Línea SIEPAC y MER. Octubre 10, 2014.

Transcripción

1 Línea SIEPAC y MER Octubre 10, 2014.

2 México LINEA SIEPAC Tapachula Panaluya Guate Norte San Buenaventura Cajón Los Brillantes San Nicolás T Aguacapa Ahuachapán 15 de Sept. Nejapa Aguacaliente Sandino Ticuantepe Lago Nicaragua País KMS Guatemala 283 El Salvador 286 Honduras 275 Nicaragua 307 Costa Rica 499 Panamá 150 Total 1800 Tramos Cañas La Línea SIEPAC Parrita esta operando Palmar Norte Río Claro Dominical Veladero Panamá Panamá II Cerro Matoso al 100% Colombia

3 Conclusión de la Línea SIEPAC País Bahías Compensación Estructuras Tendido de Conductores unidades MVAR unidades km Guatemala ,8 El Salvador ,0 Honduras ,0 Nicaragua ,5 Costa Rica ,9 Panama ,0 TOTAL ,3

4 Bahías de conexión a la Línea SIEPAC País Subestación Esquema Latitud Longitud Altura Observaciones Aguacapa DPPIABT 14 11'23.73"N 90 36'12.77"O 300 Existente Conexión a Ahuachapán Guate Norte DBIIA 14 40'8.14"N 90 27'17.64"O 1547 Existente Conexión a Panaluya GTM SLV HND Panaluya Interruptor y Medio 15 2'16.87"N 89 35'30.57"O 191 Nueva Conexión a Guate Norte y San Nicolás Ahuachapán Interruptor y Medio 13 55'18.64"N 89 49'2.74"O 801 Existente Conexión a Aguacapa y a Nejapa Nejapa Interruptor y Medio 13 46'29.79"N 89 12'16.97"O 525 Nueva Conexión a Ahuachapán y 15 de Septiembre 15 de Septiembre Interruptor y Medio 13 37'35.78"N 88 33'50.14"O 113 Existente Conexión a Nejapa y Agua Caliente Agua Caliente Interruptor y Medio 13 24'22.19"N 87 19'34.38"O 26 Existente Conexión a 15 de Septiembre y Sandino San Nicolás BS 14 46'24.029"N "O 423 Nueva Conexión a San Buenaventura y Panaluya San Buenaventura Interruptor y Medio 15 1'50.74"N 87 58'26.38"O 153 Nueva Conexión a Panaluya, El Cajón y Toncontín NIC CRI PAN Sandino Interruptor y Medio 12 12'6.78"N 86 43'42.50"O 14 Nueva Conexión a Agua Caliente y Ticuantepe Ticuantepe Interruptor y Medio 12 1'49.31"N 86 12'5.53"O 268 Existente Conexión a Cañas y Sandino Cañas DPPIABT 10 25'28.69"N 85 7'28.90"O 48 Existente Conexión a Ticuantepe y Parrita Parrita Interruptor y Medio 9 33'20.59"N 84 13'47.37"O 41 Existente Conexión a Cañas y Palmar Norte Palmar Norte DPPIABT 8 56'42.33"N 83 25'25.31"O 202 Existente Conexión a Parrita y Río Claro Río Claro DPPIABT 8 41'13.38"N 83 4'15.64"O 46 Existente Conexión a Palmar Norte y Veladero Dominical Interruptor y Medio 8 41'02.01"N 82 48'11.08"O 536 Nueva Conexión a Río Claro y Veladero Veladero Interruptor y Medio 8 15'8.50"N 81 39'22.40"O 315 Existente Conexión a Río Claro

5 Historia de la Línea SIEPAC El Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) fue visualizado por los gobiernos centroamericanos y de España en Los estudios realizados hasta 1995, demostraron las amplias oportunidades que tendría la región de llevarse a cabo una integración eléctrica mayor entre los países. En 1995, los gobiernos centroamericanos, el de España y el BID acordaron proseguir con la ejecución del SIEPAC, para lo que pactó una cooperación técnica que permitiera desarrollar los estudios de factibilidad técnico-económicos, estudios de la empresa propietaria de la línea y la formulación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional. El Tratado Marco con su primer protocolo entró en vigencia el 18 de junio de 1998.

6 Historia de la Línea SIEPAC Para el financiamiento del proyecto los Ministros de Hacienda de los seis gobiernos centroamericanos suscribieron una Ayuda Memoria en Barcelona, España, con el Presidente del BID y el Vicepresidente del gobierno español, el 16 de marzo En dicho acuerdo se establece la elaboración de un plan de dos componentes para la realización del objeto del Tratado Marco: a) Cooperación Técnica para apoyar la creación de los organismos regionales y la puesta en funcionamiento del mercado regional; y b) Financiamiento para las obras de transmisión del proyecto de infraestructura por US$ Los países participantes se comprometieron a conformar la Empresa Propietaria de la Red (EPR) y celebrar los contratos necesarios entre las partes para el financiamiento del proyecto.

7 Historia de la Línea SIEPAC Mediante este Tratado Marco se crearon dos organismos regionales. El Ente Operador Regional (EOR), encargado de la operación de los sistemas eléctricos en coordinación con los entes nacionales de despacho de energía eléctrica de cada país y llevar a cabo la gestión comercial de las transacciones entre agentes del Mercado y La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), que tendrá entre sus objetivos procurar el desarrollo y consolidación del Mercado, así como velar por su transparencia y buen funcionamiento, y definir los cargos por el uso y disponibilidad de la red de transmisión regional considerando los cargos variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario.

8 Historia de la Línea SIEPAC EPR se constituyó en febrero 1999, con el concurso de las seis empresas eléctricas públicas de la región designada por su respectivo gobierno, por partes iguales, y se dispuso a definir los mecanismos idóneos para integrar en el capital social de la empresa a socios privados. La Asamblea de Accionistas es el órgano máximo de toma de decisiones y está integrada por los titulares de las acciones emitidas y en circulación de la sociedad. Sus oficinas gerenciales se instalaron en San José, Costa Rica, en marzo de 2002, actualmente los accionistas son 9, INDE de Guatemala, CEL de El Salvador, ENEE de Honduras, ENATREL de Nicaragua, ICE de Costa Rica, ETESA de Panamá y los socios extra regionales ENDESA de España (Latinoamérica), ISA de Colombia y CFE de México.

9 El Proyecto SIEPAC MERCADO La consolidación del Mercado Eléctrico Regional (MER), regulado por la CRIE y operado por el EOR. INFRAESTRUCTURA El desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado Línea SIEPAC, por parte de EPR. Características de la Línea SIEPAC km 300 MW entre países Capacidad de 2do Circuito 36 fibras ópticas

10 Definición MER El MER es un séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con regulación regional y en el cual los agentes realizan transacciones internacionales de energía eléctrica. Subestación Aguacapa

11 El MER es un séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con regulación regional en el cual los agentes realizan transacciones internacionale s de energía eléctrica. El Mercado Eléctrico Regional (MER) Guate Norte Aguacapa Ahuachapán El Salvador Panaluya Cap. Inst (MW):1.490 Cap. Hidro: 33% Dem. Max. (MW):906 Usuarios: 1,4 MM. Electrificación: 86% Santa Rosa Nejapa 15 de Sept. San Buenaventura Cajón T Toncontin Aguacaliente MER Lago Ticuantepe Nicaragua Sandino Guatemala Cap. Inst (MW):2369 Cap. Hidro: 33% Dem. Max.(MW) :1119 Usuarios: 2,3 MM. Electrificación: 84% Costa Rica Cap. Inst (MW):2500 Cap. Hidro: 60% Dem. Max.(MW):1497 Usuarios: 1,4 MM. Electrificación: 99% Cañas Palmar Norte Parrita Río Claro Honduras Cap. Inst (MW):1605 Cap. Hidro: 32% Dem. Max.(MW) :1203 Usuarios: 1,2 MM. Electrificación: 80% Veladero Panamá Nicaragua Cap. Inst (MW):969 Cap. Hidro: 11% Dem. Max.(MW):524 Usuarios: 0,7 MM. Electrificación: 66% Panamá Cap. Inst (MW):1771 Cap. Hidro: 50% Dem. Max. (MW):1154 Usuarios: 0,8MM. Electrificación: 89%

12 El RMER y la Línea SIEPAC El RMER en su Libro III De la Transmisión y su Anexo I detalla los aspectos concernientes a la Línea SIEPAC. Aspectos mas importantes: La Línea SIEPAC es un ampliación planificada de la RTR. Tiene su esquema remuneratorio definido (IAR) Las características técnicas y financieras del Proyecto están claramente definidas, así como su mecanismo de actualización. La experiencia de la EPR con relación al funcionamiento de las reglas del Mercado y sus organismos regionales ha sido positiva en cuanto a las actualizaciones que se han requerido como producto del proceso constructivo.

13 Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional INTEGRACION ENERGETICA REGIONAL Los Gobiernos de los países de América Central suscribieron un Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional. Este Tratado entró en vigencia en toda la región en 1998, luego de la ratificación de los seis estados centroamericanos. Los instrumentos de ratificación se encuentran depositados en SG-SICA. El Pacto Social de la EPR se protocolizó en Panamá en enero de En marzo de 2002 inició actividades la Gerencia de la EPR en San José, Costa Rica.

14 Visualizado 1987 Tratado Marco (1996) España, BID, CA (1997) Interconexión HON-SAL Incorporación ENDESA Financiamiento BID (2002) Incorporación BEI - BCIE Incorporación ISA RTMER Adjudicación Línea Adjudicación Bahías Construcción de la Línea REDCA Incorporación CFE Incorporación CAF Incorporación BANCOMEXT Operación Línea SIEPAC RMER + PDC Evolución del Proyecto SIEPAC Supervisión GCDS Licencias Ambientales Línea de Transmisión Bahías de Acceso Adquisición de Servidumbres Compensación Reactiva

15 OBJETIVOS DEL MER Incrementar la eficiencia en el abastecimiento regional de energía Viabilizar proyectos de generación de mayor escala para la demanda agregada Incrementar la competencia y seguridad del suministro de energía eléctrica Viabilizar el desarrollo de la red de transmisión regional Promover e incrementar los intercambios de energía eléctrica Uniformizar los criterios de calidad y seguridad operativa ST San Buenaventura Torres ST Nejapa

16 LAS INSTITUCIONES Y SU ROL La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica(CRIE): Regulación El Ente Operador Regional (EOR): Operación de Sistema y del Mercado Empresa Propietaria de la Red (EPR) y Empresas de Transmisión (ET): Operación y Mantenimiento de la Red de Transmisión Regional. ST Sandino ST Sandino ST Sandino Compensación

17 Organizaciones Regionales Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Ente Operador Regional CRIE Hace cumplir el tratado y sus reglamentos Vela por buen funcionamiento del mercado Promueve la competencia de los agentes Aprueba las reglamentaciones regionales EOR Propone las reglamentaciones del mercado Opera el despacho regional Lleva la gestión comercial de transacciones de los agentes Prepara planes indicativos de expansión Empresa Propietaria de la Red Consejo de Electrificación de América Central EPR Construye la Línea Mantiene la Línea Propietaria de la Concesión CEAC Organismo Regional adscrito al SICA. Fines: promover la electrificación de AC, integración de sus sectores eléctricos para el aprovechamiento de los recursos naturales renovables promotor de las soluciones regionales para los sectores eléctricos en América Central.

18 Organización del Mercado Eléctrico Regional MER GOBIERNOS CRIE CONSEJO DIRECTOR EOR 6 REGULADORES NACIONALES SECRETARÍA CDMER 6 OPERADORES NACIONALES EPR 180 GENERADORES 51 DISTRIBUIDORES 9 TRANSMISORES NLS 331 AGENTES 28 COMERCIALIZADORES 62 GRANDES CONSUMIDORES

19 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.

20 ORGANIZACIÓN COMERCIAL: PRODUCTOS Y SERVICIOS Energía eléctrica Servicios Auxiliares Servicios de Transmisión Regional Servicios de Operación y Administración del MER Servicios de Regulación del MER.

21 RTR SIEPAC

22 Nuestros Accionistas Asociación público - privada de nueve accionistas

23 El Costo del proyecto y la Estructura del Financiamiento Fuentes de Financiamiento Total Miles US$ 1. Aportación Capital Social Préstamos del BID Préstamos del BCIE Préstamo CAF Préstamos de Accionistas Préstamos de BANCOMEXT Financiamiento DAVIVIENDA TOTAL COSTO PROYECTO

24 Ejecución de la Línea de Transmisión En el mes noviembre del 2010, entro en operación el primer tramo de la Línea SIEPAC entre las subestaciones de Río Claro y Veladero. Al 1 de octubre 2014 se encuentran habilitados los 21 tramos que conforman la Línea SIEPAC. Bahía SIEPAC hacia Veladero Sub. Rio Claro Sub. Veladero Bahía SIEPAC hacia Río Claro

25 Torres de Transmisión de la Línea SIEPAC

26 Ejecución de la línea de transmisión en la región. PROGRAMA DE FINALIZACION 03/12/10 29/09/14 Río Claro - Veladero Ticuantepe - Cañas Aguacapa - Ahuachapán 15 Sept - Agua Caliente Ahuachapán - Nejapa San Buenav. - T43 Nejapa - 15 Sept. Cañas - Parrita Panaluya - San Buenav. Guate Norte - Panaluya Palmar Nte. - Río Claro Sandino - Ticuantepe Agua Caliente - Sandino Parrita - Palmar Nte feb/10 jun/10 oct/10 mar/11 jul/11 nov/11 abr/12 ago/12 dic/12 abr/13 sep/13 ene/14 may/14 sep/14 Primer Tramo Ultimo Tramo

27 Avance general y detalles de la ejecución del proyecto. 31/08/14 Cimentaciones Izado de Estructuras Tendido de Conductores Avance Global Línea Total Realiz. % Total Realiz. % Total Realiz. % % GTM ,0% ,0% 282,8 282,8 100,0% 100,0% SLV ,0% ,0% 286,0 286,0 100,0% 100,0% HND ,0% ,0% 275,0 275,1 100,0% 100,0% NIC ,0% ,0% 307,5 307,6 100,0% 100,0% CRI ,0% ,0% 498,9 498,9 100,0% 100,0% PAN ,0% ,0% 150,0 150,0 100,0% 100,0% TOTAL ,0% ,0% 1800,3 1800,2 100,0% 100,0%

28 Avance general y detalles de la ejecución del proyecto. LOTE 1 Tramo Torres Longitud (km) Cimentaciones Montaje Tendido 1 Aguacapa Front ES , ,0% ,0% 99,5 100,0% 2 Guatemala Norte - Panaluya , ,0% ,0% 109,9 100,0% 3 Panaluya Front HO , ,0% ,0% 73,4 100,0% Total Guatemala , ,0% ,0% 281,8 100,0% 4 Front GU - Ahuachapán 55 19, ,0% ,0% 19,0 100,0% 5 Ahuachapán - Nejapa , ,0% ,0% 89,0 100,0% 6 Nejapa 15 de Septiembre , ,0% ,0% 85,0 100,0% 7 15 de Septiembre Front HO , ,0% ,0% 93,0 100,0% Total El Salvador , ,0% ,0% 286,0 100,0% 8 Front ES Agua Caliente , ,0% ,0% 53,97 100,0% 9 Agua Caliente Front NI , ,0% ,0% 66,20 100,0% 10 T43 (T) San Buenaventura 41 12, ,0% ,0% 12,53 100,0% 11 San Buenaventura Front GU , ,0% ,0% 142,35 100,0% Total Honduras , ,0% ,0% 275,05 100,0%

29 Avance general y detalles de la ejecución del proyecto. LOTE 2 Tramo Torres (km) Cimentaciones Montaje Tendido 12 Front. Honduras - Sandino , ,0% ,0% 116,7 100,0% 13 Sandino - Ticuantepe , ,0% ,0% 64,7 100,0% 14 Ticuantepe Front CR , ,0% ,0% 126,2 100,0% Total Nicaragua , ,0% ,0% 307,6 100,0% 15 Peñas Blancas - Cañas , ,0% ,0% 129,7 100,0% 16 Cañas - Parrita , ,0% ,0% 159,2 100,0% 17 Parrita-Palmar Norte , ,0% ,0% 136,6 100,0% 18 Palmar Norte - Río Claro , ,0% ,0% 50,7 100,0% 19 Río Claro - Paso Canoas 57 22, ,0% ,0% 22,7 100,0% Total Costa Rica , ,0% ,0% 498,9 100,0% 20 Front. CR - Panamá , ,0% ,0% 150,0 100,0% Total Panamá , ,0% ,0% 150,0 100,0%

30 Conclusión y puesta en operación del tramo 17 en Costa Rica. 9:32 84:12

31 Conclusión y puesta en operación del tramo 17 en Costa Rica.

32 Avance general y fechas de entrada de líneas. Tramo Línea km Fecha de Entrada 1 Río Claro - Veladero 172,7 3 de diciembre de Ticuantepe - Cañas 255,9 31 de diciembre de Aguacapa - Ahuachapán 118,5 14 de marzo de Sept - Agua Caliente de julio de Ahuachapán - Nejapa de agosto de San Buenaventura. - T43 12,5 31 de agosto de Nejapa - 15 Sept de octubre de Cañas Parrita 159,2 10 de febrero de Panaluya - San Buenaventura 216,1 30 de marzo de Guate Norte - Panaluya 109,9 29 de junio de Palmar Nte. - Río Claro 50,7 31 de agosto de Agua Caliente - Sandino 182,9 19 de diciembre de Sandino - Ticuantepe 64,7 19 de diciembre de Parrita - Palmar Nte 136,0 29 de septiembre de ,7

33 SE San Miguel Guate Norte Aguacapa SE La Vega Ahuachapán Panaluya Nejapa 15 de Sept. SE La Unión SE La Virgen SE El Ventarrón SE San Agustín (El Rancho) San Buenaventura T Cajón Sandino Toncontín Ticuantepe SE Los Inocentes SE San Nicolás (La Entrada) Aguacaliente Lago Nicaragua Cañas Parrita Aperturas en Línea SIEPAC Subestación Agente País En Operación Solicitud CRIE Dominical EISA PAN SI San Nicolás ENEE HND SI En Construcción La Vega TRECSA GTM SI San Agustín TRECSA GTM SI Jacó ICE CRI SI La Virgen ENATREL NIC SI En Diseño El Ventarrón SIGLO NIC NO La Campana CAESA NIC NO Inocentes VERSANT CRI NO San Miguel Progreso GTM NO La Unión Cutuco SAL NO Palmar Norte Río Claro Dominical Veladero Panamá SE finalizada SE en construcción SE Jacó Enlace en Operación LINEA SIEPAC PREVISTA PARA SEGUNDO CIRCUITO

34 Habilitación de dobles circuitos de la línea SIEPAC. La Línea SIEPAC se construyó con la previsión de un segundo circuito que permitiese aumentar la capacidad de transmisión de 300 MW a 600 MW. Las empresas de transmisión nacionales han requerido del uso de esa prevista de segundo circuito para mejorar sus capacidades de transmisión y consecuentemente reduce flujos nacionales en el primer circuito mejorando la confiabilidad y seguridad de la Red de Transmisión Regional. La necesidad de usar la línea SIEPAC - segundo circuito ha sido justificada por las empresas debido a la urgencia de desarrollar esos refuerzos internos ya que los procesos constructivos de líneas de transmisión se pueden demorar por aspectos no técnicos, como servidumbres, permisos ambientales, permisos municipales, etc. Los segundo circuitos habilitados corresponden a los países de El Salvador, Nicaragua y Guatemala.

35 Dobles Circuitos De Hacia Estado AGUA LA VEGA 90% Falta 3 km y bahía de llegada en la Vega Guate Norte Panaluya San Buenaventura Cajón AHUA NEJA 100% En Operación NEJA 15 DE S 100% En Operación Aguacapa T SANDINO MASAYA 100% En Operación Ahuachapán Nejapa Toncontín Aguacapa La Vega 15 de Sept. Aguacaliente Ahuachapán Nejapa Nejapa 15 de Sept- Sandino Ticuantepe Lago Nicaragua Sandino Masaya Cañas Parrita Palmar Norte Río Claro Dominical Veladero Panamá Enlace en Operación

36 Crecimiento empresarial de EPR a partir del año EPR además de continuar trabajando en el corto plazo tanto en los aspectos regulatorios, administrativos, técnicos y comerciales, debe planificar su desarrollo futuro siguiendo el tema dominante establecido en el Plan Estratégico: Promoción, desarrollo y operación de proyectos de infraestructura de transmisión de energía eléctrica y telecomunicaciones que incentiven la integración regional y el desarrollo del MER

37 Crecimiento empresarial de EPR a partir del año Parámetros para desarrollar expansión empresarial: Actuar en el mercado de América Central. Desarrollar negocios rentables asociados a la infraestructura de transporte de energía eléctrica. Comprar activos de transmisión (activos en marcha). Participar en proyectos de transmisión de energía eléctrica. Asegurar la construcción del segundo circuito. Derechos preferentes para el uso del segundo circuito en los países. Se realizarán acciones para evaluar posibles expansiones de EPR.

38 Ampliación del SIEPAC. EPR ha contratado un análisis preliminar de la influencia de la Línea SIEPAC en cuanto a su impacto en la operación de los sistemas eléctricos nacionales. Los hallazgos iniciales son: La Línea SIEPAC ha resuelto algunas de las más importantes congestiones de cada país, impactando de manera positiva en los sistemas eléctricos nacionales. Sin la Línea SIEPAC aparecen graves problemas de congestiones e incapacidad de soportar algunas contingencias. La Línea SIEPAC ha venido a fortalecer las redes de transmisión, sin incluir los beneficios agregados del incremento de transacciones regionales.

39 Ampliación del SIEPAC. El SIEPAC debe continuar atendiendo los retos y la dinámica de crecimiento que presenta el sector eléctrico de América Central, resolviendo temas tales como: Completar la Compensación Reactiva que asegure los niveles de voltaje, cuando las transacciones regionales alcancen valores entre 200 y 300 MW. Cumplir con las inversiones necesarias que aseguren transferencias de 300 MW, cumpliendo con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para la Operación del Sistema Eléctrico Regional establecidos en el RMER. Asegurar una capacidad de 300 MW de acuerdo a lo establecido en los objetivos de la Línea SIEPAC ante los Bancos de Desarrollo.

40 Planeamiento de obras para completar la capacidad del SIEPAC. El EOR, ha presentado al CDMER que uno de los principales problemas de la región centroamericana para promover el crecimiento del MER es la falta de más infraestructura de transmisión en la región. La línea SIEPAC construida por EPR, ha sido absorbida en buena medida por las demandas nacionales, siendo que está situación impide el crecimiento de transacciones, ya que los sistemas eléctricos usan la capacidad de SIEPAC para sus necesidades internas. La Región tiene como objetivo que la capacidad de Transmisión Regional sea de 300 MW, según fue originalmente planificado. Se debe completar el doble circuito donde sea necesario, y adicionar infraestructura de Transmisión Nacional para compensar la capacidad absorbida.

41 Prestación de Servicios EPR ofrece los siguientes servicios:

42 Diseño y Construcción de Líneas de Transmisión Experiencia. La experiencia acumulada por EPR durante la construcción de la Línea SIEPAC permite a la empresa disponer de los conocimientos, recursos humanos y bases de datos para desarrollar eficientemente proyectos de transmisión de alto voltaje (líneas y subestaciones) en América Central. EPR presta servicios de gestión de todas las actividades ligadas a las obras de transmisión a construir, ejecuta el diseño, administrando sus contratos de suministro, construcción etc., y ejecuta la Supervisión de obra, hasta la puesta en servicio, todo por medio de profesionales experimentados.

43 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Índices de Calidad de Servicio acumulados que se obtuvieron hasta el 30 de septiembre de Indicador Acumulado Año 2014 Metas 2014 Indisponibilidad Programada Indisponibilidad Forzada 2,17 salidas / 100 km 45,42 horas / 100 km 1,72 salidas / 100 km 1,51 horas / 100 km Los indicadores muestran que se cumplen las metas establecidas por EPR. No Mayor a 3,00 salidas / 100 km No Mayor a 3,00 salidas / 100 km Índice de Disponibilidad 99,02% No menor a 97,00%

44 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. El volumen comparado de transacciones acumuladas al 30 de septiembre del 2014 en el Mercado Regional según el EOR, se resume a continuación. Resumen Histórico (MWh) Año 2013 Año 2014 Variación % Total Venta de Energía , , % Dicho cuadro muestra que comparando el mismo periodo de los años 2013 y 2014 las transacciones han seguido aumentando. Comparativo de Transacciones Acumuladas en el año (MWh) Venta de energía Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total Total , , , , , , ,3 Total , , , , , , ,4 Compra de energía Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total , , , , , , ,9 Total , , , , , , ,5

45 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. El volumen comparado de transacciones acumuladas al 22 de septiembre del 2014 en el Mercado Regional según el EOR, se resume a continuación. Resumen Histórico (MWh) Año 2013 Año 2014 Variación % Total Venta de Energía , , % Dicho cuadro muestra que comparando el mismo periodo de los años 2013 y 2014 las transacciones han seguido aumentando.

46 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Transacción Acumulada en el Año ,0 MWh , , , , , , ,0 0,0 Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá , , , , , , , , , , , ,8 Fuente: EOR

47 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Transacción Acumulada en el Año ,0 MWh , , , , , , ,0 0,0 Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá , , , , , , , , , , , ,2 Fuente: EOR

48 Aguacapa Moyuta Panaluya Ahuachapan 15-sep San Buenaventura Agua Caliente Prado Planta Sandino Leon Ticuantepe Amayo Liberia Cañas Rio Claro Cahuita Progreso Changuinola Dominical Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Precio Promedio Ex-ante por nodo de enlace (US$) 225 US $ 216,2 212,3 218, ,1 196, ,0 178,0 178,6 178,6 181,3 181,4 183,6 184,0 185,4 184,3 187,2 184,6 185,6 187,5 Nodo 150 Fuente: EOR

49 Fuente: EOR Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Precio Promedio Ex-ante por nodo de enlace (US$) US $ 101,9 103,7 105,0 104,2 103,1 111,5 112,2 112,4 109,0 108,9 109,7 108,5 108,5 104,6 105,1 107,2 106,3 106,0 105, Nodo

50 Detalles de operación del sistema de transmisión regional. Precio Exante Promedio, Máximo y Mínimo de despachos de energía en el MOR (US$) mayo, julio y septiembre US $ ,0 US $ US $ ,6 162, ,8 210,6 155, , , Promedio de Precio Exante Máx. de Precio Exante Mín. de Precio Exante 50 0 Promedio de Precio Exante Máx. de Precio Exante Mín. de Precio Exante 50 0 Promedio de Precio Exante Máx. de Precio Exante 40,0 Mín. de Precio Exante Fuente: EOR

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55 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

56 REDCA Historia de la Compañía Integración Regional Gestión y Comercialización Transporte de Banda Ancha Proyecto SIEPAC Construcción y operación del SIEPAC

57 infraestructura del sistema de comunicaciones CFE Los Brillantes Panaluya Guate Norte Río Lindo Cajón C. de Guatemala Guate Este La Vega San Buenaventura Aguacapa Nejapa Ahuachapán San Salvador 15 de sep. Tegucigalpa Aguacaliente Mapa Proyecto SIEPAC + redes complementarias Sandino Managua Ticuantepe SIEPAC Complementos red Empresas de transmisión CFE y Grupo ISA ARCOS Maya Emergia Global Crossing Cañas San José Parrita Palmar Norte Rio Claro Veladero C. de Panamá Grupo ISA

58 Avance proceso de establecimiento Sede REDCA en Nicaragua ENATREL destino a REDCA, en sus nuevas instalaciones ubicadas en el Barrio Villa Fontana, una oficina con las siguientes características: Primer Piso, en el frente de la edificación Área Aproximada 310 m 2 Acceso por parqueadero principal Con posibilidad de Acceso Independiente por el frente de la edificación Disponibilidad de oficinas alternas mientras se finalizan las adecuaciones de la sede de REDCA Oficinas de REDCA Edificio ENATREL Oficinas de REDCA

59 Beneficios de REDCA para la Región Pago incremental a EPR a ser descontado del IAR, siendo un descuento creciente para los usuarios eléctricos que pagan la tarifa eléctrica, apoyando de esta manera a reducir la carga financiera de EPR, cumpliendo con los objetivos del RMER en la región. Cumplimiento del mandato de las Cumbres de Jefes de Estado y de Gobierno del Mecanismo de Dialogo de Tuxtla. Integración regional e infraestructura de transporte para la AMI. Reducción de la Brecha Digital y apoyo a las iniciativas TIC de los gobiernos de la región. Reducción de las tarifas finales de banda ancha regionales, permitiendo a toda la región de América Central acceder a mejores tarifas. Alta Calidad del Servicio y disponibilidad de transporte regional dada la robustez de la infraestructura de Cable de Fibra Óptica OPGW soportada sobre la línea de transmisión SIEPAC.

60 Principales Experiencias El sistema eléctrico como MODELO de un proceso de integración de una región de seis países. Experiencia en la resolución de aspectos relacionados con la ejecución de un proyecto de escala regional. (Estudios, Diseños, Ambiente, Servidumbres, Ejecución, Legislaciones, Permisos, Autorizaciones, etc.) Importancia de consolidar una red de transmisión regional con la línea SIEPAC y refuerzos de los sistemas nacionales de transmisión regional incrementando la calidad, continuidad y confiabilidad del sistema eléctrico en la región. Previsión para crecimiento futuro de la capacidad de transmisión regional. Financiamiento optimizado en beneficio de la región: bajo costo, largo plazo y alto apalancamiento.

61 Beneficios ambientales del SIEPAC Optimiza el despacho regional de las plantas de generación más eficientes. Elimina las restricciones en el transporte regional de electricidad. Potencia el uso de recursos energéticos renovables de la región. Reduce la dependencia energética exterior. Incrementa el parque forestal de la Región. Protege flora y fauna en peligro de extinción. Reduce las emisiones de gases de efecto invernadero.

62 Bondades del SIEPAC (tres áreas fundamentales) Integración de seis sistemas eléctricos, creando un único mercado energético. Disminución de emisiones de gases de efecto invernadero. Integración de los sistemas de comunicaciones de Centroamérica, México, Colombia y los cables submarinos.

63 Resultados y reflexión 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 justifica realizar el esfuerzo y vencer las dificultades.

64 Visión de Interconexión Eléctrica y Telecomunicaciones