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Golfo de
Panamá
Panamá Canal
Suyapa
Guate Este
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Guate Norte
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Pavana
Rio Claro
Veladero
Cajón
Rio Lindo
Pepesca
15 de Sept.
Ahuachapán
León
Mercado Eléctrico Regional de
América Central
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 de generación eléctrica de carácter regional
• 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.
MER
G T
MOR
C
MCR
GC
EOR
OS/OMs nacionales
Reguladores nacionales
GOBIERNOS CDMER
CRIE
D/C
MERCADOS ELECTRICOS NACIONALES (6)
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 TM – 2007-2011
Inicio operación MER bajo RMER, junto a un Procedimiento Detallado Complementario, en 2013
DES
AR
RO
LLO
REG
ULA
TOR
IO D
EL M
ER Tratado Marco del
Mercado Eléctrico de América Central
Diseño General del MER
Diseño Detallado de la Transmisión en el MER
Reglamento de la Operación
Técnica y Comercial del MER (ROTC)
Reglamento Transitorio
del MER
Diagnostico de la Operación Técnica
y Comercial del MER
Diagnostico de la Transmisión en el
MER
Diseño Detallado de la Operación Técnica y Comercial del MER
Primer Protocolo TM
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)
Lago
Nicaragua
Panamá
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Aguacaliente
Veladero
Cajón Río Lindo Panaluya
Ahuachapán
Planta Nicaragua
Guate Norte
Palmar Norte
15 de Sept.
T
Río Claro
LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE
TRANSMISIÓN REGIONAL
Ruta de Línea a 230 KV Subestación de interconexión Subestación nacional
300 MW de capacidad 28 bahías en 15 subestaciones Cable OPGW de 36 fibras
País KMS
Guatemala 281 El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total
230 KV, Circuito sencillo en torres de doble circuito Costo M$ 494
285 270 321 490 150
1797
RED DE TRANSMISION INICIAL
Guatemala
El Salvador
Panamá
Interconexión existente 230 Kv Interconexión existente 400 Kv
Honduras
Costa Rica
Nicaragua
México Capacidad promedio entre
países 60 MW
Guatemala
El Salvador
Panamá
Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC
SIEPAC
SIEPAC
SIEPAC
Honduras
Costa Rica
Nicaragua
México
RED DE TRANSMISION ACTUAL
Colombia
Promedio ponderado capacidad entre países (MW):
Datos basados en información del 5 de febrero de 2013, publicados en pagina web del EOR
Guatemala
El Salvador
Panamá
Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC
Capacidad entre países 300 MW
SIEPAC
SIEPAC
SIEPAC
SIEPAC
Honduras
Costa Rica
Nicaragua
México
PROXIMA RED DE TRANSMISION
Colombia
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
Golfo de
Panamá
Panamá Canal
Suyapa
Guate Este
Nejapa
Guate Norte
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Pavana
Río Claro
Veladero
Cajón
Río Lindo
Pepesca
15 de Sept.
Ahuachapán
León
VOLUMEN ANUAL DE INTERCAMBIOS EN EL MER
200
220
240
260
280
300
320
340
360
380
400
2010
-1
2010
-2
2010
-3
2010
-4
2010
-5
2010
-6
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-7
2010
-8
2010
-9
2010
-10
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-11
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-12
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-1
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-2
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-3
2011
-4
2011
-5
2011
-6
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-7
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-8
2011
-9
2011
-10
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-11
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-12
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-1
2012
-2
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-12
2013
-1
Gw
h
Mes
Volumen Anual de Intercambios
¿Preguntas?
Humberto Perla Moreno asesoría | consultoría |capacitación Mercado Eléctrico Regional e-mail: [email protected] Tel: (503) 7683-1111 San Salvador, El Salvador
