Desarrollo del Proyecto SIEPAC - CEAC

Marzo 2013
Objetivos del Proyecto SIEPAC.
1. Apoyar la formación y consolidación
progresiva de un Mercado Eléctrico
Regional, mediante la creación y
establecimiento de mecanismos legales,
institucionales y técnicos apropiados, que
facilite la participación del sector privado,
particularmente en el desarrollo de las
adiciones de generación.
2. Construcción de la infraestructura de
interconexión eléctrica que facilite los
intercambios de energía eléctrica entre los
participantes en el mercado eléctrico.
Finalidad de la Empresa Propietaria de la Red
(EPR)
El Tratado Marco autoriza
a la EPR a desarrollar,
diseñar, financiar, construir
y mantener un primer
sistema de transmisión
regional
que
interconectará
los
sistemas eléctricos de los
seis países de América
Central.
Organización del Mercado Eléctrico Regional
MER
GOBIERNOS
CRIE
6 REGULADORES NACIONALES
CONSEJO
DIRECTOR
EOR
SECRETARÍA
CDMER
6 OPERADORES NACIONALES
EPR
180 GENERADORES
28 COMERCIALIZADORES
51 DISTRIBUIDORES
331
AGENTES
9 TRANSMISORES NLS
62 GRANDES CONSUMIDORES
5
Empresa Propietaria de la Red
EPR es una sociedad regida por el derecho
privado, constituida en Panamá, facultada por los
Gobiernos de América Central para diseñar,
financiar, construir y mantener un Primer Sistema
de Transmisión Regional que interconecte los
sistemas
eléctricos
de
los
países
centroamericanos.
Accionistas
Asociación público - privada de nueve
accionistas
DISTRIBUCIÓN CAPITAL ACCIONARIO
ACCIONISTA
INDE
CEL - ETESAL
ENEE
ENATREL
ICE - CNFL
ETESA
ENDESA
ISA
CFE
TOTAL
Miles US$ Capital Social
6,500
6,500
6,500
6,500
6,500
6,500
6,500
6,500
6,500
58,500
7
El Costo del proyecto y la Estructura del Financiamiento
Fuentes de Financiamiento
Total
Miles US$
1. Aportación Capital Social
58.500
2. Préstamos del BID
253.500
3. Préstamos del BCIE
109.000
4. Préstamo CAF
Préstamos de
5.
Accionistas
Préstamos de
6.
BANCOMEXT
TOTAL COSTO PROYECTO
15.000
13.500
44.500
494.000
DISTRIBUCIÓN PRESUPUESTO INVERSIÓN
CATEGORÍAS DE INVERSIÓN
Total Presupuesto (Miles US$)
1.
INGENIERÍA Y
ADMINISTRACIÓN
78.160
1.1
INGENIERÍA
68.207
1.2
ADMINISTRACIÓN
9.953
2.
COSTOS DIRECTOS
387.489
2.1
TERRENOS Y
SERVIDUMBRES
2.2
LÍNEAS
2.3
CONEXIÓN A
SUBESTACIONES
45.817
2.4
EQUIPO DE
COMPENSACIÓN
10.931
3.
COSTOS ESTUDIOS
AMBIENTALES
5.
COSTOS
FINANCIEROS Y
OTROS
29.133
301.609
TOTAL
3.657
24.694
494.000
9
10
DESCRIPCION CONSTRUCTIVA
•
1.793 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kV con previsión
en torres para un segundo circuito
•
Cada circuito viene equipado con conductor 1024.5 MCM ACAR
519.1 mm2 y cada estructura dispone de 2 cables de guarda, uno
de Alumoweld 7 No. 8 58.56 mm2, y el otro con OPGW que vendrá
equipado con fibra óptica 12 Monomodo (Single Mode) y 24
Dispersión desplazada (Non Zero Dispersion)
•
Conexión a 15 subestaciones de los países de la región, mediante
28 bahías de acceso
•
Tres bancos de reactores de potencia inductiva de 20 MVAR
instalados en uno en Guatemala, y dos en Nicaragua
Infraestructura del Sistema de
Comunicaciones en Línea SIEPAC
• La Línea SIEPAC incluye un cable OPGW con 36 fibras
ópticas
• Plataforma Básica (DWDM) que permite la
convergencia de las diferentes señales de
información.
• Esta infraestructura de fibras ópticas viabilizará la
Autopista Mesoamericana de la Información (AMI),
prevista en el ahora Proyecto Mesoamérica.
• Para ejecutar las inversiones complementarias en
este campo y utilizar las fibras ópticas excedentarias,
EPR ha constituido REDCA.
• REDCA tiene como objetivo ser un Carrier of Carriers
en la región prestando servicios de interconexión
entre los países del SIEPAC y hacia Internet.
• REDCA ha sido constituida en Panamá y su Centro de
Gestión Regional operará desde Nicaragua.
Cable OPGW
Equipo DWDM
12
•
•
LICITACIONES E INICIO DE EJECUCIÓN
El 18 de mayo de 2006, se adjudicó la licitación pública internacional para la
construcción de la línea de Transmisión mediante dos contratos llave en mano
Contratistas principales
NUMERO DE LOTE PAÍSES
•
•
•
ADJUDICATARIO
Lote 1. Guatemala, El Salvador y Honduras
TECHINT S.A. de C.V.
Lote 2. Nicaragua, Costa Rica y Panamá
APCA (Consorcio) ABENGOA-INABENSA
El 24 de octubre de 2006, se inició la ejecución de las actividades
correspondientes a la ejecución de la línea de Transmisión
El 2 de octubre de 2007 se inició la ejecución de las actividades
correspondientes a las bahías de Subestación al Contratista TECHINT S.A. de
C.V.
El 10 de mayo de 2010, se inicio la ejecución de actividades para las bahías de
compensación reactiva inductiva en las subestaciones de Ticuantepe y
Sandino en Nicaragua y Panaluya en Guatemala.
13
PRINCIPALES RETOS EN LA ETAPA DE CONSTRUCCION
•
Legislaciones diferentes en cada país
•
Obtención servidumbre de paso
•
Gestión de licencias ambientales
•
Relación con las empresas de transmisión nacionales
•
Relación con contratistas
14
LEGISLACIONES DIFERENTES
• Luego de haber firmado contratos globales de
construcción (llave en mano)
EPR y sus
contratistas enfrentaron diversos problemas
diferentes en cada país dada la naturaleza
heterogénea de los mismos en cuanto a
legislaciones ambientales, de obtención de
servidumbres, autonomía de las regiones
(municipios, cantones departamentos etc.)
SERVIDUMBRE DE PASO DE LA LÍNEA
15
•
Se constituye en el principal problema encontrado en la construcción y que
causó mayores retrasos y sobrecostos
•
La construcción de este tipo de proyectos encuentra cada vez mayor oposición
en la sociedad
•
A excepción de Panamá, los mecanismos legales en cada país no son
determinantes para obtener servidumbres
•
Las empresas publicas eléctricas tienen mejores ventajas de obtener
servidumbres dada su naturaleza estatal y amplio conocimiento que de ellas
tiene la sociedad
•
Las empresas privadas como EPR enfrentan una mayor oposición
•
Se obtuvo apoyo de los gobiernos y de las empresas eléctricas nacionales
16
RELACIÓN CON GOBIERNOS MUNICIPALES
•
En Guatemala y El Salvador por la autonomía que gozan los
Gobiernos regionales municipales,
se tuvieron
graves
dificultades concernientes a la obtención de “licencias de
construcción” que están en el ámbito municipal y por los
requerimientos de pagos por impuestos, tasas o tributos
•
Por concepto de separación de actividades productivas y para
dar certeza a las inversiones extranjeras en los países se deberían
tener esquemas tributarios claros
17
RELACIÓN CON EMPRESAS DE TRANSMISIÓN NACIONALES
•
Aunque en menor grado, EPR tuvo diferencias con los cuerpos
técnicos de las empresas de transmisión nacionales, dado que debía
construir bahías en subestaciones nacionales de estas entidades.
•
La gran mayoría de empresas de transmisión de la región están en un
modelo de transmisor único, en el país, por lo que no era muy común
tener en sus subestaciones bahías de otras entidades
•
La dificultades se dieron en temas técnicos de acoplamientos de
equipamientos de control, protección y telecomunicaciones
principalmente
•
Todos los problemas fueron superados no sin antes tener un costo
financiero para EPR
Avance General
PAIS
Panaluya
Guate Norte
San Buenaventura
Cajón
T
Aguacapa
Nejapa
Ahuachapán
Toncontín
Aguacaliente
15 de Sept.
Sandino
Ticuantepe
Lago
KMS Tramos
GTM
283
3
SLV
286
4
HND
274
4
NIC
307
3
CRI
493
5
PAN
150
1
TOT
1793
20
Nicaragua
UNICO TRAMO
PENDIENTE
INCLUYE PREVISTA
PARA SEGUNDO CIRCUITO
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Río Claro
Panamá
Veladero
Enlace en Operación
19
CRONOLOGIA
DE CONSTRUCCIÓN
•
De los 20 tramos planificados EPR tuvo en resumen la siguiente
secuencia de construcción
• Inicio de construcción
• Octubre 2006
• Primer Tramo en Operación
• Noviembre 2010
• Penúltimo tramo en Operación
• Diciembre 2012
•
Por lo tanto en poco mas de 6 años EPR ha construido 19 Tramos,
1793 kilómetros con 28 bahías de subestación en seis países
siendo el mayor esfuerzo de construcción de infraestructura de
230 KV en toda la región
COMPARACION DE COSTOS AMERICA CENTRAL
El Consejo de Electrificación de América Central CEAC , realizó un
estudio de costos en transmisión, en los cuales se demostró que en los
últimos años América Central muy pocas empresas habían construido
líneas de 230 KV en la región.
Del estudio efectuado se obtienen los siguiente datos que muestran que
aun con los problemas de los costos adicionales al presupuesto original,
los costos promedio obtenidos por EPR son los menores de la región
EMPRESA DE
TRANSMISIÓN
US MILES /KM
No.1
433.3
No.2
309.6
EPR
274.5
20
21
RETOS DE LA ETAPA OPERATIVA
•
•
El año 2012 ha sido crucial para EPR ya que es cuando ya se ha
iniciado formalmente la estructuración del cobro del IAR en la región
por lo tanto en los 19 tramos ya en servicio ha iniciado la etapa de
operación y mantenimiento de EPR en un 93% de sus activos.
Se ha encontrado que ahora se tiene nuevos retos, entre los cuales se
destaca:
• Gestión regulatoria para recaudación del IAR
• Legislación tributaria en cada país
• Cumplimiento de los criterios de calidad del servicio
• Compromisos ambientales
• Conversión de EPR de una entidad que ha construido a un agente
transmisor cuya función primordial es el mantenimiento de su red
• Atender constantes solicitudes de apertura de la red
• Vandalismo y sabotajes
22
OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO
•
El mantenimiento de una empresa típica de transmisión lleva las etapas siguientes:
•
•
•
Planificación
Ejecución
Evaluación y Control
•
La etapa de Ejecución es la que ocupa mas recursos técnicos y financieros
•
Las etapas 1 y 3 son propias de la administración de EPR
•
EPR como empresa totalmente regulada por CRIE tiene como objetivo tener los
costos más bajos posibles de mantenimiento
•
Por esta razón prevé la gestión por contratos externos (outsourcing) de toda la etapa
de Ejecución ya sea con los transmisores nacionales o con contratistas privados
•
Según la resolución CRIE 3-61 del año 2012 EPR estaría en este año procediendo a
ejecutar un concurso internacional para la contratación de la ejecución de la
totalidad del mantenimiento de sus activos de transmisión en la región
23
APERTURAS DE LA LINEA
De acuerdo a lo establecido en el Articulo 12
del Tratado Marco la red de transmisión
regional (RTR) es de libre acceso, por esta
razón la EPR se ha visto obligada a atender
las solicitudes de conexión que se están
presentando
SOLICITUD DE APERTURA DE LA LINEA SIEPAC
Subestación
Dominical
Desarrollador Solicitud a la CRIE
País
EISA
SI
Panamá
La Vega
TRECSA
SI
Guatemala
San Agustín
TRECSA
NO
Guatemala
San Miguel
Progreso
NO
Guatemala
Cutuco Energy
NO
El Salvador
ENEE
NO
Honduras
ENATREL
SI
Nicaragua
El Ventarrón
SIGLO XXI
NO
Nicaragua
Los Inocentes
VERSANT
NO
Costa Rica
ICE
SI
Costa Rica
La Unión
San Nicolás
La Virgen
Jacó
24
Aperturas de Línea
SE San Agustín
(El Rancho)
SE San Miguel
Subestación
SE San Nicolás
Dominical
(La Entrada)
San Buenaventura
Panaluya
Guate Norte
Cajón
T
Aguacapa
Nejapa
Ahuachapán
EISA
SI
La Vega
TRECSA
NO
San Agustín
TRECSA
NO
San Miguel
Progreso
NO
Cutuco En
NO
ENEE
NO
ENATREL
SI
SIGLO
NO
VERSANT
NO
ICE
SI
La Unión
Toncontín
San Nicolás
La Virgen
Aguacaliente
15 de Sept.
El Ventarrón
SE La Vega
Los Inocentes
SE La Unión
Jacó
Sandino
Solicitud a la
CRIE
Lago
Ticuantepe
Nicaragua
SE La Virgen
SE El Ventarrón
SE Dominical
Cañas
SE Los Inocentes
SE finalizada
Parrita
Palmar Norte
SE en construcción
Enlace en Operación
Línea terminada
Línea en construcción
INCLUYE PREVISTA
PARA SEGUNDO CIRCUITO
Río Claro
Panamá
Veladero
SE Jacó
26
COMPROMISOS AMBIENTALES
• Es de conocimiento general que la preocupación
actual por el medio ambiente es un tema que ha
propiciado la creación de legislación y regulaciones
ambientales
• EPR tuvo que cumplir con todas las nuevas
reglamentaciones ambientales exigidas, tanto por los
Organismos ambientales de cada país como por los
entes financieros del proyecto (BID; BCIE etc.)
• Como parte de la obtención de los permisos
ambientales se le pusieron una serie de compromisos
de obligatorio cumplimiento
27
COMPROMISOS AMBIENTALES
•
•
•
•
•
•
•
Informes semestrales de cumplimiento
Planes de Contingencia
Sistema de Alertas Tempranas
Plan de Compensaciones Forestales
Monitoreo de Contaminación Electromagnética
Monitoreo de Ruido
Implementación de sistema de mitigación para
Impacto de Aves
• Plan de Conservación del Colibri Esmeralda
(Honduras)
• Apoyo para rescate arqueológico en Subestación
Ticuantepe Nicaragua
28
COMPENSACIONES FORESTALES
País
Compensación Forestal
Guatemala
Se indemnizó en efectivo al
Instituto Nacional de Bosques para
sus programas de reforestación
El Salvador
Apoyo a reforestación área
protegida Magdalena y Parque
Nacional San Diego La Barra
Honduras
Cuenca del Río Coyolar
Nicaragua
Varias fincas y 47 hectáreas del Río
Tamarindo
Costa Rica
32 hectáreas áreas de
conservación en Guanacaste
Panamá
65 hectáreas de la zona de
amortiguamiento del Volcán Barú
29
VANDALISMO Y SABOTAJE
EPR durante la etapa constructiva y ahora en la etapa operativa ha
enfrentado diversos actos de vandalismo y sabotaje como:
• Robos de cable incluso instalado (sin tensión) en El Salvador y
Guatemala
• Robo de puestas a tierra
• Robo de piezas o elementos estructurales de torres
Ahora ya en operación se ha tenido continuidad de estas acciones a
excepción del robo del cable por estar ya en servicio energizado con
alta tensión
El caso más grave ocurrió en El Salvador como se muestra a
continuación
SABOTAJE EN TORRE AHUACHAPAN NEJAPA
30
SABOTAJE TORRE AHUACHAPAN NEJAPA
31
VANDALISMO EN HONDURAS Y EL SALVADOR
32
EL RMER Y LA EPR
33
•
El RMER en su Libro III establece las principales regulaciones
para la EPR entre las cuales se destacan a continuación las que
tienen relación directa :
•
•
•
•
•
•
•
Libre Acceso
Coordinación Técnica Operativa
Régimen de Calidad del Servicio
Régimen Tarifario para EPR
Ampliaciones
Diseño de Ampliaciones
Criterios de Calidad Seguridad y Desempeño
34
PRINCIPALES INDICES APLICABLES A EPR
•
Líneas de transmisión:
• Indisponibilidad programada:
• En horas/año/100 km y salidas/año/100 km
• Indisponibilidad forzada:
• En horas/año/100 km y salidas/año/100 km
•
•
Equipos de conexión:
• Indisponibilidad programada: en horas/año/unidad y
salidas/año/unidad
• Indisponibilidad forzada: en horas/año/unidad y
salidas/año/unidad
Equipos estáticos de compensación:
• Indisponibilidad programada: en horas/año/unidad y
salidas/año/unidad
• Indisponibilidad forzada: en horas/año/unidad y
salidas/año/unidad
Hasta la fecha EOR no ha definido los valores “Objetivo” de
estos índices
TRANSMISIÓN REGIONAL: AMPLIACIONES
Por medio del Sistema de Planeación de la Transmisión Regional
(SPTR) se elaborará un plan indicativo de las ampliaciones de la
misma y se identifican:
• Ampliación Planificada: Las que se realizan por iniciativa regional
propuesta por el EOR y aprobada por la CRIE.
• Ampliación a Riesgo: Las que se realizan por uno o más agentes.
• Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional: Las que se realizan
por uno o más agentes pero se reconoce un Ingreso Autorizado
Regional.
Resolución
CRIE P-16-2012
36
REFLEXIONES
•
En la región centroamericana es el mayor esfuerzo de
construcción de activos de transmisión en 230 KV en los
últimos 10 años
•
Es difícil percibir en la región el enorme despliegue de
recursos técnicos, financieros que están detrás de este
proyecto
•
Aun no se reciben directamente en la región los beneficios ya
que el MER aun esta en desarrollo
•
Se podría acelerar que la región comience a percibir
beneficios si se completan los temas pendientes del RMER,
como los Derechos de Transmisión
37
REFLEXIONES
• El SIEPAC es un proyecto de infraestructura de los
países por lo que bajo esta visión se convierte en un
proyecto con las siguientes peculiaridades con
respecto a los beneficios
• No son tangibles directamente
• Se ven en el mediano o largo plazo
• Sus costos se deben socializar
• El 44 %
de la línea del SIEPAC actualmente
construida, poco más de 726 kilómetros son obras de
beneficio directo a las redes nacionales
BENEFICIOS A LARGO PLAZO
Económico
Permitirá la
Planificación y
Operación Regional.
Facilitará Menores
Costos Unitarios para
las inversiones.
Posibilitará un mercado
regional de energía
eléctrica.
Promoción de la
competencia.
Social
Incrementará la
calidad y confiabilidad
del suministro de
energía eléctrica.
Ambiental
Permitirá la instalación de
Plantas Generadoras
Regionales de gran
tamaño y por ende
Reducción de emisiones.
Ahorro de
combustible
Complementariedad
hidrológica y térmica de
los países
Impacto directo en la
reducción del precio
de la energía eléctrica
al consumidor final
Optimización generación
con recursos naturales
Potencia el uso de
recursos energéticos
renovables de la región.
CONCLUSIONES
•
•
•
La Línea SIEPAC está en servicio, lo que actúa como estímulo para
grandes proyectos de generación regional que ahora si pueden
concretarse.
SIEPAC es un proyecto singular que junta voluntades de los países y
además de los beneficios propios de una integración eléctrica, suma
los de telecomunicaciones y los ambientales.
La integración trae beneficios tangibles que trascienden los intereses
nacionales, y van en beneficio directo de todos los ciudadanos de la
región centroamericana, por los que se justifica realizar el esfuerzo y
vencer las dificultades.