadyuven al mejoramiento de la eficiencia energética de los equipos y sistemas que utilizan los diversos sectores del país.

a. Se continúan los esfuerzos por reducir las pérdidas técnicas y no técnicas de electricidad, a niveles internacionales, mediante las acciones correspondientes. b. Se mantienen y mejoran los estándares de eficiencia en el trasiego y almacenamiento de combustibles a través del Sistema Nacional de Combustibles, se amplía la cobertura del sistema de poliductos, para minimizar el transporte por cisternas. c. En complemento con las acciones anteriores, se desarrolla una metodología que detecte y cuantifique las pérdidas energéticas en las cadenas.

RECOPE S.A.y demás actores del subsector

DSE en conjunto con el

ICE

5.2.2. Creación de un Fondo que financie los programas internos y externos de Eficiencia Energética mediante el aporte de los consumidores de todos los sectores en las tarifas y precios.

a. Se procura que todas las empresas tengan planes de eficiencia energética que se actualicen periódicamente acorde a las circunstancias. b. Reconocimiento por parte del órgano regulador de las inversiones realizadas por los actores del sector energético en programas de ahorro, en caso de no prosperar la creación del Fondo.

DSE, ARESEP, CNFL S.A.,

ICE, RECOPE S.A.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

5.3.1. Ejecución de programas de ahorro y conservación de energía en los entes públicos y privados a fin de lograr eficiencias energéticas sostenidas a lo largo del tiempo.

a. En un plazo razonable las instituciones y empresas públicas de todos los niveles y ámbitos de acción, implementarán planes o programas de ahorro de energía que serán monitoreados. b. Se define un plan para el uso de biocombustibles u otras tecnologías limpias en la flota vehicular del sector público como antesala de su aplicación general. c. Se aplican nuevas regulaciones acerca de eficiencia energética a los grandes consumidores.

MINAE, DSE, Gobierno de la

República

5.3.2. Promoción de una cultura empresarial que fomente el uso racional de la energía, como elemento de competitividad sectorial y de país, apoyada por precios que reflejen el costo real de la energía.

a. Se espera contar con una cultura empresarial donde el consumo energético sea un tema estratégico para lograr la competitividad de las firmas y las actividades económicas, la cual sería reforzada con lazos institucionalizados.

MINAE, DSE, MIPRO, Unión

de Cámaras, Gobierno de la

República.

5.3.3. Implementación de prácticas y equipos de consumo energético más eficiente en el Sector Público, como elemento demostrativo y de solidaridad con el resto del país.

a. Se espera generar un cambio en el consumo energético del sector público fundamentado en un principio de solidaridad y consecuente con las políticas que impulsa mediante normas y capacidades de regulación y promoción.

Presidencia de la República,

MINAE, empresas e

instituciones públicas.

5.3.4. Promoción de la oferta y demanda de equipos eficientes, así como regulaciones para la importación y así desestimular la utilización de equipos de alto consumo energético.

a. Se fomenta el ingreso al país y la utilización de equipos eficientes de energía, mostrando las ventajas no sólo para el país sino también para los usuarios de las mismas. b. Se desincentiva el uso de vehículos, máquinas y equipos que signifiquen un consumo intensivo de energía, esto por medio de aranceles a la importación o mayores impuestos internos.

MINAE-

Ministerio de Hacienda-de

Ciencia y Tecnología.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

5.3.5. Coordinación de las empresas e instituciones del sector energía con otros sectores de servicios públicos como los de suministro de agua y telecomunicaciones a fin de evitar duplicación de esfuerzos en ciertas áreas y potenciar el desarrollo de proyectos conjuntos, así como atacar las causas de la ineficiencia energética.

a. Se logra una adecuada coordinación para que las obras que implican intervención del tendido eléctrico o bien, del cableado subterráneo u otros, se realicen en coordinación con otros entes públicos y empresas de servicios a fin de evitar duplicar esfuerzos, mayores inconvenientes a los usuarios y pérdidas por congestión.

MIDEPLAN, ICCA, ICE, CNFL S.A.,

empresas distribuidoras,

empresas de TV cable.

5.4.1. Expansión de las capacidades de transporte de carga intermodal para reducir el uso energético de este sector, mediante la coordinación interinstitucional, especialmente el Ministerio de Obras Públicas y Transportes, las municipalidades, así como las organizaciones gremiales y empresariales.

a. Se interviene el subsector de transporte de carga, de modo que se utilicen distintas opciones de traslado, almacenamiento y transferencia que minimicen los desplazamientos logrando mayores eficiencias económicas y energéticas. b. Se crea una Autoridad del Transporte de Carga dentro del MOPT que regulará todo lo relacionado con permisos, promoción de medios de transporte y equipos, horarios y requerimientos básicos.

MOPT, INCOFER,

municipalidades, empresarios

privados.

5.4.2. Instauración de horarios laborales flexibles en un sentido amplio (jornadas que inicien a distintas horas, duración de jornadas diferenciadas) mediante las reformas legales pertinentes, que permitan la reducción de los congestionamientos viales y del transporte público.

a. Se reforma la legislación laboral de modo que las empresas puedan establecer jornadas de trabajo escalonadas (semanas no necesariamente de cinco o seis días laborales) u otras como el trabajo a distancia, que impactarían en los desplazamientos en horarios pico y atenuarían los congestionamientos.

MTSS, MINAE, Asamblea

Legislativa, organizaciones

laborales, empresas privadas.

5.4.3. Impulso de la actividad ferroviaria de pasajeros mediante tramos interprovinciales de trenes ligeros como urbanos con sistemas ordenados y masivos como tranvías o metro, apoyados en una

a. Se cuenta con líneas de tren ligero al menos entre Heredia y San Pedro de Montes de Oca, así como desde otras comunidades que coadyuven a reducir los desplazamientos de autobuses en

MOPT, INCOFER,

municipalidades, MINAE,

RECOPE S.A., ICE, CNFL



Líneas de Acción

Metas

Participantes

red de autobuses para los sectores no cubiertos directamente por los anteriores.

primera instancia y de vehículos particulares, en segunda instancia. b. Se cuenta con algún tipo de transporte ferroviario masivo de personas de tipo urbano que reduzca o elimine la entrada de autobuses al centro de San José (tren ligero, metro o tranvía). c. Las redes de tren eléctrico interprovincial y de transporte urbano contarán con estaciones de transferencia donde las personas puedan conectarse con autobuses que sirvan de complemento. d. Se realizan las adecuaciones y previsiones del caso en el tema eléctrico a fin de que puedan soportar las líneas de ferrocarriles u otros medios que utilicen esta fuente de energía. Lo mismo sería extensible a las estaciones de servicio para el caso de los biocombustibles.

S.A. y distribuidoras

eléctricas.

MOPT, INCOFER,

inversionistas privados

5.4.4. Desarrollo de complementariedades entre las tecnologías de transporte eléctrico y a base de combustibles que propicien las inversiones más eficientes y rentables desde el punto de vista social, con una participación activa y proactiva del sector energía.

a. Se desarrolla un sistema de transporte de carga por medio de ferrocarriles de trocha angosta a lo interno del Área Metropolitana, así como hacia los puertos, el cual será complementado con una flota de camiones movidos a base de biocombustibles. b. En el ámbito urbano se desarrollan líneas de buses articulados con biocombustibles los cuales contribuyen a reducir la contaminación ambiental en el Área Metropolitana de San José.

MOPT, INCOFER,

inversionistas privados, gobiernos amigos.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

c. Se estudian opciones para centros de ciudades congestionadas que pueden implicar la combinación de tecnologías, a una escala menor.

5.4.5. Mejoramiento de la eficiencia energética de la flota vehicular mediante acciones concretas como buena calidad de los combustibles, adecuado mantenimiento de los vehículos, así como restricciones a la importación y circulación de vehículos con tecnologías obsoletas

a. En el Área Metropolitana de San José a fin de mitigar el consumo y las congestiones en determinados horarios y lugares. b. Se restringe la importación de vehículos usados de determinada antigüedad o bien, que no cumplan con las características mínimas que se solicitan para el parque automotor, para lo cual, la autoridad correspondiente publicará las listas de dichos modelos. c. Se persigue un mejoramiento continuo de los combustibles y biocombustibles de modo tal que sean menos contaminantes y mejoren el rendimiento de los vehículos. d. Se promueve una cultura de adecuado mantenimiento de los vehículos a fin de mejorar la eficiencia en el consumo de los carburantes.

Presidencia de la República, Ministerio de

Hacienda, RECOPE S.A., MINAE, DSE, municipalidades

5.4.6. Promoción de los vehículos eléctricos, híbridos u otros de tecnología limpias como los del tipo “flex fuel” que permitan el desarrollo de la actividad de los biocombustibles y una reducción de las importaciones de combustibles fósiles, disminuyendo o eliminando la carga tributaria que pesa sobre dichos tipo de vehículos.

a. Se promueven compras de vehículos en el sector público del tipo eléctrico, híbridos y “flex fuel” como aporte al proceso de reducción de la contaminación ambiental, así como medio de difusión de dichas tecnologías.

MINAE, Ministerio de

Hacienda, Presidencia de la República.



Líneas de Acción

Metas

Participantes

5.4.7. Apoyo a la planificación urbana y del transporte para que en los planes de obras y de ordenamiento territorial-sectorial se materialicen y contribuyan no sólo a un uso más eficiente de la energía sino a un desarrollo local armónico.

a. Se cuentan con convenios en ejecución con el MOPT, PRUGAM, Ministerio de Vivienda, municipalidades, empresas de transporte público y de carga, entre otros, para el ordenamiento territorial y uso energético más eficiente.

MINAE e instituciones relevantes.

Bibliografía

Alvarado, Fernando y Molina, Arturo (2007) “Reestimación de algunas cuentas de los Balances Nacional es de Energía para eliminar cambios no explicados, 1989-2006”, trabajo estadístico culminado el 20 de noviembre de 2007, DSE: San José, Costa Rica. Dobles, Roberto (2006) “Política Energética 2006”, documento en prensa, MINAE: San José, Costa Rica. Empresa de Pesquisa Energética (2007) “Formulação do Plano Energético Nacional a longo prazo”, Ministério de Minas e Energía: Rio de Janeiro, Brasil. Ministerio de Planificación y Política Económica (2007) “Plan Nacional de Desarrollo, Jorge Manuel Dengo, 2006-2010”, MIDEPLAN: San José, Costa Rica. Ministerio del Ambiente y Energía (2006) “Política Energética Sostenible 2006-2020”, San José, Costa Rica. Ministerio del Ambiente y Energía (2003) “IV Plan Nacional de Energía 2002-2016”, Dirección Sectorial de Energía: San José, Costa Rica. Ministerio del Ambiente y Energía (2000) “III Plan Nacional de Energía 2000-2015”, Dirección Sectorial de Energía: San José, Costa Rica. Ministerio de Recursos Naturales, Energía y Minas (1990) “II Plan Nacional de Energía 1990-2010”, Dirección Sectorial de Energía: San José, Costa Rica. New York State (2002) “State Energy Plan 2002”, New York State Energy Research and Development Authority: Albany, Nueva York, Estados Unidos. Varios (2005) “Informes de Seguimiento del IV Plan Nacional de Energía”, ARESEP, RECOPE S.A., ICE, CNFL S.A. y DSE: San José, Costa Rica.



ANEXOS



Anexo 1 Cronograma de cumplimiento de metas

A continuación se presentan las metas planteadas en el presente Plan de manera gráfica, planteadas de la siguiente forma: las equis ( x ) muestran los años en que la meta debe ser atendida, dado que algunas tienen carácter permanente luego de su implementación y otras tendrían un plazo definido. Además, se muestran en colores de acuerdo con el énfasis que más persigue la meta, a saber: el color celeste representa temas administrativos, de reforma o de toma de decisiones internas de los actores; el color verde se refiere a temas de energías renovables o asuntos ambientales, el color rojo si el énfasis es eléctrico; el azul si es de petróleo y combustibles; el naranja si se trata de coordinaciones público-privada o que participa/afecta directamente al sector privado y finalmente, el color morado se refiere a iniciativas que buscan reducir el consumo o bien, propiciar un uso racional de la energía. Meta 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211.1.1.a x x 1.1.2.a x x 1.2.1.a x x 1.2.1.b x x x 1.2.1.c x x 1.3.1.a x x x 1.3.1.b x x x x x x x x x x x x x x 1.4.1.a x x 1.4.1.b x x x x x x x x x x x x 1.5.1.a x x x x x 1.5.1.b x x x x 1.5.2.a x x x x x x x x x x x x x 1.5.2.b x x x x x 1.6.1.a x x x x x x x x x x x x x 1.6.1.b x x x x x x x x x x x x x 1.6.2.a x x 1.6.2.b x x 1.7.1.a x x x 1.7.1.b x x x 1.7.2.a x x x x x x 1.8.1.a x x x x x 1.8.2.a x x x 1.8.2.b x x x x x x x x x x x x x 2.1.1.a x x x x x x x x x x x 2.2.1.a x x x x x x x x x x x x x 2.2.2.a x x x x x x x x x x x x x x 2.3.1.a x x x 2.3.1.b x x x 2.3.1.c x x 2.3.1.d x x x x x x x x



Meta 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 20212.3.2.a x x x 2.3.3.a x x x 2.3.3.b x x x 2.3.4.a x x x x x x x x x x x x 2.3.4.b x x x x x x 2.3.5.a x x x x x x 2.3.5.b x x x 2.3.5.c x x x x x x x x x x

2020

x

x x

x x x x 2.3.5.d x x x x x x x x x x x x x 2.4.1.a x x x x x x x 2.4.1.b 2.4.2.a x x x x x x x x x x x x 2.4.2.b x x x x x x x x x x x x x x 2.5.1. x x x 2.5.2. x x x x x x x x x x x 2.6.1. x x x 2.6.2.a x x x 2.6.2.b x x x x 2.6.3.a x x 2.6.3.b x x x x x x x x x x x x x 2.7.1.a x x x 2.7.2.a x x x 2.7.2.b x x x x x x x x x x x x x x 2.8.1.a x x x x x x x x x x x x 2.8.1.b x x x x x x x x x x x x 2.9.1.a x x x x x x x x x x x x x 2.9.1.b x x x x x x x x x x x x x 2.9.1.c. x x x x x x x x x x x x 2.9.1.d x x x x 2.10.1a x x x x x x x x x x x x x x 2.101b x x x x x x x x x x x x x x 2.10.2a x x x x x x x x x x x x x 3.1.1.a x x x x x x x x x x x x x x 3.1.1.b x x x x x x x x x x x x 3.2.1.a x x x x x x x x x x x x x 3.2.1.b x x x x x x x x x x x x x 3.2.1.c x x x x x x x x x x x x x x 3.3.1.a x x x x x 3.3.1.b x x x x x 3.4.1.a x x x x x x x x x x x x 3.4.2.a x x 3.4.2.b x x x x x x x x x x x 4.1.1.a x x x x 4.1.1.b x x x x



Meta 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20214.1.1.c x x x x x x 4.1.2.a x x x x x x x x x 4.1.3.a x x x x x x x x x x x x x x 4.2.1.a x x x x x x x 4.2.2.a x x x x x x x 4.3.1.a x x x x x x x x x x x x x 4.3.2.a x x x x x x x x x x x x x 4.3.3.a x x x x x x x x x x x x x 4.3.3.b x x x x x x x 4.4.1.a x x x 4.4.2.a x x x x x x x x x x x x x x 4.4.3.a x x x 4.5.1.a x x x x x x x x x x x x 4.5.1.b x x x x x x x x x x x x 4.5.2.a x x x x x x x x x x x x x 4.5.2.b 4.5.3.a x x x x x x x x x x x x x 4.5.3.b x x x x x x x x x x x x x 4.5.3.c x x x x x x x x x x x x x x 4.5.3d x x x x x x x x x x x x 5.1.1.a x x x x x x x x x x x x x x 5.1.1b x x 5.1.2.a x x x x x x 5.1.2.b x x x x x 5.1.3.a x x x x x x x 5.2.1.a x x x x x x x 5.2.1.b x x x x x x x x x x x x x x 5.2.1.c x x x x 5.2.2.a x x x x x x x x x x x x x 5.2.2.b x x x x x x x x x x x x x 5.3.1.a x x x x 5.3.1.b x x x x 5.3.1.c x x x x x x x x x 5.3.2.a x x x x x x x x x x x 5.3.3.a x x x x x 5.3.4.a x x x x x x x x x x x x x x 5.3.4.b x x x 5.3.5.a x x x x x x x x x x x x x 5.4.1.a x x x 5.4.1.b x x x 5.4.2.a x x x 5.4.3.a x x x x x x x x 5.4.3.b x x x x x x x x x x x 5.4.3.c x x x x x x x x x x x



Meta 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20215.4.3.d x x x x 5.4.4.a x x x x x x x x 5.4.4.b x x x x x x x x x 5.4.4.c x x x x x x 5.4.5.a x x x x x x x x x x x x x x 5.4.5.b x x x x x x x x x x x x 5.4.5.c x x x x x x x x x x x x x x 5.4.5.d x x x x x 5.4.6.a x x x x x x x x x x x x 5.4.7.a x x x x x Subt. 58 105 112 105 88 75 73 68 61 59 59 59 59 55 En resumen, el total de metas orientadas al uso racional de la energía (color morado) suman un total de 26, le siguen las de tipo administrativo y de reforma (celeste) con 24; cercano en número las que tienen que ver con petróleo y sus derivados con 21; las que van orientadas a integrar y regular al sector privado con 21; mientras tanto más lejos las de nuevas energías alternas (16), electricidad (15) y finalmente, dos sin identificación. La última fila de números muestra las metas que deben atenderse durante el período de vigencia de este V Plan Nacional de Energía y como se observa, dada la acumulación de pendientes de los planes anteriores y ante la situación de relativo riesgo que corre el sector, se estima que el período más fuerte de acción estaría comprendido entre 2009 y 2011 a fin de sentar las bases para enfrentar el desarrollo económico venidero.



Anexo 2 V PNE: Participación de los actores en el cumplimiento de metas

En la siguiente tabla se señalan los probables participantes en la consecución de las metas propuestas en el V PNE los cuales vienen marcados con una equis ( x ), no obstante, lo anterior es complementado con quién teóricamente está llamado a liderar el proceso, el cual tiene como marca un número uno ( 1 ). Meta MINAE ARESEP RECOPE ICE CNFL AL MP MH MOPT Sector

PrivadoOtros

1.1.1.a 1 x x x x 1.1.2.a 1 x x x x 1.2.1.a 1 x x x x x 1.2.1.b 1 x x x x x 1.2.1.c 1 x x x x x x 1.3.1.a 1 x x x x x x x 1.3.1.b x 1 x x x x x 1.4.1.a 1 x x x x x x 1.4.1.b 1 x x x x x x 1.5.1.a 1 x x x x 1.5.1.b 1 x x x x x 1.5.2.a 1 x x 1.5.2.b 1 x x 1.6.1.a 1 x 1.6.1.b x 1 x x x x x 1.6.2.a x 1 x x x x x 1.6.2.b x 1 x x x x x 1.7.1.a 1 x x 1.7.1.b 1 x x 1.7.2.a 1 x 1.8.1.a 1 x x x x x 1.8.2.a x x x 1

1.8.2.b x x x 1 x 2.1.1.a 1 x x x x x 2.2.1.a 1 x x x x x x 2.2.2.a 1 x 2.3.1.a 1 x 2.3.1.b 1 x x x 2.3.1.c 1 x x x x x 2.3.1.d 1 x x 2.3.2.a 1 2.3.3.a 1 2.3.3.b 1 2.3.4.a 1 2.3.4.b 1



Meta MINAE ARESEP RECOPE ICE CNFL AL MP MH MOPT Sector Privado

Otros

2.3.5.a 1 2.3.5.b 1 x x 2.3.5.c 1 x x 2.3.5.d 1 x x x x 2.4.1.a 1 x x x 2.4.1.b 1 x x x 2.4.2.a x 1 x x 2.4.2.b x 1 x x x 2.5.1. x 1 x x 2.5.2. x 1 x x 2.6.1. x 1 2.6.2.a x x x 1 x x 2.6.2.b x x 1 x x 2.6.3.a 1 x 2.6.3.b 1 x x x x 2.7.1.a 1 x x x x 2.7.2.a 1 x x 2.7.2.b 1 x x 2.8.1.a 1 x x x x x x 2.8.1.b 1 x x x x x x 2.9.1.a 1 x 2.9.1.b 1 x 2.9.1.c. 1 x 2.9.1.d 1 x x 2.10.1a x x x x x x x 2.101b x x x x x x 2.10.2a 1 x x 3.1.1.a 1 x x 3.1.1.b 1 x x 3.2.1.a 1 1 x x x 3.2.1.b x 1 x x x 3.2.1.c 1 3.3.1.a 1 1 x x x 3.3.1.b 1 1 x x x 3.4.1.a 1 x x x 3.4.2.a x 1 x 3.4.2.b x x 1 x 4.1.1.a 1 x 1 x x 4.1.1.b x 1 x x 4.1.1.c x 1 x x 4.1.2.a x 1 x x 4.1.3.a 1 x x x x x

1 x x x x x x 4.2.1.a




Otros

4.2.2.a 1 1 4.3.1.a 1 x x 4.3.2.a 4.3.3.a 1 x x x x 4.3.3.b 1 x x x x 4.4.1.a 1 x x x x x x x x x x 4.4.2.a x 1 1 x x 4.4.3.a 1 x x 1 x 4.5.1.a 1 x x 4.5.1.b 1 x 4.5.2.a 1 x x x x x 4.5.2.b x 1 x x x 4.5.3.a 1 x x x x x 4.5.3.b 1 x x x x x 4.5.3.c x 1 x x x 4.5.3d 1 x x 5.1.1.a 1 x x x 5.1.1b x x 1 5.1.2.a 1 x x x x 5.1.2.b 1 x x x x 5.1.3.a 1 x x 5.2.1.a 1 x x 5.2.1.b 1 x 5.2.1.c 1 x x x x 5.2.2.a 1 x x x x x x 5.2.2.b x 1 x x x x x 5.3.1.a 1 x x x x x x x 5.3.1.b 1 x x x x 5.3.1.c 1 x x x x 5.3.2.a 1 x x 5.3.3.a x 1 x x 5.3.4.a 1 1 x 5.3.4.b x x x x 1 x 5.3.5.a x x x 1 x 5.4.1.a 1 x x 5.4.1.b 1 x x 5.4.2.a x 1 x 5.4.3.a 1 5.4.3.b 1 x 5.4.3.c 1 x 5.4.3.d x x 1 x 5.4.4.a x 1 x x 5.4.4.b x 1 x x




Otros

5.4.4.c x 1 x x 5.4.5.a 1 1 x 5.4.5.b x 1 x x 5.4.5.c x 1 x 5.4.5.d x 1 x 5.4.6.a 1 x x 5.4.7.a 1 x x x 86 29 67 63 56 19 23 12 19 72 90 Como se observa en la tabla anterior, es el MINAE el actor que tiene más metas que cumplir durante la vigencia del presente Plan dado el rol fortalecido de rector del sector que tendría en esta nueva etapa. Lo anterior, se demuestra con la liderazgo en al menos 60 iniciativas (las que están marcadas con un uno) y en 26 tendría un papel de participante o colaborador (las marcadas con equis); le sigue RECOPE con 22 metas que liderar y 45 en las que resulta importante su gestión, así como el caso del ICE con 15 metas a la cabeza y 48 proyectos más como agente. Sin embargo, es de resaltar la gran participación del sector privado (aunque con sólo dos metas a la cabeza) y de Otros (con 89 metas) conformado por universidades, otras empresas distribuidoras eléctricas, cámaras, entre otros, producto de un mayor protagonismo esperado en años venideros. Otros activos actores de este proceso serían la CNFL (3 metas a encabezar), el Ministerio de la Presidencia o MIDEPLAN (MP), la ARESEP y el Ministerio de Obras Públicas y Transportes (MOPT) con una meta a liderar cada uno. Lo anterior, está muy ligado al proceso de reforma legal y modernización de las empresas públicas del sector, así como de acciones en otros sectores como transporte que inciden directamente en la demanda energética.



Tabla 1.1. Subsector Electricidad

Hasta 2007 2008 2009 2010 2011 o más

CNFL P. Eólico San Buenaventura 5 3.1.9 104 0 3,126 1,302 0 4,532CNFL P. Eólico Valle Central 3 3.1.9 154 2,588 7,764 647 0 11,153CNFL P.H. Anonos 6 3.1.9 273 0 516 1,032 516 2,337CNFL P.H. Balsa Inferior 4 3.1.9 622 4,376 28,447 10,941 0 44,386CNFL P.H. Balsa Superior 2 3.1.9 3,754 1,560 19,798 40,534 69,658 135,304CNFL P.H. Brasil II 8 3.1.9 150 0 0 0 0 150CNFL P.H. Ciruelas 7 3.1.9 165 0 414 414 3,387 4,380CNFL P.H. El Encanto 1 3.1.9 10,712 3,569 0 0 0 14,281ESPH P.H. Los Negros II 1 3.1.9 0 10,460 15,689 0 0 26,149ESPH P.H. Piedras Negras 2 3.1.9 130 0 0 0 0 130ESPH P.H. Río Blanco 1 3.1.9 24 4,464 6,552 0 0 11,040ESPH Rehabilitación P.H. Tacares 1 3.1.9 1,540 761 0 0 0 2,301ICE Interconexión Eléctrica El Viejo 0 3.1.9 717 0 0 0 0 717ICE Modernización de Colima 0 3.1.9 312 156 0 0 18,579 19,047ICE Modernización P.H. Río Macho 0 3.1.9 0 1,638 3,277 11,467 0 16,382ICE Nuevo Centro de Control de Energía 1 3.1.9 100 5,164 8,762 26,424 79,544 119,994ICE P. Eólico Guanacaste (BOT) 1 3.1.9 0 170 194 90 0 454ICE P. Geotérmico Borinquen 0 3.1.9 6,691 0 0 0 6,798 13,489ICE P. Geotérmico Las Pailas 0 3.1.9 25,114 37,131 18,871 13,728 0 94,844ICE P.H. El Diquís 1 3.1.9 9,893 5,333 1,419 11,842 41,297 69,784ICE P.H. Pirrís 0 3.1.9 97,252 81,805 40,157 9,105 0 228,319ICE P.H. Toro III 0 3.1.9 7,167 11,034 24,006 23,489 5,131 70,827ICE Recuperación y mant. de embalses 0 3.1.9 124 124 0 28,309 0 28,557ICE Respaldo de Transformadores REN 0 3.1.9 50 0 0 0 0ICE Sistema de medición del SEN 0 3.1.9 8 0 0 0 0ICE Subestación Moín Ampliac. No.9 0 3.1.9 1,499 744 0 0 0 2,243ICE Transmisión Cariblanco-Leesville 0 3.1.9 3,292 3,833 2,122 0 0 9,247ICE Transmisión E. Cahuita - Sixaola 0 3.1.9 794 2,781 0 0 0 3,575ICE Transmisión E. La Garita-Naranjo 0 3.1.9 302 1,830 439 0 0 2,571ICE Transmisión E. Parrita-Pirrís-Tarbaca 0 3.1.9 4,298 0 0 0 0 4,298ICE Transmisión E. Peñas Blancas-Naranjo 0 3.1.9 4,618 1,277 0 0 0 5,895ICE Transmisión E. Río Macho - Moín 0 3.1.9 11,484 3,292 2,195 0 0 16,971ICE Transmisión E. Río Macho- Este 0 3.1.9 3,320 73 0 0 0 3,393ICE Transmisión E. San Miguel - Este 0 3.1.9 1,723 659 0 0 0 2,382ICE Transmisión Eléct. Moín - Cahuita 0 3.1.9 3,531 2,797 0 0 0 6,328ICE Transmisión Eléct. Moín - Cahuita II 0 3.1.9 3,531 0 2,797 0 0 6,328ICE Transmisión Eléctrica Anillo Sur 0 3.1.9 104 0 0 0 0 104ICE Transmisión Eléctrica de Cóbano 0 3.1.9 272 0 0 0 0 272ICE Transmisión Eléctrica de Coronado 0 3.1.9 76 0 0 0 0ICE Transmisión Eléctrica de Jacó 0 3.1.9 76 0 0 0 0ICE Transmisión Eléctrica de Papagayo 0 3.1.9 192 184 18 0 0 394ICE Transmisión Eléctrica Lindora-Tarbaca 0 3.1.9 3,826 0 0 0 0 3,826ICE Transmisión Eléctrica Naranjo- Poás 0 3.1.9 4,430 333 0 0 0 4,763ICE Transmisión Leesville - Trapiche 0 3.1.9 100 0 4,280 508 0 4,888ICE P. Térmico Garabito 0 3.1.9 1,663 66,000 43,400 0 0 111,063

Subtotal Electricidad 214,187 254,136 234,243 179,832 224,910 1,107,308

y sus respectivas fuentes de inversiones (en millones de colones corrientes)

TotalPrioridad Acción PNDProyectoEjecutor

ANEXO 3Costa Rica: Proyectos ingresados al Banco Integrado de Proyectos de MIDEPLAN

Presupuestos por años

508

7676



Tabla 1.2. Subsector Combustibles

Hasta 2007 2008 2009 2010 2011 o más

RECOPE II Fase modernización Refinería Moín 1 3.1.9 281 10,793 37,639 27,239 0 75,952RECOPE Dragado Muelle de Moín 1 3.1.9 3,486 299 0 0 0 3,785RECOPE Sistema de ventas de IFO´s Moín 1 3.1.9 54 400 1,409 0 0 1,863RECOPE Construcción de 10 tanques en Moín 1 3.1.9 29 21 0 4,770 18,873 23,693RECOPE Terminal Pacífico para Hidrocarburos 1 3.1.9 22 1,471 1,108 0 0 2,601RECOPE Ampliación Plantel de Moín (GLP) 1 3.1.9 130 5,229 6,407 6,810 34,337 52,913RECOPE Construcción plantel Jet A-1 Liberia 1 3.1.9 0RECOPE Const. Sistema enfriamiento Refin. 1 3.1.9 50 1,801 1,922 681 0 4,454RECOPE Const. Nuevo plantel Santamaría 1 3.1.9 6,935 3,614 840 0 0 11,389RECOPE Const. Tanques para ventas de etanol 1 3.1.10 25 1,635 1,500 0 0 3,160RECOPE Reubicación línea Muelle-Refinería 1 3.1.9 1,017 1,000 517 0 0 2,534RECOPE Proyecto desarrollo de tancaje 1 3.1.9 7,918 13,446 7,660 0 0 29,024RECOPE Const. Terminal Daniel Oduber 1 3.1.9 28 1,927 177 0 0 2,132RECOPE Const. Terminal Muelle Petrolero 1 3.1.9 38 100 9,930 10,555 6,490 27,113RECOPE Const. Nueva unidad de vacío Alfa 1 3.1.9 1,204 1,200 934 0 0 3,338RECOPE Const. Plantel Zona Norte 1 3.1.9 0RECOPE Sistema de medición de tanques 1 3.1.9 1,500 1,567 0 0 0 3,067RECOPE Instalación Sistema Financiero-Cont. 1 3.1.9 0RECOPE Construcción Plantel Zona Sur 1 3.1.9 0

Subtotal Combustibles 22,717 44,503 70,043 50,055 59,700 247,018Fuente: Elaboración propia con base en MIDEPLAN (2007) "Programación de Inversión Pública: Encuesta de Proyectos: Presupuestos (en millones de colones), SectorAmbiente y Energía, Subsectores Energía y Combustibles", Área de Inversiones, Mayo 2007Nota: Los montos que aparecen corresponden a las estimaciones realizadas a la fecha de construcción de las matrices que es julio de 2007, algunos proyectos en blanco responden a la falta de dicha estimación, en tanto, que algunas otras como las de 2011 en adelante pueden estar aún subestimadas.

Presupuestos por años TotalEjecutor Proyecto Prioridad Acción PND

Costa Rica: Proyectos ingresados al Banco Integrado de Proyectos de MIDEPLAN y sus respectivas fuentes de inversiones*



Tabla 2.1. Subsector ElectricidadNúmero de

Fuente de financiamiento Proyectos Hasta 2007 2008 2009 2010 2011 o más Total

Presupuesto del ICE 37 95,196 36,382 47,160 67,487 53,502 299,727Presupuesto de la CNFL 8 4,381 3,041 8,132 2,584 86 18,224Presupuesto de la ESPH 5 42 2,629 3,417 6,088Fondo Preinversión MIDEPLAN 2 223 223BID 17 5,996 13,101 17,213 38,248 97,847 172,405BCIE 17 63,739 69,151 41,760 14,213 188,863Banco KfW 1 10,325 3,477 13,802Banco JIBC 1 16,286 55,139 26,368 5,469 103,262Otros recursos externos 7 408 5,331 47,263 51,801 73,475 178,278Bonos 13 7,159 7,159Fideicomiso 3 2,563 64,500 43,000 110,063Garantía Ambiental 1 1,052 1,052Otros 11 6,807 1,355 8,162

Subsector Electricidad 123 214,177 254,106 234,313 179,802 224,910 1,107,308

Tabla 2.2. Subsector CombustiblesNúmero de


Presupuesto de RECOPE 12 22,266 28,360 16,067 681 67,374BCIE 1 281 10,793 37,639 27,239 0 75,952Otros recursos externos 3 168 5,350 16,337 22,135 59,700 103,690Sin fondos asignados 4 0

Subsector Combustibles 20 22,715 44,503 70,043 50,055 59,700 247,016

Tabla 2.3. Total Sector EnergíaNúmero de


Presupuesto del ICE 37 95,196 36,382 47,160 67,487 53,502 299,727Otros recursos externos 10 576 10,681 63,600 73,936 133,175 281,968BCIE 18 64,020 79,944 79,399 41,452 264,815BID 17 5,996 13,101 17,213 38,248 97,847 172,405Fideicomiso 3 2,563 64,500 43,000 110,063Banco JIBC 1 16,286 55,139 26,368 5,469 103,262Presupuesto de RECOPE 12 22,266 28,360 16,067 681 67,374Presupuesto de la CNFL 8 4,381 3,041 8,132 2,584 86 18,224Banco KfW 1 10,325 3,477 13,802Otros 11 6,807 1,355 8,162Bonos 13 7,159 7,159Presupuesto de la ESPH 5 42 2,629 3,417 6,088Garantía Ambiental 1 1,052 1,052Fondo Preinversión MIDEPLAN 2 223 223

Sector Energía 64 236,892 298,609 304,356 229,857 284,610 1,354,324Fuente: Elaboración propia con base en MIDEPLAN (2007) "Programación de Inversión Pública: Encuesta de Proyectos: Presupuestos (en millones de colones), SectorAmbiente y Energía, Subsectores Energía y Combustibles", Área de Inversiones, Mayo 2007Nota: Los montos que aparecen corresponden a las estimaciones realizadas a la fecha de construcción de las matrices que es julio de 2007, algunos proyectos en blanco responden a la falta de dicha estimación, en tanto, que algunas otras como las de 2011 en adelante pueden estar aún subestimadas.



Costa Rica: Resumen de las fuentes de financiamiento de los proyectos de Energía según el Banco Integrado de Proyectos

(en millones de colones corrientes)



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