Proyecto SIEPAC

Pepesca
Mercado Eléctrico
Regional de
América Central
Guate Norte
Rio Lindo
Guate Este
Cajón
Nejapa
Suyapa
Ahuachapán
15 de Sept.
Pavana
León
Ticuantepe
Cañas
Parrita
Panamá
Canal
Rio Claro
Veladero
Golfo de
Panamá
CONFORMACION Y CONSOLIDACION
DEL MER: PROYECTO SIEPAC
El Proyecto SIEPAC consiste en :
•
La creación y puesta en marcha de un mercado
eléctrico
centroamericano
mayorista
denominado Mercado Eléctrico Regional (MER) y
sus organismos regionales: CRIE (Regulador),
EOR (Operador) y CDMER (política de integración
eléctrica).
•
El desarrollo del primer sistema de transmisión
regional denominado Línea SIEPAC.
DEFINICIÓN Y OBJETIVO
FUNDAMENTAL
El objetivo del Tratado Marco Mercado Eléctrico de
América Central es :
Formación y crecimiento gradual de un mercado
eléctrico regional competitivo, basado en el trato
recíproco y no discriminatorio, que contribuya al
desarrollo sostenible de la región dentro de un
marco de respeto y protección al medio ambiente.
PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO
Competencia, Gradualidad y Reciprocidad
PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO
•
Competencia: Libertad en el desarrollo de las
actividades de prestación del servicio con reglas
objetivas, transparentes y no discriminatorias.
•
Gradualidad: Previsión para la evolución
progresiva
del
Mercado,
mediante
la
incorporación de nuevos participantes, el
aumento progresivo de la operación coordinada,
el desarrollo de las redes de interconexión, y el
fortalecimiento de los órganos regionales
•
Reciprocidad: Derecho de cada Estado para
aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas
que ese Estado aplica temporalmente de
conformidad con el principio de gradualidad
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
I: Mercado Eléctrico Regional (MER)
•
El MER es el ámbito en el que se realizan las
transacciones regionales de electricidad entre
los agentes del mercado.
•
Intercambios de corto plazo, derivados de un
despacho económico regional de energía
•
Contratos de mediano y largo plazo.
•
El mercado debe evolucionar gradualmente de
una situación inicial limitada hacia una mas
amplia, abierta y competitiva, apoyado en la
infraestructura existente y futura tanto
nacional como regional.
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
I: Mercado Eléctrico Regional (MER)
•
Las transacciones del mercado se realizaran
entre sus agentes: Generadores, transmisores,
distribuidores, comercializadores y grandes
consumidores. Todos los agentes de los
mercados mayoristas nacionales serán agentes
del MER.
•
Los agentes podrán realizar las transacciones
de energía eléctrica libremente y sin
discriminación alguna
•
La integración vertical es permitida si se crean
unidades de negocio con separación de costos.
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
II: Generación Regional
•
Promoción del desarrollo de plantas
generación eléctrica de carácter regional
de
•
El EOR en coordinación con los OS&M realizara
la operación del MER con criterio de despacho
económico regional
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
III: Transmisión Regional
•
Los sistemas interconectados nacionales de la
región integran la red de transmisión regional,
la cual será de libre acceso a los agentes
•
La remuneración de las redes regionales será
aprobada por la CRIE y la remuneración de las
redes nacionales será aprobada por los
reguladores
nacionales,
y
no
serán
discriminatorias para su uso en función
regional.
•
Desarrollo del primer sistema de transmisión
regional (Línea SIEPAC)
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
IV: Entes Regionales
•
Comisión de Interconexión Eléctrica Regional
(CRIE) (Ente Regulador Regional)
•
Ente Operador Regional (EOR)
•
Consejo Director del MER (CDMER) (Política de
integración eléctrica)
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
V: Régimen Básico de Sanciones
•
Los agentes, OS/OM y el EOR están obligados a
acatar, sujetarse y cumplir con lo dispuesto en
la Regulación Regional (Tratado Marco,
Protocolos, Reglamentos y Resoluciones de
CRIE)
•
La CRIE vigilara el cumplimiento de la
Regulación Regional e impondrá las sanciones
que procedan de acuerdo al Tratado y sus
Protocolos.
•
Se
establecen
los
principios
básicos,
incumplimientos, sanciones y el procedimiento
sancionador (debido proceso).
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
VI: Cargos Regionales de Regulación y
Operación
•
Elaboración y aprobación del presupuesto de
CRIE y establecimiento del Cargo por Servicio
de Regulación.
•
Elaboración y aprobación del presupuesto de
EOR y establecimiento del Cargo por Servicio
de Operación.
•
Los agentes que demanden o consuman
energía en cada uno de los países miembros
pagaran los cargos por regulación y por
operación, en función de dicha energía.
GOBIERNOS
CDMER
CRIE
Reguladores
nacionales
OS/OMs
nacionales
EOR
MER
G
T
GC
D/C
MOR
MERCADOS ELECTRICOS
NACIONALES (6)
C
MCR
MERCADOS ELECTRICOS
BINACIONALES (2): MG - CP
AVANCES DE SIEPAC
I: Mercado Eléctrico Regional (MER)
 Suscripción y Ratificación del Tratado Marco y Primer
Protocolo. 1996-1998
 Aprobación de Diseño General del MER en 2000 y del
Reglamento Transitorio (RTMER) en 2002
 Inicio operación MER bajo RTMER. Agosto 2002
 Aprobación de Reglamento del MER (RMER) y del
Convenio General. Diciembre 2005
 Desarrollo SCADA/EMS (2005-2008) y Sistema de
Información del MER (SIIM) (2008-2011)
 Suscripción del Segundo Protocolo al
2011
TM – 2007-
 Inicio operación MER bajo RMER, junto a un
Procedimiento Detallado Complementario, en 2013
DESARROLLO REGULATORIO DEL MER
Tratado Marco del
Mercado Eléctrico de
América Central
Primer Protocolo TM
Diseño General
del MER
Reglamento
Transitorio
del MER
Diagnostico de la
Operación Técnica
y Comercial del MER
Diseño Detallado de la
Operación Técnica y
Comercial del MER
Reglamento de
la Operación
Técnica y Comercial
del MER (ROTC)
Diagnostico de la
Transmisión en el
MER
Diseño Detallado de la
Transmisión en el MER
Reglamento de
Transmisión
del MER (RT)
Reglamento del
MER (RMER)
Segundo
Protocolo
al TM
AVANCES DE SIEPAC
II: Generación Regional
 Acuerdo de promover condiciones propicias en el
Tratado Marco. 1998
 Incorporación de aspectos claves de generación
regional en el RMER (2005):
•
Contratos Firmes
•
Reforzamiento de Transmisión Regional
•
Derechos de Transmisión. Actualmente en
proceso normativo para el largo plazo.
 Impulso de proyectos de generación regional y
demanda regional a través del MER. 2011
AVANCES DE SIEPAC
III: Transmisión Regional
 Estudio de Factibilidad Técnico Económico de
Línea SIEPAC en 1997
 Constitución de la Empresa Propietaria de la Red
(EPR) con seis socios (estatales) en Febrero
1999. Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005),
CFE (2008).
 Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo
(2001) y de Mediano Plazo (2004-2008). Abril
2001
 Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo
2001
AVANCES DE SIEPAC
III: Transmisión Regional
 Inicio operaciones EPR. Marzo 2002.
 Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental
nacionales y obtención de Licencias Ambientales.
2002-2004
 Realización de topografía final para la Línea y
para la servidumbre. 2003
 Diseño final: 1,800 Km. de línea de transmisión
230 KV de un circuito sencillo con prevista para
doble circuito. 2005
AVANCES DE SIEPAC
III: Transmisión Regional
 Regulación Regional de Transmisión: Expansión,
operación,
mantenimiento,
derechos
de
transmisión y remuneración (RMER -2005)
 Presupuesto actual: US$ 494 millones
 Constitución de servidumbres: 2004-2013
 Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 – Ene
2013 (6 años y medio)
 Tramos pendientes

Panaluya – San Buenaventura (Finalizado y pendiente
de operación comercial)

Parrita – Palmar Norte (En construcción)
LINEA SIEPAC
PRIMER SISTEMA DE
TRANSMISIÓN REGIONAL
Panaluya
T
Aguacapa
Ahuachapán
País
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Total
Río Lindo
Cajón
Guate Norte
Nejapa
Aguacaliente
15 de Sept.
Planta Nicaragua
Ticuantepe
230 KV, Circuito sencillo
en torres de doble circuito
Costo M$ 494
Ruta de Línea a 230 KV
Subestación de interconexión
Subestación nacional
Lago
N icaragua
KMS
281
285
270
321
490
150
1797
300 MW de capacidad
28 bahías en 15 subestaciones
Cable OPGW de 36 fibras
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Panamá
Río Claro
Veladero
RED DE TRANSMISION INICIAL
Capacidad promedio entre
países 60 MW
México
Honduras
Guatemala
Nicaragua
El Salvador
Costa Rica
Interconexión existente 230 Kv
Interconexión existente 400 Kv
Panamá
RED DE TRANSMISION ACTUAL
Promedio ponderado capacidad
entre países (MW):
México
Honduras
Datos basados en información del 5 de febrero de 2013,
publicados en pagina web del EOR
Guatemala SIEPAC
Nicaragua
Costa Rica
El Salvador
SIEPAC
SIEPAC
Interconexión existente
Red nacional
Línea SIEPAC
Colombia
Panamá
PROXIMA RED DE TRANSMISION
México
Honduras
Capacidad entre países
300 MW
SIEPAC
Guatemala SIEPAC
SIEPAC
Nicaragua
Costa Rica
El Salvador
SIEPAC
Interconexión existente
Red nacional
Línea SIEPAC
Colombia
Panamá
AVANCES DE SIEPAC
IV: Organismos Regionales
 Creación de CRIE y EOR. Tratado Marco 1998
 Inicio de Junta Directiva de CRIE y EOR. Abril
2000 y Febrero 2001
 Sedes definitivas: Guatemala para CRIE y El
Salvador para el EOR. Octubre 2002
 Operación del MER por EOR: Junio 2006
 CT-11103-IV Fortalecimiento institucional de
CRIE y EOR. 2009-2010
 Aplicación cargos CRIE y EOR. Enero 2010
 Consejo Director del MER (CDMER) . 2010
AVANCES DE SIEPAC
Interfaces Regulatorias MEN - MER
 Desarrollo regulatorio del MER (Tratado Marco,
Protocolos y Reglamentos) considerando en la
existencia de seis sistemas/mercados diferentes con
regulación propia.
 Interfaces regulatorias MEN – MER desarrolladas e
implantadas para el RTMER.
 Interfaces regulatorias MEN – MER para RMER

Propuestas de interfaces por Consultores (coordinados por
CDMER – CRIE o por el Regulador Nacional)

A febrero de 2013 todas las interfaces están desarrollas. En
Guatemala y Panamá ya fueron emitidas por el regulador
nacional
AVANCES DE SIEPAC
Sistema Eléctrico de America Central
 Sistema longitudinal
 Lo componen areas de control de diferentes
capacidades
 Está conectado en el norte a un sistema de
aproximadamente 5 veces la capacidad del
sistema regional
 Los desbalances de carga / generación son
absorbidos principalmente por México lo que
puede ocasionar flujos de potencia importantes
a lo largo del sistema regional
AVANCES DE SIEPAC
Expansiones Nacionales de Transmision
 Las Expansiones nacionales son necesarios para
garantizar la capacidad de transmisión nacional
y la capacidad de transmisión regional de 300
Mw
 Los
mercados
eléctricos
nacionales
son
responsables de implementar las expansiones
nacionales de transmisión.
 Después de la entrada en operación de la Linea
SIEPAC la CRIE vigilara que se mantenga la
capacidad de transmisión regional
VOLUMEN ANUAL DE INTERCAMBIOS EN EL MER
Volumen Anual de Intercambios
400
380
Pepesca
Guate Norte
360
Río Lindo
Guate Este
Cajón
Nejapa
340
Suyapa
Ahuachapán
Pavana
15 de Sept.
León
300
Ticuantepe
280
Cañas
260
Parrita
240
Panamá
Canal
Río Claro
220
Veladero
2013-1
2012-12
2012-11
2012-10
2012-9
2012-8
2012-7
2012-5
2012-4
2012-3
2012-2
2012-1
2011-12
2011-11
2011-10
2011-9
2011-8
2011-6
2011-5
2011-4
2011-3
2011-2
2011-1
2010-12
2010-11
2010-10
2010-9
2010-8
2010-7
2010-6
2010-5
2010-4
2010-3
2010-2
2011-7
Mes
Panamá
2012-6
Golfo de
200
2010-1
Gwh
320
¿Preguntas?
Humberto Perla Moreno
asesoría | consultoría |capacitación
Mercado Eléctrico Regional
e-mail: [email protected]
Tel: (503) 7683-1111
San Salvador, El Salvador