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BALANCE ENERGE TICO NACIONAL 2013

Noviembre 2014

Ministerio de Energía y Minas

Dirección General de Políticas y Planificación

Gi

Balance Energético Nacional 2013

Dirección General de Políticas y Planificación Energética y Minera Página 2 de 38

Contenido

SIGLAS Y ABREVIATURAS ............................................................................................................. 4

TERMINOLOGIA .......................................................................................................................... 5

PRESENTACIÓN ........................................................................................................................ 8

I. OFERTA DE ENERGIA ........................................................................................................... 9

1.1 Producción de Energía Primaria ...................................................................................................... 9

1.2 Oferta Interna Bruta ...................................................................................................................... 10

1.2.1 Oferta Interna Bruta Primaria ............................................................................................. 11

1.2.2 Oferta Interna Bruta Secundaria ......................................................................................... 12

II. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN .................................................................................... 14

2.1 Energía suministrada a los Centros de Transformación ................................................................ 14

2.2 Energía producida en los Centros de Transformación ................................................................. 16

2.2.1 Centrales Eléctricas ............................................................................................................. 18

2.2.2 Refinería de Petróleo .......................................................................................................... 19

2.2.3 Pequeñas carboneras .......................................................................................................... 20

III. COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÍA ............................................................................... 21

IV. CONSUMO FINAL DE ENERGÍA ....................................................................................... 22

4.1 Consumo Final de Energía por Fuentes ......................................................................................... 22

4.2 Consumo Final de Energía por Sectores. ....................................................................................... 22

4.2.1 Consumo Final de Energía en el Sector Residencial. .......................................................... 23

4.2.2 Consumo Final de Energía en el Sector Comercio, Público y Servicio. ............................... 24

4.2.3 Consumo Final de Energía en el Sector Industria. .............................................................. 25

4.2.4 Consumo Final de Energía en el Sector Transporte. ........................................................... 25

4.2.5 Consumo Final de Energía en el Sector Agropecuario. ....................................................... 26

4.2.6 Consumo Final de Energía en el Sector Otros. .................................................................... 27

V. INDICADORES ECONÓMICOS ........................................................................................... 28

5.1 Intensidad Energética .................................................................................................................... 28

5.2 Consumo de Energía por Habitante .............................................................................................. 29

ANEXOS .................................................................................................................................... 31

a. Balance Energético Físico Consolidado. ........................................................................................... 32

b. Balance Energético Consolidado (KTEP). ......................................................................................... 33

Figura no. 1: Flujo de Energía. ............................................................................................................. 34

Figura no. 2: Balance de Electricidad. .................................................................................................. 35

Figura no. 3: Balance de Hidrocarburos. ............................................................................................. 36

Equivalencias y Conversiones. ............................................................................................................. 37

BIBLIOGRAFÍA. ....................................................................................................................... 38



GRÁFICOS Página Gráfico no. 1: Producción de Energía Primaria por Fuente 2013……………………………………………………… 10 Gráfico no. 2: Oferta Interna Bruta de Energía Primaria 2013 ……………………………………………………..….. 12 Gráfico no. 3: Oferta Interna Bruta de Energía Secundaria 2013 ……………………………………………….…….. 13 Gráfico no. 4: Energía Suministrada a Centros de Transformación 2013 ……………………………………….… 16 Gráfico no. 5: Energía Producida en los Centros de Transformación 2013 ………………………………………. 17 Gráfico no. 6: Generación Bruta de Electricidad (GWh) 2013 ……………………………………………………..…… 19 Gráfico no. 7: Producción de Refinería 2013 ……………………………………………………………………………………. 20 Gráfico no. 8: Consumo Final de Energía por Fuente 2013 ………………………………………………………….…… 22 Gráfico no. 9: Consumo Final de Energía por Sector 2013 ……………………………………………………………….. 23 Gráfico no. 10: Consumo Final de Energía en el Sector Residencial 2013 …………..……………………..…….. 24 Gráfico no. 11: Consumo Final de Energía en el Sector Comercio, Público y Servicio 2013 ……….……... 24 Gráfico no. 12: Consumo Final de Energía en el Sector Industria 2013 ………………………………………..….. 25 Gráfico no. 13: Consumo Final de Energía en el Sector Transporte 2013 ……………………………………….… 26 Gráfico no. 14: Consumo Final de Energía en el Sector Agropecuario 2013 ………………………………….…. 26 Gráfico no. 15: Consumo Final de Energía en el Sector Otros 2013 …………………………………………….…… 27 Gráfico no. 16: Indicador de Intensidad Energético 2006 – 2013 …………………………………………………….. 29 Gráfico no. 17: PIB vs Consumo Per cápita de Electricidad 2006 – 2013 …………………………………….……. 29 CUADROS Cuadro no. 1: Producción de Energía Primaria ………………………………………………………………………………… 09 Cuadro no. 2: Oferta Interna Bruta de Energía …………………………………………………………………………..……. 11 Cuadro no. 3: Energía Primaria Suministrada a Centros de Transformación ………………………………….... 15 Cuadro no. 4: Energía Suministrada a Centros de Transformación ………………………………………………….. 15 Cuadro no. 5: Energía Producida en los Centros de Transformación ………………………………………..……… 17 Cuadro no. 6: Generación Bruta de Electricidad ……………………………………………………………….…………….. 18 Cuadro no. 7:Comercio Exterior por Fuente Energética ………………………………………………………….………. 21 Cuadro no. 8: Consumo Final de Energía por Sector ………………….…………………………………………………….. 23 Cuadro no. 9: Información Energética y Socioeconómica ………………………………………………………………… 28 FIGURAS Figura no. 1: Flujo de Energía …………………………………………………………………………………………..……………… 34 Figura no. 2: Balance de Electricidad …………………………………………………………………………………..………….. 35 Figura no. 3: Balance de Hidrocarburos …………………………………………………………………………………………… 36



SIGLAS Y ABREVIATURAS

BC Bagazo de Caña BCN Banco Central de Nicaragua BEN Balance Energético Nacional BEP Barril Equivalente de Petróleo C$ Córdoba (moneda nacional) CAR Cambio de Año de Referencia CI Cierre Estadístico CK Coque de petróleo CP Consumo propio CV Carbón Vegetal DO Diesel oil EE Energía eléctrica ENDESA Encuesta Nacional de Demografía y Salud EO Eólico EX Exportaciones FG Fuel gas (gas de refinería) FO Fuel oil GE Geoenergía GLP Gas licuado de Petróleo GM+GV Gasolina Motor y Gasolina de Aviación GWh Gigavatio hora HE Hidroenergía IM Importaciones kbbl Miles de barriles Kero+Turbo Kerosene y Turbo Combustible (Querosenos) kTEP Miles de Toneladas Equivalente de Petróleo kton Miles de toneladas kWh Kilovatio hora LE Leña MEM Ministerio de Energía y Minas MW Megavatio NE No energético PIB Producto Interno Bruto PT Petróleo (crudo) TEP Toneladas Equivalente de Petróleo TM Tonelada métrica VS Variación de inventario



TERMINOLOGIA

Petróleo crudo: Es una mezcla compleja de hidrocarburos, de distinto peso molecular en la que hay una fracción generalmente pequeña de compuestos que contienen azufre y nitrógeno. La composición del petróleo es variable y puede dividirse en tres clases de acuerdo a los residuos de la destilación: como parafinas, asfaltos o una mezcla de ambos. Hidroenergía: Es la energía obtenida de caudales de agua turbinados, básicamente es una forma de energía generada por la fuerza del movimiento del agua. Geoenergía: Es la energía almacenada bajo la superficie de la tierra en forma de calor, la cual puede ser transmitida hacia la superficie por un fluido que esté en contacto con la roca caliente. Este fluido está constituido por agua en estado líquido, vapor o una mezcla de ambos. Eoloenergía: Es la energía proveniente del viento, aprovechada por un aerogenerador. Biomasa: Es la materia orgánica vegetal y animal utilizada con fines energéticos, tales como cascarilla café, cascarilla de arroz, cascarilla de maní, aserrín y ripios. Leña: Es la energía que se obtiene directamente de los recursos forestales. Incluye los troncos y ramas de los árboles, pero excluye los desechos (ripios, aserrín) de la actividad maderera. Carbón vegetal: Es el combustible obtenido de la destilación destructiva de la madera en ausencia de oxígeno, en las carboneras. Bagazo de Caña: Fibra que se obtiene después de extraer el jugo de la caña en los ingenios azucareros y que se utiliza como energético para generar electricidad en los propios ingenios o como materia prima. Electricidad: Es la energía transmitida por electrones en movimiento. Es la energía eléctrica generada con cualquier recurso, sea primario o secundario, en los diferentes tipos de plantas de generación eléctrica. Central Hidroeléctrica: Centro de transformación en la cual se convierte la energía hidráulica en energía eléctrica. Central Térmica: Centro de transformación en la cual se produce energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel oil o gas en una caldera diseñada para tal efecto. Central Geotérmica: Centro de transformación en la cual se aprovecha directamente el vapor de agua que fluye de los pozos geotérmicos, para mover una turbina de vapor acoplada a un generador eléctrico. Aerogenerador: Es un generador eléctrico movido por una turbina accionada por el viento



Carbonera: Esencialmente se trata de un horno donde se efectúa la combustión parcial de la leña, produciéndose carbón vegetal, productos no volátiles y volátiles, y que generalmente estos últimos no son aprovechados. Refinería de petróleo: Instalaciones donde el petróleo crudo se transforma en derivados. En las refinerías básicamente se separa el petróleo crudo en sus diferentes componentes. Autoproductor: Es el agente económico que genera energía eléctrica para suplir parcial o totalmente los requerimientos de sus propias instalaciones industriales o de sus actividades. Para efectos del balance energético en Nicaragua, toma en cuenta únicamente los ingenios azucareros. Capacidad Instalada nominal: Capacidades nominales (datos de placa) de los grupos de generación que están instalados en una central o conjunto de centrales eléctricas. Capacidad instalada efectiva: Carga máxima que pueden tomar las unidades en condiciones reales de operación y que inhabilitan al generador para producir la potencia nominal. Generación bruta: Es la energía eléctrica producida por una central o grupo de centrales e incluye la electricidad utilizada por los equipos y aparatos auxiliares de las propias plantas. Consumo propio: Es la energía utilizada en una central en sus equipos auxiliares durante el proceso de transformación de energía, incluyendo el consumo cuando está fuera de servicio. Generación neta: Es la generación que es entregada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) en los bornes de conexión, y se calcula restándole el consumo propio a la generación bruta. En el caso de los autoproductores, la generación neta es entendida como la energía entregada al SIN, es decir su generación bruta, menos la electricidad inyectada a la planta de producción menos el consumo propio. Gas licuado de petróleo (GLP): Consiste en una mezcla de hidrocarburos livianos, que se obtienen como productos de los procesos de refinación, de estabilización del petróleo crudo y de fraccionamiento de líquidos de gas natural. Gasolinas: Mezcla de hidrocarburos líquidos, livianos, obtenidos de la destilación del petróleo y/o del tratamiento del gas natural, cuyo rango de ebullición se encuentra generalmente entre los 30 a los 200 grados centígrados. Dentro de este grupo se incluyen la gasolina de aviación y gasolina automotriz (GM + GV). Querosenos: Grupo de combustibles líquidos compuesto por la fracción del petróleo que se destila entre 150 y 300 grados centígrados. Los querosenos, según su aplicación, se clasifican en la matriz de balance energético en Kerosene y Turbo Combustible (Kero turbo). Diesel oil: Combustible líquido que se obtienen de la destilación atmosférica del petróleo entre los 200 y 380 grados centígrados, son más pesados que el kerosene y es utilizado en motores de combustión interna tipo diesel (automóviles, camiones, generación eléctrica, motores marinos y ferroviarios), para calefacción en usos industriales y comerciales.



Fuel oil: Es un combustible residual de la refinación del petróleo y comprende a todos los productos pesados, incluyendo los obtenidos por mezcla. Generalmente es utilizado en calderas, plantas de generación eléctrica y en motores utilizados en navegación. Coque de petróleo: Es un combustible sólido y poroso no fundible generalmente de color negro, con un alto contenido de carbono (90% - 95%) y que se obtiene como residuo en la refinación del petróleo. Se usa como insumo en coquerías para la industria siderúrgica, en la elaboración de electrodos y en la producción de químicos y como combustible para calefacción. Gas de refinería (fuel gas): Gas no condensable obtenido de la refinación del petróleo crudo, compuesto principalmente de hidrógeno, metano y etano. Es usado como fuente de energía en el propio proceso de refinación. No energéticos: Son aquellos productos que no se utilizan con fines energéticos aun cuando poseen un considerable contenido energético; entre ellos se pueden mencionar los asfaltos, solventes, aceites, grasas y otros lubricantes. Cambio de Año de Referencia (CAR): Es una metodología que permite actualizar la estructura de precios relativos para períodos alejados del año base, la cual es utilizada para el cálculo del PIB en precios constantes. Actualmente el Banco Central de Nicaragua (BCN) ha fijado como año de referencia el 2006. Producto Interno Bruto (PIB): Es el valor a precios de mercado de la producción corriente de bienes y servicios finales dentro del territorio nacional durante un período de tiempo, usualmente de un año. Intensidad Energética: Es un indicador que ayuda a medir la eficiencia energética de un país o un sector económico, siendo la relación entre el consumo de energía y el producto interno bruto referenciado a un año especifico.

http://es.wikipedia.org/wiki/Indicador

http://es.wikipedia.org/wiki/Eficiencia



PRESENTACIÓN

PRESENTACIÓN

El Ministerio de Energía y Minas, de acuerdo a lo establecido en la Ley No. 612 “Ley de Reforma y Adición a la Ley No. 290, Ley de Organización, Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo”, y según lo descrito en su artículo 4, inciso C, ha elaborado el documento “Balance Energético Nacional 2013”, con el propósito de brindarles a las autoridades nacionales tanto del sector público y privado como a instituciones gubernamentales y no gubernamentales y a la población en general, una herramienta para el análisis del comportamiento y estado actual del sector energético del país. El presente informe muestra una síntesis de los resultados obtenidos en toda la cadena energética, desde la oferta de energía, los procesos de transformación de la misma, hasta la demanda final total que el país reflejó durante el año 2013. Para facilitar su análisis, las distintas fuentes de energía son convertidas a una unidad energética común, en este caso la Tonelada Equivalente de Petróleo (TEP). El documento está estructurado de la siguiente manera:

I. Oferta de Energía. II. Centros de Transformación. III. Comercio Exterior de Energía. IV. Consumo Final de Energía. V. Indicadores Económicos. VI. Anexos.

Se agradece a todas las áreas y dependencias del Ministerio de Energía y Minas y a las Instituciones públicas y privadas que con la información suministrada contribuyeron en la elaboración de este Balance Energético Nacional 2013.

Ministerio de Energía y Minas



I. OFERTA DE ENERGIA

1.1 Producción de Energía Primaria

Se entiende por energía primaria a las distintas fuentes de energía tal como se obtienen en la naturaleza. En Nicaragua las energías primarias son aprovechadas ya sea en forma directa como en el caso de la biomasa (leña, bagazo de caña, cascarillas de algunos granos, entre otros) hidroenergía, eoloenergía; o después de un proceso de extracción como la geoenergía y el petróleo crudo, aunque este último no es producido en Nicaragua, sino que es importado de otros países. La producción de energía primaria a nivel nacional durante el año 2013, fue de 1,724.9 miles de TEP, lo que representó un incremento del 11.5% con respecto al 2012 (Ver Cuadro No.1).

Cuadro No. 1 Producción de Energía Primaria (kTEP)

Fuente: Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM, Dpto. de Balance Energético y Estadísticas. Notas: 1/ Residuos vegetales incluye bagazo de caña y cascarillas de café, arroz y maní. 2/ Otras biomasas incluye ripios y aserrín.

En el Cuadro No. 1 se observa un incremento de 70.4% en la producción primaria de eoloenergía, debido a un mayor aprovechamiento del recurso viento para la producción de electricidad. Durante el año 2012, las centrales eólicas Eolo de Nicaragua de 43.1MW y Blue Power & Energy S.A de 39.6 MW, generaron únicamente en el período de Agosto-Diciembre, mientras que en el año 2013 generaron durante todo el año. Así mismo se destaca el incremento de 41.3% en la producción primaria de geoenergía, relacionado a la utilización de 02 nuevos pozos productivos de la planta geotérmica San Jacinto Tizate operada por la empresa Polaris Energy Nicaragua S.A de 77.0MW de capacidad. Estos nuevos pozos, el SJ12-3 y SJ6-1, significaron un incremento considerable en la producción de vapor geotérmico por parte de esta central, esto sumado a la mayor utilización del pozo SJ12-2 que inició operaciones a finales del 2012.

Variación

kTEP % kTEP % 2012/2013

Hidroenergía 62.5 4.0 72.6 4.2 16.2%

Geoenergía 114.2 7.4 161.4 9.4 41.3%

Eoloenergía 28.3 1.8 48.3 2.8 70.4%

Biomasa 1,342.3 86.7 1,442.6 83.6 7.5%

Leña 1,004.8 64.9 1,009.3 58.5 0.5%

Residuos Vegetales 1/ 334.1 21.6 429.3 24.9 28.5%

Otras Biomasas 2/3.4 0.2 4.0 0.2 17.6%

TOTAL 1,547.3 100.0 1,724.9 100.0 11.5%

FUENTES2012 2013



En lo referente a la hidroenergía, la producción primaria tuvo un crecimiento de 16.2%, debido principalmente al aumento en el volumen de aporte natural en el embalse de Apanás de 23.0% y bombeo por parte del embalse de Asturias de 36.3% en comparación al año anterior. La producción de energía primaria a partir de biomasa aumentó 7.5%, influenciado por una mayor producción primaria de residuos vegetales, en especial el bagazo de caña para generación de energía eléctrica utilizada en los autoproductores (ingenios azucareros), que han aumentado su producción de azúcar en 13.9% aproximadamente, lo que ha requerido una mayor capacidad de generación de energía autoproducida, la cual incrementó en 16.5%. En cuanto a la leña, la producción primaria tuvo un incremento comparado con el año anterior del 0.5%, producto del incremento en el número de hogares que consumen leña y el dinamismo de algunas actividades económicas, los cuales utilizan la leña para usos térmicos, principalmente en la tarea específica de cocción de alimentos. No obstante, el consumo de leña para generación de electricidad en el Ingenio San Antonio de la empresa Nicaragua Sugar Estates Limited experimentó una disminución del 43.5%. Con respecto a la producción primaria por tipo de fuente, se puede observar en el siguiente gráfico que el 83.6% de la producción primaria proviene de la biomasa, siendo ésta la principal fuente energética primaria.

Gráfico No. 1

1.2 Oferta Interna Bruta La oferta interna bruta es la cantidad de energía disponible para satisfacer las necesidades energéticas de la economía y la población de un país, ya sea para su consumo final directo o para su transformación en otras fuentes de energía. Esta toma en cuenta la producción primaria de los



energéticos, las importaciones y exportaciones, variaciones de inventario y el valor no aprovechado. Sin embargo no toma en cuenta los energéticos secundarios obtenidos de los centros de transformación. De forma general se muestra un incremento del 4.3% comparado al año anterior, que se debió principalmente al aumento en la producción primaria de la geoenergía y eoloenergía, la cual mantiene una tendencia de crecimiento al igual que el año pasado, impulsado por las inversiones que se han desarrollado en estos sectores y en especial la operación comercial durante todo el 2013, de las nuevas centrales eólicas y geotérmicas instaladas a finales del 2012. (Ver Cuadro No. 2)

Cuadro No. 2 Oferta Interna Bruta (kTEP)

Fuente: Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM, Dpto. de Balance Energético y Estadísticas. Notas: 1/ Residuos vegetales incluye bagazo de caña y cascarillas de café, arroz y maní. 2/ Otras biomasas incluye ripios y aserrín.

1.2.1 Oferta Interna Bruta Primaria La oferta interna bruta primaria es calculada en base a la producción primaria de un energético, variación de inventarios, no aprovechado y pérdidas, en el caso del petróleo crudo se toma en cuenta la importación y exportación.

Variación

kTEP % % Total kTEP % % Total 2012/2013

Energía Primaria 2,028.8 100.0 68.8% 2,359.7 100.0 76.6% 16.3%

Leña 1,004.8 49.5 34.1% 1,009.3 42.8 32.8% 0.5%

Residuos Vegetales 1/

312.7 15.4 10.6% 396.7 16.8 12.9% 26.9%

Otras Biomasas 2/ 3.4 0.2 0.1% 4.0 0.2 0.1% 16.5%

Petróleo (Crudo) 525.6 25.9 17.8% 699.0 29.6 22.7% 33.0%

Hidroenergía 42.8 2.1 1.5% 44.4 1.9 1.4% 3.7%

Geoenergía 111.2 5.5 3.8% 158.0 6.7 5.1% 42.1%

Eoloenergía 28.3 1.4 1.0% 48.3 2.0 1.6% 70.4%

Energía Secundaria 918.9 100.0 31.2% 713.6 100.0 23.4% -22.3%

Carbón Vegetal 0.0 0.0 0.0% 0.0 0.00 0.0% 0.0%

Gas Licuado de Petróleo 83.0 9.0 2.8% 91.7 12.9 3.0% 10.5%

Gasolinas 184.1 20.0 6.2% 159.4 22.3 5.2% -13.4%

Kero+Turbo 3.3 0.4 0.1% -2.8 -0.4 -0.1% -185.1%

Diesel Oil 314.3 34.2 10.7% 279.3 39.1 9.1% -11.1%

Fuel Oil 297.9 32.4 10.1% 163.6 22.9 5.3% -45.1%

Gas de Refinería 0.0 0.0 0.0% 0.0 0.0 0.0% 0.0%

No Energéticos 12.3 1.3 0.4% -0.9 -0.1 0.0% -107.3%

Coque de Petróleo 22.6 2.5 0.8% 20.2 2.8 0.7% -10.5%

Electricidad 1.4 0.2 0.0% 3.1 0.5 0.2% 114.2%

Total 2,947.7 100.0 100.0% 3,073.3 100.0 100.0% 4.3%

FUENTES2012 2013



En el año 2013, la oferta interna bruta primaria alcanzó la cifra de 2,359.7 miles de TEP, de los cuales 42.8% corresponde a leña, 16.8% a residuos vegetales como el bagazo de caña, cascarillas de arroz, café y maní, ripios y aserrín, el 6.7% a geoenergía, 1.9% a hidroenergía y el 2.0% eoloenergía. En cuanto a las fuentes no renovables, el petróleo crudo representó el 29.6%, es importante mencionar que no existe producción nacional de este energético. (Ver Gráfico No.2).

Gráfico No. 2

1.2.2 Oferta Interna Bruta Secundaria En el caso de los energéticos secundarios, la oferta interna bruta alcanzó un valor de 713.6 miles de TEP. Para estos energéticos, la oferta interna bruta depende específicamente de las importaciones, exportaciones y variaciones de inventario, sin tomar en cuenta la producción de los centros de transformación. Los derivados del petróleo representan prácticamente toda la oferta interna bruta secundaria, además de una pequeña participación de la electricidad. (Ver Gráfico No.3). En el caso de los querosenos y no energéticos el valor fue negativo debido a que en el año 2013, se generó un superávit en la balanza comercial de dichos energéticos. Tomando en cuenta energéticos primarios y secundarios, la oferta interna bruta total del país en el 2013, fue de 3,073.3 miles de TEP. Esta energía fue utilizada tanto por los centros de transformación para la producción de otros energéticos, como por los sectores económicos para consumo final.



Gráfico No. 3



II. CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

Los centros de transformación, se refieren a los sitios donde el energético se modifica en procesos especiales, produciendo un energético diferente. Estos centros producen cambios físicos o químicos de una fuente energética a otra u otras, buscando de esta forma un mejor aprovechamiento de la energía. En Nicaragua los centros de transformación que realizan estos procesos son: refinería de petróleo, centrales eléctricas e ingenios azucareros y pequeñas carboneras. 2.1 Energía suministrada a los Centros de Transformación Los centros de transformación reciben energía para su proceso ya sea de fuentes primarias como secundarias. Al cierre del 2013, la energía primaria enviada a los centros de transformación fue de 1,334.6 miles de TEP, lo que representó un aumento del 31.0% con relación al nivel alcanzado en el 2012. Este incremento se explica principalmente por el aumento del 33.0% de los volúmenes de petróleo crudo entregados en la refinería y 28.3% en el uso de bagazo de caña para generación de electricidad en los ingenios azucareros, y en menor medida por el aumento de 70.4% y 42.1% en eoloenergía y geoenergía recibidos por las centrales eólicas y geotérmicas. Por orden de importancia, del total de energéticos primarios suministrados, 52.0% corresponde a petróleo crudo que es importado al país y enviado a la refinería Puma Energy Bahamas, la que se encarga del refinamiento y producción de derivados (gasolinas, gas licuado, diésel oil, fuel oil, querosenos, etc.) Así mismo, 26.8% de los energéticos primarios enviados a los centros de transformación corresponde a residuos vegetales, específicamente bagazo de caña utilizado para generación de electricidad en los ingenios azucareros de Monte Rosa y San Antonio. La geoenergía contenida en los pozos geotérmicos que son aprovechados en las centrales eléctricas de Polaris Energy Nicaragua (PENSA) y Momotombo Power Company (MPC) concentró el 11.8%. La energía que es aprovechada en las centrales eólicas de Amayo, Blue Power y Eolo, representó el 3.7%, seguido del 3.3% de hidroenergía utilizado en las centrales Carlos Fonseca, Centro América y otras menores. Finalmente, 2.4% de los energéticos primarios que fueron enviados a los centros de transformación, se refiere a la leña utilizada en las diferentes pequeñas carboneras a nivel nacional diseñadas para la producción de carbón vegetal y en menor medida la leña utilizada en el ingenio San Antonio para generación de electricidad. (Ver Cuadro No. 3).



Cuadro No. 3 Energía Primaria Suministrada a Centros de Transformación.

Fuente: Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM, Dpto. de Balance Energético y Estadísticas. Nota: 1/ Se refiere únicamente al bagazo de caña que se utiliza en los ingenios azucareros para generación de electricidad.

El total de energía primaria suministrada a los centros de transformación se distribuye de la siguiente manera: 52.0% por la refinería de petróleo, 18.8% por las centrales hidroeléctricas, geotérmicas y eólicas, 27.2% por los ingenios azucareros y 2.0% por pequeñas carboneras. Por otro lado, la energía secundaria enviada a los centros de transformación fue de 434.6 miles de TEP, toda esta energía se refiere específicamente a diésel oil y fuel oil que fue recibido por las centrales eléctricas térmicas que utilizan este combustible para generación de electricidad. De forma general, los energéticos primarios y secundarios que ingresaron a los centros de transformación durante el 2013, ascendieron a 1,769.2 miles de TEP, correspondiendo 75.4% a energía primaria y 24.6% a energía secundaria. (Ver Cuadro No. 4.)

Cuadro No. 4 Energía Suministrada a Centros de Transformación.

Por centros de transformación, las centrales eléctricas incluyendo los ingenios azucareros son quienes reciben mayor volumen de energéticos, consumiendo 59.2% de los mismos, seguido por la refinería de petróleo con 39.3% y finalmente pequeñas carboneras con 1.5%. (Ver Gráfico No. 4)

Variación

kTEP % kTEP % 2012/2013

Total Energía Primaria 1,019.0 100.0 1,334.6 100.0 31.0%

Leña 35.8 3.5 31.9 2.4 -10.9%

Residuos Vegetales 1/ 278.6 27.3 357.5 26.8 28.3%

Petróleo (Crudo) 522.3 51.3 694.5 52.0 33.0%

Hidroenergía 42.8 4.2 44.4 3.3 3.7%

Geoenergía 111.2 10.9 158.0 11.8 42.1%

Eoloenergía 28.3 2.8 48.3 3.7 70.4%

FUENTES2012 2013

Variación

kTEP % kTEP % 2012/2013

Energía Primaria 1,019.0 66.7 1,334.6 75.4 31.0%

Energía Secundaria 509.6 33.3 434.6 24.6 -14.7%

TOTAL 1,528.6 100.0 1,769.2 100.0 15.7%

FUENTES2012 2013



Gráfico No. 4

Al cierre del 2013, los energéticos que entraron a los centros de transformación aumentaron 15.7%, influenciado principalmente por la mayor utilización de fuentes eólicas y geotérmicas para generación de electricidad. Como consecuencia de lo anterior, el consumo de diésel oil y fuel oil para generación de electricidad en las centrales térmicas se redujo 10.6% y 14.8%, respectivamente. Por otro lado, el consumo de petróleo crudo por parte de la refinería aumentó 33.3%. 2.2 Energía producida en los Centros de Transformación La energía secundaria producida en los centros de transformación a partir de fuentes primarias fue de 892.7 miles de TEP, de los cuales 77.8% corresponde a derivados de petróleo, seguido de la electricidad con 21.4% y finalmente carbón vegetal con 0.8%. Por otro lado, la energía secundaria producida a partir de fuentes secundarias (fuel oil y diesel oil para electricidad) fue de 170.3 miles de TEP (ver Cuadro No. 5). Es importante mencionar que durante el proceso de transformación, se hace uso de energéticos secundarios ya sea que éstos sean comprados o producidos por el mismo centro de transformación, lo que es contabilizado como consumo propio. Tal es el caso del consumo de gas licuado de petróleo por parte de la refinería o bien el consumo de electricidad en equipos auxiliares por parte de las centrales eléctricas.



Cuadro No. 5 Energía Producida en los Centros de Transformación

Fuente: Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM, Dpto. de Balance Energético y Estadísticas.

En el cuadro No. 5, se puede observar que hubo un incremento del 21.5% en la energía producida en los centros de transformación, debido principalmente a la mayor producción de electricidad en las centrales eólicas y geotérmicas, además del aumento en la producción de derivados de petróleo por parte de la refinería. Por centros de transformación, la refinería representó el 65.3%, las centrales eléctricas 34.0 % y las carboneras el 0.7% de la producción de energéticos secundarios en los diferentes centros de transformación.

Gráfico No. 5

Variación

kTEP % kTEP % 2012/2013

Secundaria/Primaria 677.7 100.0 892.7 100.0 31.7%

Carbón Vegetal (Leña) 7.3 1.1 7.1 0.8 -2.9%

Derivados del Petróleo (petróleo crudo) 522.3 77.1 694.5 77.8 33.0%

Electricidad (Hidroenergia,Geoenergia,

Eoloenergia,Bagazo de Caña y Leña)148.1 21.9 191.1 21.4 29.0%

Secundaria/Secundaria 197.5 100.0 170.3 100.0 -13.8%

Electricidad (Diesel Oil y Fuel Oil) 197.5 100.0 170.3 100.0 -13.8%

TOTAL 875.1 100.0 1,063.0 100.0 21.5%

FUENTES20132012



2.2.1 Centrales Eléctricas Con respecto a los combustibles fósiles (diesel oil y fuel oil) que fueron utilizados en las centrales eléctricas y en los ingenios azucareros, se destaca una disminución de 13.8% comparado con el 2012, lo que significó una reducción de 9.4 miles de barriles de diesel oil y 496.9 miles de barriles de fuel oil en el consumo de las centrales térmicas. Por otro lado, la generación de electricidad a través de fuentes renovables (hidroenergía, geoenergía, eoloenergía y biomasa) han aumentado en un 29.0%, esto impulsado por las nuevas inversiones en plantas de generación que utilizan fuentes renovables, (Ver Cuadro No. 6) En este sentido, la generación bruta de electricidad aumentó 4.6% impulsada por el incremento en las centrales eólicas y geotérmicas de 70.4% y 29.8%, respectivamente. Así mismo, la generación por parte de los ingenios azucareros aumentó 16.5% y la energía hidroeléctrica 8.9%, mientras que la energía proveniente de las centrales térmicas experimentó una disminución de 13.8%. (Ver Cuadro No.6).

Cuadro No. 6 Generación Bruta de Electricidad (GWh)


De lo anterior, se muestra claramente una tendencia a la baja en la utilización de combustibles fósiles en la generación de electricidad, como parte del impacto de la continuidad de la estrategia del Gobierno para la diversificación de la matriz de generación eléctrica, con lo cual el país disminuye su dependencia en la importación de estos insumos mediante el aprovechamiento del gran potencial energético en fuentes autóctonos de energía renovable. En este sentido, se estima un ahorro de 295.47 millones de dólares en la compra de combustible (diésel y fuel) para el año 2013.

Variación

GWh % GWh % 2012/2013

Total 4,018.2 100.0 4,201.5 100.0 4.6%

Hidroeléctrica 418.6 10.4 456.1 10.9 8.9%

Geotérmica 523.3 13.0 679.4 16.2 29.8%

Térmica(Diesel Oil y Fuel Oil) 2,296.0 57.1 1,979.5 47.1 -13.8%

Autoproductores (Residuos Vegetales

y Diesel Oil)450.7 11.2 525.0 12.4 16.5%

Eolica 329.6 8.2 561.5 13.4 70.4%

CENTRAL ELECTRICA20132012



En el Gráfico No. 6, se observa la participación que tienen los diferentes energéticos en la generación de electricidad a nivel nacional.

Gráfico No. 6

La generación bruta total en términos de electricidad ascendió a 4,201.5 GWh (361.4 miles de TEP), de estos el consumo propio de las centrales eléctricas fue de 155.8 GWh (13.4 miles de TEP) es decir alrededor del 3.7% de su generación. Por fuentes de generación el 47.1% corresponde a plantas térmicas que utilizan fuel oil y diesel oil, 16.2% por plantas geotérmicas, 13.4% por plantas eólicas, 12.4% por autoproductores (ingenios azucareros que utilizan bagazo de caña principalmente para generación de electricidad) y finalmente 10.9% por plantas hidroeléctricas. Es importante destacar el significativo aumento que hubo en la generación bruta de electricidad por parte de las plantas eólicas Blue Power & Energy y Eolo de Nicaragua, quienes aumentaron considerablemente su generación comparado con el año anterior, generando en conjunto 252.02 GWh más que en el 2012. Otro aporte relevante lo realizó la empresa geotérmica Polaris Energy Nicaragua, la cual aumentó su generación bruta en 163.82 GWh adicionales a los generados en el año 2012, es decir un 35.1% más que el año pasado. 2.2.2 Refinería de Petróleo En lo referente a la producción de derivados de petróleo por parte de la refinería, durante el año 2013, esta ascendió a 5,014.6 miles de barriles (694.5 miles de TEP), correspondiendo a un 40.0% fuel oil, 31.0% diesel oil, 16.6% gasolinas (gasolina motor y gasolina de aviación), 4.5% querosenos (kerosene y turbo combustible), 3.9% No energéticos (solventes y lubricantes) 1.5% gas de refinería (fuel gas) y el 2.5% gas licuado de petróleo. (Ver Gráfico no.7)



Gráfico No. 7

Durante el año 2013, la refinería tuvo una producción neta de 14,327 barriles promedio diaria efectiva y el volumen de producción total se incrementó en 33.3%, comparado con el año anterior. Esto se debe en gran medida a que la refinería logró superar los problemas técnicos que se identificaron en el 2012. Durante este año se presentaron únicamente 15 días inactivos, en comparación a los 103 días que permaneció inactiva el año pasado. De forma general, la refinería representó el 65.3% de la producción de energéticos secundarios en los diferentes centros de transformación y su producción equivale al 31.2% del requerimiento de energéticos para consumo final demandados en los diferentes sectores de la economía nacional. 2.2.3 Pequeñas carboneras

El cálculo de la producción de las pequeñas carboneras a nivel nacional es inferido a partir de las proyecciones de los consumos finales sectoriales del carbón vegetal, obtenido a partir de la Encuesta Nacional de Leña 2006. Para el año 2013, la producción de carbón fue de 7.1 miles de TEP. Esta producción es realizada principalmente por pequeños agricultores de manera tradicional, que se caracterizan por utilizar técnicas con baja eficiencia.



III. COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÍA

El comercio exterior de energía comprende la importación y exportación de energéticos, para el caso de Nicaragua corresponde a petróleo y sus derivados y electricidad. En cuanto a las importaciones de productos energéticos estas fueron de 1,467.6 miles de TEP, de las cuales el 55.1% corresponde a derivados de petróleo, el 44.6% a petróleo crudo y un 0.3% a electricidad. De manera general cabe mencionar que se redujo en 3.2% las importaciones totales de energéticos del país (Ver Cuadro No. 7)

Cuadro No. 7 Comercio Exterior por Fuente Energética


Con respecto a las importaciones de petróleo crudo, estas alcanzaron la cifra de 655.0 miles de TEP, lo que equivale a 4,712.4 miles de barriles, siendo Venezuela el país origen del 100.0% del petróleo crudo importado, representando un aumento de 12.9% con respecto al 2012. En cuanto a las importaciones de derivados de petróleo, estas alcanzaron la cifra de 808.1 miles de TEP, lo que equivale a 6,521.4 miles de barriles, provenientes de Venezuela el 74.7% del total de dichas importaciones, seguido por Honduras con el 12.8%, Estados Unidos 5.9% y México el 4.5%; el restante 2.0% provino de Guatemala y El Salvador. Con respecto al 2012, las importaciones de derivados han disminuido 13.5%, debido principalmente a la disminución en las importaciones de fuel oil y diésel oil, además que no se importó querosenos debido a que la refinería abasteció la demanda nacional. En lo referente a electricidad, las importaciones alcanzaron la cifra de 4.5 miles de TEP, lo que equivale a 52.0 GWh, presentando un incremento del 161.4% comparado con el año 2012, esto demuestra un mayor dinamismo en las transacciones de electricidad entre los países de la región. En cuanto a las exportaciones de productos energéticos, estas fueron de 37.0 miles de TEP, de las cuales 96.2% corresponde a derivados de petróleo, y 3.8% a electricidad.

kTep % kTep %

Petróleo (Crudo) 580.2 38.3 655.0 44.6 12.9%

Derivados del Petróleo 934.1 61.6 808.1 55.1 -13.5%

Gas Licuado de Petróleo 81.8 5.4 91.6 6.2 11.9%

Gasolinas 191.8 12.7 172.8 11.8 -9.9%

Kero + Turbo 6.4 0.4 0.0 0.0 -100.0%

Diesel Oil 320.4 21.1 299.3 20.5 -6.6%

Fuel Oil 289.0 19.1 166.0 11.3 -42.6%

No Energéticos 24.4 1.6 36.6 2.5 49.8%

Coque de Petróleo 20.3 1.3 41.8 2.8 106.2%

Electricidad 1.7 0.11 4.5 0.3 161.4%

Total 1,516.0 100.0 1,467.6 100.0 -3.2%

Productos

IMPORTACIONESVariación

2012/20132012 2013



IV. CONSUMO FINAL DE ENERGÍA

El consumo o demanda final de energía, se refiere a la cantidad total de productos energéticos primarios y secundarios utilizados por todos los sectores de consumo. 4.1 Consumo Final de Energía por Fuentes El consumo final de energía por fuente para el año 2013, fue de 2,225.3 miles de TEP de los cuales el 43.9% corresponde a leña, el 41.6% a productos derivados de petróleo, energía eléctrica el 12.3% y el 2.2% restante corresponde a residuos vegetales (bagazo de caña y cascarillas de arroz, café y maní), carbón vegetal y otras biomasas (ripios y aserrín). Este consumo refleja un crecimiento con respecto a 2012, del 2.1% debido principalmente al aumento en el consumo de derivados del petróleo, especialmente gas licuado de petróleo, gasolinas y diésel oil. (Ver Gráfico No. 8)

Gráfico No.8

Destaca el importante peso que tiene la leña en el consumo final de energía, la cual es utilizada principalmente para la cocción de alimentos en los hogares, en especial en las zonas rurales del país. De acuerdo a estimaciones obtenidas a partir de la ENL 2006, se calcula que para el año 2013, alrededor de 938 mil hogares nicaragüenses utilizan este energético para la preparación de sus alimentos.

4.2 Consumo Final de Energía por Sectores. El consumo final de energía por sectores fue de 2,225.3 miles de TEP, reflejó un comportamiento por encima del año 2012. Por nivel de importancia, el sector residencial representó el 46.1% del consumo total, seguido del transporte con el 26.5%, el industrial 12.5%, el sector comercio, público y servicios



con el 11.2%, el sector agropecuario 2.2% y finalmente el sector otros con el 1.5%. (Ver Cuadro No. 8 y Gráfico No.9).

Cuadro No. 8 Consumo Final de Energía por Sector


Gráfico No. 9

4.2.1 Consumo Final de Energía en el Sector Residencial. El sector residencial reflejó un consumo de 1,024.9 miles de TEP con un incremento respecto al 2012, de 1.6%. La leña fue el principal energético que se consume en este sector, alcanzando el 86.5% en el 2013, es decir 886.9 miles de TEP (2,768.1 miles de toneladas métricas) la cual es utilizada específicamente para cocción de alimentos, especialmente en las zonas rurales. El consumo de electricidad representó 8.7% del sector, es decir, 89.1 miles de TEP (1,035.8 GWh). El sector residencial fue el principal consumidor de electricidad a nivel nacional, alcanzando 32.4% del

Variación

kTEP % kTEP % 2012/2013

Total Energía Primaria 2,180.5 100.0 2,225.3 100.0 2.1%

Residencial 1,009.1 46.3 1,024.9 46.1 1.6%

Comercio, Público y Servicio 229.7 10.5 249.4 11.2 8.6%

Industria 278.9 12.8 278.7 12.5 -0.1%

Transporte 570.9 26.2 589.5 26.5 3.3%

Agropecuario 51.7 2.4 48.9 2.2 -5.3%

Otros 40.2 1.8 33.9 1.5 -15.8%

FUENTES2012 2013



consumo eléctrico total. Otros energéticos como el gas licuado de petróleo, querosenos, carbón vegetal y otras biomasas representaron en conjunto 4.8% del consumo residencial. (Ver Gráfico No. 10)

Gráfico No. 10

4.2.2 Consumo Final de Energía en el Sector Comercio, Público y Servicio.

El sector comercio, público y servicio consume el 11.2% de la demanda final que equivale a 249.4 miles de TEP, lo que representó un incremento de 8.6% en relación al año 2012. El consumo del sector se distribuye de la siguiente forma: 51.6% derivados de petróleo, 34.7% energía eléctrica, 12.7% leña y 1.0% carbón vegetal. (Ver Gráfico No. 11).

Gráfico No. 11



4.2.3 Consumo Final de Energía en el Sector Industria.

El consumo energético del sector industria fue de 278.7 miles de TEP, lo que representó el 12.5% con respecto al consumo final. En este sector se observa un disminución del 0.1% con respecto al 2012. La estructura porcentual de este sector corresponde 44.3% a derivados de petróleo, 19.0% a leña, 30.2% a energía eléctrica y el restante 6.5% a residuos vegetales (bagazo de caña y cascarillas de arroz, café y maní) y otras biomasas (ripios y aserrín). (Ver Gráfico No. 12)

Gráfico no. 12

Es importante mencionar que en el consumo energético del sector industria se incluye la electricidad autogenerada en los ingenios azucareros que es utilizada en la producción de vapor para proceso productivo, tanto de los ingenios Monte Rosa y San Antonio (NSEL) que se encuentran interconectados al SIN e inyectan energía al sistema, además de los ingenios Montelimar (NAVINIC) y Compañía Azucarera del Sur (CASUR), que autogeneran únicamente para uso de su planta de producción de azúcar. Por otro lado, el consumo de electricidad de parte de la refinería es también incluido como consumo del sector industria, así mismo se incluye el consumo eléctrico de los grandes consumidores (Industria Cervecera S.A, Embotelladora Nacional S.A e Industria de Exportación S.A), así como el consumo de los grandes hoteles. En lo referente a las biomasas, se toma en cuenta el consumo de ladrilleras, alfarerías, rosquilleras, panaderías, tortillerías, entre otros. 4.2.4 Consumo Final de Energía en el Sector Transporte. El sector transporte tuvo una participación del 26.5% dentro del consumo final de energía, que en valor energético equivale a 589.5 miles de TEP, observándose un crecimiento del 3.3% con relación a 2012. En términos de estructura, al diesel oil le corresponde el 55.3% del total, seguido de las gasolinas (gasolina de motor y gasolina de aviación) con el 41.2% y por último los querosenos (kerosene y turbo combustible) con el 3.5%. (Ver Gráfico No. 13)



Gráfico No. 13

4.2.5 Consumo Final de Energía en el Sector Agropecuario. Al sector agropecuario le correspondió el 2.2% del consumo final, es decir 48.9 miles de TEP, reflejando un decrecimiento de 5.3% respecto al 2012. Su estructura fue del 47.0% aportado por los residuos vegetales (cascarillas de café y maní), 24.2% los derivados del petróleo, 15.3% energía eléctrica, 12.1% de leña y 1.4% carbón vegetal. De acuerdo a la ENL 2006, los energéticos de biomasa utilizados en la agricultura son principalmente leña, cascarilla de arroz y carbón vegetal, utilizado específicamente en el secado de granos y tabaco. (Ver Gráfico No. 14).

Gráfico No. 14



4.2.6 Consumo Final de Energía en el Sector Otros.

El sector otros, es el de menor participación en el consumo final, representando el 1.5% que equivale a 33.9 miles de TEP. La estructura porcentual es de la siguiente manera: El 21.2% lo aportó la energía eléctrica, referido al consumo de circuitos específicos como parques, plazas, canchas, entre otros. El 78.8% lo aportan los derivados del petróleo, en especial los solventes y lubricantes utilizados para usos no energéticos, como es el caso de los aceites y lubricantes para motores (Ver Gráfico No. 15). Con respecto al 2012, este sector ha disminuido el consumo de lubricantes y aceites, mientras el consumo eléctrico ha aumentado 4.35%.

Gráfico No. 15



V. INDICADORES ECONÓMICOS

El análisis de los indicadores económicos es utilizado fundamentalmente para evaluar el dinamismo económico del país. La relación que existe entre consumo energético, la eficiencia de este consumo y las actividades económicas, están estrechamente vinculadas. En cuanto a la información utilizada, el Producto Interno Bruto (PIB) base 2006 corresponde al publicado oficialmente por el Banco Central de Nicaragua (BCN) como resultado del Cambio de Año de Referencia (CAR) en las cuentas nacionales, lo que implicó un proceso de actualización y mejora de la información utilizada. El dato de población tiene por fuente la revisión del año 2012 de las Proyecciones de Población Nacional publicado por INIDE, en base al censo del 2005 y la Encuesta Nacional de Demografía y Salud (ENDESA) 2006 – 2007. El siguiente cuadro muestra los principales indicadores del país, tomando en cuenta las consideraciones anteriores:

Cuadro no. 9 Información Energética y Socioeconómica

Fuente: Análisis propio, Dirección de Políticas y Planificación - MEM, Dpto. de Balance Energético y Estadísticas. Notas: Los datos económicos y población de acuerdo a cifras del BCN, tomando como año de referencia el 2006. 1/ PIB año de referencia 2006. 2/ Estimaciones de población promedio para cada año, en base al censo de población 2005 y de ENDESA 2006-2007.

5.1 Intensidad Energética La intensidad energética, es un indicador que ayuda a medir la productividad de la energía dentro de un proceso económico, se define como la cantidad de energía requerida para producir una unidad determinada del PIB. La intensidad energética para el año 2013, alcanzó los 0.0148 kTEP por cada millón de córdobas (C$) constantes del PIB, tomando en cuenta como año base el 2006. Esto equivale a 1.87 BEP por cada mil dólares americanos (US$) al tipo de cambio del año 2006. El cambio de año de referencia ha ocasionado cambios importantes en los valores de la intensidad energética para el 2013, de manera que para hacer comparable los datos obtenidos con los calculados para años anteriores, fue necesario recalcular la serie histórica partiendo del año de referencia 2006. En comparación con el año 2012, la intensidad energética ha disminuido en 0.69%, lo que significa que el país requirió una menor cantidad de energéticos para la producción de bienes y servicios en la economía. (Ver Gráfico No. 16)

AñoConsumo Final

(Miles de Tep)

PIB Millones C$

2006 1/

Población Nacional 2/ (Miles de hab)

Intensidad

Energética

(Consumo final por

cada Millón de C$

del 2006)

Consumo Percápita

(TEP /Hab.)

Consumo de

Energia Electrica

(GWh)

Consumo percápita

de Electricidad

(kWh / hab)

2008 2,007.0 130,235.0 5,778.8 0.0154 0.347 2,471.59 427.7

2009 1,990.2 127,397.7 5,850.5 0.0156 0.340 2,520.21 430.8

2010 2,030.2 132,012.9 5,923.1 0.0154 0.343 2,640.89 445.9

2011 2,098.7 139,206.3 5,996.6 0.0151 0.350 2,820.37 470.3

2012 2,180.5 146,451.3 6,071.0 0.0149 0.359 3,040.40 500.8

2013 2,225.3 150,503.7 6,134.3 0.0148 0.363 3,194.50 520.8

Variación %

2012/20132.05 2.77 1.04 -0.69 1.00 5.07 3.99



Gráfico No. 16

5.2 Consumo de Energía por Habitante El consumo final de energía por habitante fue de 0.371 TEP (2.674 BEP), aumentando en 3.3% con respecto al 2012. Por otro lado, el consumo de electricidad per cápita para el año 2013, incluyendo a todos los sectores, alcanzó los 520.8 kWh/Hab, este indicador incrementó su valor con relación a 2012, en 4.0%.

Gráfico No. 17



En el Gráfico No.17 se muestra la relación entre el consumo final de electricidad per cápita y el PIB a precios constantes del 2006. Se observa una relación positiva entre ambas variables, por tanto a medida que el PIB aumenta el consumo de electricidad per cápita muestra el mismo comportamiento. Al respecto, el coeficiente de determinación1 entre el consumo final de electricidad per cápita y el PIB per cápita para el periodo en análisis es de 0.97, es decir el 97.0% de las variaciones del consumo final per cápita están explicadas por las variaciones del PIB.

1 Determina la proporción de la variabilidad de una variable Y explicada por la variabilidad de una variable X. Está definido como el cuadrado del coeficiente de correlación lineal, cuyos valores varían entre 0 y 1.



ANEXOS



a. Balance Energético Físico Consolidado.

LEBagazo de

Caña

Cascarilla de

Arroz

Cascarilla de

Café

Cascarilla de

Maní

Total Residuos

Vegetales

Otras

BiomasasPT HE GE EO CV GLP GM+GV KE+KT DO FO FG NE CK EE

kton kton kton kton kton kton kton KBbl GWh GWh GWh Kton KBbl KBbl KBbl KBbl KBbl KBbl KBbl KBbl GWh

1 Producción Primaria 3,150.4 2,186.8 46.2 18.9 35.2 2,287.1 12.2 - 844.4 1,877.1 561.6 - - - - - - - - -

2 Importaciones - - - - - - 4,712.4 - - - 945.8 1,398.3 - 2,188.0 1,119.9 - 268.6 600.8 52.0

3 Exportaciones - - - - - - - - - - - - 16.3 - - - 244.7 - 16.3

4 Variación de Inventario - - - - - - 316.4 (60.5) - - 0.6 (108.5) (4.6) (145.8) (16.3) - (30.0) (311.4) -

5 No Aprovechados 147.6 0.4 - 16.8 164.8 - - 267.4 39.4 - - - - - - - - - -

6 Pérdidas - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

7 OFERTA INTERNA BRUTA 3,150.4 2,039.2 45.8 18.9 18.4 2,122.3 12.2 5,028.8 516.5 1,837.7 561.6 946.4 1,289.8 (20.9) 2,042.2 1,103.6 - (6.1) 289.4 35.7

8 Centrales Hidroeléctricas - - - - - - - 516.5 - - - - - - - - - - -

9 Centrales Termoeléctricas - - - - - - - - 1,837.7 - - - - 79.9 2,859.3 - - - -

10 Centrales Eólicas - - - - - - - - - 561.6 - - - - - - - - -

11 Autoproductores 16.3 1,999.4 - - - 1,999.4 - - - - - - - - - - - - - -

12 Refinerías - - - - - - 5,014.6 - - - - - - - - - - - -

13 Carboneras 83.3 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 14 Transformación (Carga) 99.6 1,999.4 - - - 1,999.4 - 5,014.6 516.5 1,837.7 561.6 - - - 79.9 2,859.3 - - - -

15 Centrales Hidroeléctricas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 456.1

16 Centrales Termoeléctricas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2,658.9

17 Centrales Eólicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - 561.5

18 Autoproductores - - - - - - - - - - - - - - - - - - 525.0

19 Refinerías - - - - - - - - - - 127.1 830.1 225.4 1,555.7 2,003.8 76.9 195.6 - -

20 Carboneras - - - - - - - - - - 18.3 - - - - - - -

21 Transformación (Producción) - - - - - - - - - - 18.3 127.1 830.1 225.4 1,555.7 2,003.8 76.9 195.6 - 4,201.5

22 Consumo Propio - - - - - - - - - - 41.8 - - 11.4 69.4 73.7 - 155.8

23 Balance Transformación (99.6) (1,999.4) - - - (1,999.4) - (5,014.6) (516.5) (1,837.7) (561.6) 18.3 85.3 830.1 225.4 1,464.4 (924.9) 3.2 195.6 4,045.7

24 OFERTA INTERNA NETA 3,050.8 39.8 45.8 18.9 18.4 122.9 12.2 14.2 - - - 18.3 1,031.7 2,119.9 204.5 3,506.6 178.7 3.2 189.5 289.4 4,081.4

25 AJUSTE y PERDIDAS - - - 2.4 - 2.4 - 14.2 - - - - (24.4) (17.8) 2.6 141.1 11.6 3.2 (5.8) 14.7 886.9

26 DEMANDA FINAL TOTAL 3,050.8 39.8 45.8 16.5 18.4 120.5 12.2 - - - - 18.3 1,056.1 2,137.7 201.9 3,365.5 167.1 - 195.3 274.7 3,194.5

27 CONSUMO FINAL 3,050.8 39.8 45.8 16.5 18.4 120.5 12.2 - - - - 18.3 1,056.1 2,137.7 201.9 3,365.5 167.1 - 195.3 274.7 3,194.5

28 Residencial 2,768.1 - - - - - 3.2 - - - - 9.8 442.2 - 9.9 - - - - - 1,035.8

29 Comercio, Público y Servicios 98.9 - - - - - - - - - - 6.6 483.1 107.0 33.1 406.7 3.0 - 59.5 - 1,006.7

30 Industria 165.0 39.8 - 3.9 18.4 62.0 9.0 - - - - - 115.2 50.5 0.1 460.7 161.6 - 0.4 274.7 980.7

31 Transporte - - - - - - - - - - - - 1,963.7 157.8 2,382.3 - - - - -

32 Agropecuario 18.8 - 45.8 12.6 - 58.5 - - - - - 1.9 15.6 7.7 - 65.7 1.9 - - - 87.5

33 Otros - - - - - - - - - - - - 8.8 1.0 50.1 0.6 - 135.4 - 83.8

AÑO 2013

ENERGIA PRIMARIA ENERGIA SECUNDARIA



b. Balance Energético Consolidado (KTEP).

LEBagazo de

Caña

Cascarilla de

Arroz

Cascarilla de

Café

Cascarilla de

Maní

Total

Residuos

Vegetales

Otras

BiomasasPT HE GE EO TOTAL CV GLP GM+GV KE+KT DO FO FG NE CK EE TOTAL

1 Producción Primaria 1,009.3 391.0 18.1 7.6 12.6 429.3 4.0 - 72.6 161.4 48.3 1,724.9 - - - - - - - - - - 1,724.9

2 Importaciones - - - - - - - 655.0 - - - 655.0 - 91.6 172.8 - 299.3 166.0 - 36.6 41.8 4.5 812.6 1,467.6

3 Exportaciones - - - - - - - - - - - - - - - 2.2 - - - 33.4 - 1.4 37.0 37.0

4 Variación de Inventario - - - - - - - 44.0 (5.2) - - 38.8 - 0.1 (13.4) (0.6) (20.0) (2.4) - (4.1) (21.6) - (62.0) (23.2)

5 No Aprovechados - 26.4 0.2 - 6.0 32.6 - - 23.0 3.4 - 59.0 - - - - - - - - - - 59.0

6 Pérdidas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

7 OFERTA INTERNA BRUTA 1,009.3 364.6 17.9 7.6 6.6 396.7 4.0 699.0 44.4 158.0 48.3 2,359.7 - 91.7 159.4 (2.8) 279.3 163.6 - (0.9) 20.2 3.1 713.6 3,073.3

8 Centrales Hidroeléctricas - - - - - - - 44.4 - - 44.4 - - - - - - - - - - 44.4

9 Centrales Termoeléctricas - - - - - - 0.0% - 158.0 - 158.0 - - - - 10.9 423.7 - - - - 434.6 592.6

10 Centrales Eólicas - - - - - - - - - 48.3 48.3 - - - - - - - - - - 48.3

11 Autoproductores 5.2 357.5 - - - 357.5 - - - - 362.7 - - - - - - - - - - - 362.7

12 Refinerías - - - - - - - 694.5 - - - 694.5 - - - - - - - - - - 694.5

13 Carboneras 26.7 - - - - - - - - - - 26.7 - - - - - - - - - - 26.7 14 Transformación (Carga) 31.9 357.5 - - - 357.5 - 694.5 44.4 158.0 48.3 1,334.6 - - - - 10.9 423.7 - - - - 434.6 1,769.2

15 Centrales Hidroeléctricas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 39.2 39.2 39.2

16 Centrales Termoeléctricas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 228.7 228.7 228.7

17 Centrales Eólicas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 48.3 48.3 48.3

18 Autoproductores - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 45.2 45.2 45.2

19 Refinerías - - - - - - - - - - - - - 12.3 102.6 29.8 212.8 297.0 13.3 26.7 - - 694.5 694.5

20 Carboneras - - - - - - - - - - - - 7.1 - - 7.1 7.1

21 Transformación (Producc.) - - - - - - - - - - - - 7.1 12.3 102.6 29.8 212.8 297.0 13.3 26.7 - 361.4 1,063.0 1,063.0

22 Consumo Propio - - - - - - - - - - - - - 4.0 - - 1.6 10.3 12.7 - - 13.4 42.0 42.0

23 Balance Transformación (31.9) (357.5) - - - (357.5) - (694.5) (44.4) (158.0) (48.3) (1,334.6) 7.1 8.3 102.6 29.8 200.3 (137.0) 0.6 26.7 - 348.0 586.4 (748.2)

24 OFERTA INTERNA NETA 977.4 7.1 17.9 7.6 6.6 39.2 4.0 4.5 - - - 1,025.1 7.1 100.0 262.0 27.0 479.6 26.6 0.6 25.8 20.2 351.1 1,300.0 2,325.1

25 AJUSTE y PERDIDAS - - - 1.0 - 1.0 0.1 4.5 - - - 5.6 - (2.2) (2.2) 0.3 19.2 1.9 0.6 (0.9) 1.1 76.4 94.2 99.8

26 DEMANDA FINAL TOTAL 977.4 7.1 17.9 6.6 6.6 38.2 3.9 - - - 1,019.5 7.1 102.2 264.2 26.7 460.4 24.7 - 26.7 19.1 274.7 1,205.8 2,225.3

27 CONSUMO FINAL 977.4 7.1 17.9 6.6 6.6 38.2 3.9 - - - - 1,019.5 7.1 102.2 264.2 26.7 460.4 24.7 - 26.7 19.1 274.7 1,205.8 2,225.3

28 Residencial 886.9 - - - - - 1.0 - - - - 887.9 3.8 42.8 - 1.3 - - - - - 89.1 137.0 1,024.9

29 Comercio, Público y Serv. 31.7 - - - - - - - - - - 31.7 2.6 46.8 13.2 4.4 55.6 0.4 - 8.1 - 86.6 217.7 249.4

30 Industria 52.9 7.1 - 1.5 6.6 15.2 2.9 - - - - 71.0 - 11.1 6.2 - 63.0 23.9 - 0.1 19.1 84.3 207.7 278.7

31 Transporte - - - - - - - - - - - - - - 242.7 20.9 325.9 - - - - - 589.5 589.5

32 Agropecuario 5.9 - 17.9 5.1 - 23.0 - - - - - 28.9 0.7 1.5 1.0 - 9.0 0.3 - - - 7.5 20.0 48.9

33 Otros - - - - - - - - - - - - - - 1.1 0.1 6.9 0.1 - 18.5 - 7.2 33.9 33.9

AÑO 2013

ENERGIA PRIMARIA ENERGIA SECUNDARIA

GRAN TOTAL

OF

ER

TA

IN

TE

RN

A

BR

UT

A

OF

ER

TA

DE

TR

AN

SF

OR

MA

CIO

N

CE

NT

RO

S D

E

TR

AN

SF

OR

MA

CIO

N

CO

NS

UM

O F

INA

L

Anuario Estadístico del Sector Eléctrico 2012


Figura no. 1: Flujo de Energía.



Figura no. 2: Balance de Electricidad.



Figura no. 3: Balance de Hidrocarburos.



Equivalencias y Conversiones.

FUENTES ENERGÉTICAS UNIDAD TEP

LEÑA 103 TM 360.0

RESIDUOS VEGETALES 103 TM 180.0

PETRÓLEO 103 BARRILES 139.6

HIDRO, GEOENERGÍA, ELECTRICIDAD Gwh 86.0

CARBON VEGETAL 103 TM 700.0

GAS LICUADO DE PETRÓLEO 103 BARRILES 96.8

GASOLINA MOTOR 103 BARRILES 123.6

KEROSENE 103 BARRILES 132.4

DIESEL OIL 103 BARRILES 136.8

FUEL OIL 103 BARRILES 148.2

FUEL GAS 103 BARRILES 172.5

NO ENERGÉTICOS 103 BARRILES 136.4

EQUIVALENCIAS ENERGETICAS UTILIZADAS

UNIDADES BEP TEP TEC TCAL TJOUL 103 BTU MWh Kg GLP

BEP 1 0.1387 0.1982 0.00139 0.00581 5524.86 1.6139 131.06

TEP 7.2056 1 1.4285 0.01 0.0418 39810.22 11.629 944.38

TEC 5.0439 0.6999 1 0.007 0.0292 27866.85 8.14057 661.06

TCAL 720.5649 100 142.85 1 4.184 3981,022 1162,952 94,438.30

TJOUL 17,221 23.9 34.144 0.239 1 951,487 277.95 22,571.30

103 BTU 0.00018 2.51E-04 3.59E-04 2.51E-06 1.05E-05 1 0.00029 0.02372

MWh 0.6196 0.08599 0.1228 0.0086 0.0036 3,423.20 1 81.20577

Kg GLP 0.00763 0.00106 0.00151 1.06E-04 4.43E-04 42.154 0.0123 1



BIBLIOGRAFÍA.

Banco Central de Nicaragua. Anuario de Estadísticas Económicas. 2002 – 2013.

Metodología OLADE para la elaboración de Balances Energéticos. Octubre, 2004.

Informes Mensuales 2013 – Sistema Interconectado Nacional. Centro Nacional de Despacho de Carga.

Informes Mensuales 2013 – Departamento de Sistemas Aislados. Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL).

Estadísticas Eléctricas – 2013. Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

Estadísticas de Suministro de los Hidrocarburos, 2013. Dirección General de Hidrocarburos – Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Encuestas de Ingenios Azucareros 2013.

Encuesta Nacional de Leña 2006(Cálculos de los modelos residenciales de Leña y Carbón 2013).

Banco Central de Nicaragua. Anuario de Estadísticas Económicas. 2002 - 2013.

Instituto Nacional de Información de Desarrollo. Departamento de Estadísticas. Estadísticas Demográficas.

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