SIEPAC. Tratado Marco del Mercado. Eléctrico Regional. Sistema de Interconexión. Eléctrica de los Países de. Pepesca Guate Norte Rio Lindo Guate Este

Transcripción

1 SIEPAC Sistema de Interconexión Pepesca Guate Norte Rio Lindo Guate Este Cajón Eléctrica de los Países de Nejapa Suyapa Ahuachapán 15 de Sept. Pavana América Central León Ticuantepe Cañas Parrita Rio Claro Panamá Canal Tratado Marco del Mercado Veladero Golfo de Panamá Eléctrico Regional

2 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) y EOR (Operador). El desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado d Línea SIEPAC.

3 PROYECTO SIEPAC GRUPO DIRECTOR Representante de la política energética nacional (1 por país) COMITÉ PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN Sector Eléctrico (2 por país) GRUPO ASESOR Consultores individuales UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA

4 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, ii 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

5 PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio con reglas objetivas, transparentes yno 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, yel fortalecimiento de los órganos regionales Reciprocidad: Derecho de cada Estado para aplicar aotro Estado las mismas reglas y normas que ese Estado aplica temporalmente t de conformidad con el principio de gradualidad

6 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 de energía con criterio económico regional 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.

7 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 e eléctrica eéc ca libremente e e y sin discriminación alguna La integración vertical es permitida si se crean unidades d de negocio con separación de costos.

8 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

9 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 i i i para su uso en función regional. Desarrollo del primer sistema de transmisión regional (Línea SIEPAC)

10 COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: III: Transmisión Regional El libre acceso (Open Access) asegura: Que todos los participantes del Mercado tengan acceso al sistema de transmisión, con tarifas no-discriminatorias que contengan los términos y condiciones i mínimas para un servicio de transmisión. Que todos los participantes tengan el mismo acceso a la información de la transmisión (Open Access Same Time Information System - OASIS).

11 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)

12 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 il el cumplimiento i de la Regulación Regional eimpondrá las sanciones que procedan de acuerdo al Tratado y sus Protocolos. Se establecen los principios básicos, incumplimientos, sanciones yel procedimiento sancionador (debido proceso).

13 COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: VI: Cargos Regionales de Regulación y Operación Elaboración yaprobación del presupuesto de CRIE y establecimiento del Cargo por Servicio de Regulación. Elaboración y aprobación del presupuesto p 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.

14 GOBIERNOS CRIE Reguladores nacionales EOR OS/OMs nacionales MER T G T GC D/C mercado de corto plazo GC C contratos

15 AVANCES DE SIEPAC I: Mercado Eléctrico Regional (MER) Suscripción y Ratificación del Tratado Marco y Primer Protocolo 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 del SCADA/EMS Regional Suscripción del Segundo Protocolo al TM Ratificación del Segundo Protocolo (ratificado en cinco países) al TM

16 L MER RIO DEL GULATOR LLO REG ESARROL DE Reglamento Transitorio del MER Diagnostico de la Operación Técnica y Comercial del MER Diseño Detallado de la Operación Técnica y Comercial del MER Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central Diseño General del MER Diagnostico de la Transmisión en el MER Diseño Detallado de la Transmisión en el MER Primer Protocolo TM Reglamento de la Operación Técnica y Comercial del MER (ROTC) Reglamento de Transmisión del MER (RT) Reglamento del MER (RMER) Segundo Protocolo al TM

17 AVANCES DE SIEPAC II: Generación Regional Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco Incorporación de aspectos claves de generación regional en el Diseño General del MER (2000) y en el RMER (2005): Contratos Firmes Reforzamiento de Transmisión Regional Derechos de Transmisión. CT II Impulso de proyectos de generación regional y demanda regional a través del MER. 2010

18 AVANCES DE SIEPAC III II: 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) t en Febrero Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005), CFE (2008). Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo (2001) y de Mediano Plazo ( ). Abril 2001 Diseño 2001 Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo

19 AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional Inicio operaciones EPR. Marzo Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental nacionales y obtención de Licencias Ambientales Realización de topografía final para la Línea y para la servidumbre Diseño final: 1,800 Km. de línea de transmisión 230 KV de un circuito it sencillo con prevista para doble circuito. 2005

20 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: Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 Diciembre 2010 (4.5 años)

21 LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL Guate Norte Aguacapa Ahuachapán Panaluya Nejapa Río Lindo Cajón T 15 de Sept. Aguacaliente Nicaragua Planta Nicaragua Ticuantepe Lago Nicaragua País KMS Guatemala 281 El Salvador 285 Honduras 270 Nicaragua 321 Costa Rica 490 Panamá 150 Total KV, Circuito sencillo en torres de doble circuito Costo M$ 494 Cañas Parrita 300 MW de capacidad 28 bahías en 15 subestaciones Cable OPGW de 36 fibras Ruta de Línea a 230 KV Subestación de interconexión Subestación nacional Palmar Norte Río Claro Veladero Panamá

22 AVANCE DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC Cimentaciones Izado de Estructuras Tendido de Conductores Total Realiz % Total Realiz % Total Realiz % Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá TOTAL

23 FINALIZACIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC Honduras Guatemala 1 30/Ago/ /Dic/ /Sep/2010 El Salvador 4 15/Sep/ /Sep/ /Ago/ /Sep/2010 Guate Norte Aguacapa Ahuachapán Nicaragua 12 22/Jun/ /Jul/ /Ago/2010 Panaluya Nejapa 15 de Sept. San Buenaventura T Cajón Sandino Ticuantepe Aguacaliente Lago Nicaragua Cañas Parrita 8 30/Ago/ /Ago/ /Ago/ /Ago/2010 Costa Rica 15 30/Jun/ /Sep/ /Dic/ /Nov/ /Abr/2010 Palmar Norte Río Claro Veladero Panamá 20 15/Ago/2010 Panamá

24 ESQUEMAS LINEAS REGIONALES Honduras SIEPAC Líneas de 230 KV Capacidad entre países 300 MW Guatemala SIEPAC SIEPAC Nicaragua El Salvador Costa Rica SIEPAC Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC Interconexión ES-HO Panamá

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27 INTERCONEXION DE LA LÍNEA SIEPAC

28 AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en 1998 Constitución del Comité Eléctrica (CIE) en 1999 de Interconexión Constitución de Junta Directiva de CRIE. Abril 2000 Constitución de Junta Directiva de EOR. Febrero 2001 Elaboración de Reglamentos Internos de EOR y CRIE en

29 AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales Selección de Sedes definitivas: Guatemala para CRIE yel Salvador para el EOR. Octubre 2002 Operación del MER directamente por el EOR: Junio de 2006 CT IV Fortalecimiento CRIE yeor institucional de Operación de CRIE y EOR con Cargos CRIE y EOR. Enero 2010 Consejo Director del MER (CDMER). 2010

30 AVANCES DE SIEPAC V: Otros Apoyo en XII Cumbre de Jefes de Estado y de Gobierno del Mecanismo de Diálogo y Concertación de Tuxtla. Julio 2010 Aplicación gradual de Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño del RMER. Ajuste de AGC Desarrollo del Sistema de Planificación de la Expansión de la Transmisión Regional (SPTR) Armonización regulatoria Interconexiones Extra- regionales (IMG y ICP)

31 EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS 1,600 1,400 Guate Norte Pepesca Río Lindo GWh Guate Este 1,200 1, Ahuachapán Nejapa 15 de Sept. Cajón Suyapa Pavana León Ticuantepe Cañas Parrita Río Claro Panamá Canal 0 Veladero Golfo de Panamá

32 EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS Guate Norte Guate Este 350 Ahuachapán 300 Pepesca Nejapa 15 de Sept. Río Lindo Cajón Suyapa Pavana 28.5% GWh Ticuantepe León 150 Cañas Parrita Río Claro Veladero Panamá Canal Golfo de Panamá