Regional. América Central

Transcripción

1 Pepesca Guate Norte Rio Lindo Guate Mercado Este Cajón Eléctrico Nejapa Suyapa Ahuachapán 15 de Sept. Pavana Regional León de Ticuantepe América Central Cañas Parrita Rio Claro Panamá Canal Veladero Golfo de Panamá

2 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.

3 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

4 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

5 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.

6 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.

7 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

8 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)

9 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)

10 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).

11 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.

12 GOBIERNOS CDMER CRIE Reguladores nacionales EOR OS/OMs nacionales MER G T GC D/C MOR MERCADOS ELECTRICOS NACIONALES (6) C MCR MERCADOS ELECTRICOS BINACIONALES (2): MG - CP

13 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 SCADA/EMS ( ) y Sistema de Información del MER (SIIM) ( ) Suscripción del Segundo Protocolo al TM Inicio operación MER bajo RMER, junto a un Procedimiento Detallado Complementario, en 2013

14 DESARROLLO REGULATORIO 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 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

15 AVANCES DE SIEPAC II: Generación Regional Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco 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

16 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 Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005), CFE (2008). Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo (2001) y de Mediano Plazo ( ). Abril 2001 Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo 2001

17 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 sencillo con prevista para doble circuito. 2005

18 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 Ene 2013 (6 años y medio) Tramos pendientes Panaluya San Buenaventura (Finalizado y pendiente de operación comercial) Parrita Palmar Norte (En construcción)

19 LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL Guate Norte Aguacapa Ahuachapán Panaluya Nejapa 15 de Sept. Río Lindo Cajón T Planta Nicaragua Ticuantepe Aguacaliente 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

20 RED DE TRANSMISION INICIAL México Capacidad promedio entre países 60 MW Honduras Guatemala Nicaragua El Salvador Costa Rica Interconexión existente 230 Kv Interconexión existente 400 Kv Panamá

21 RED DE TRANSMISION ACTUAL México Promedio ponderado capacidad entre países (MW): Guatemala SIEPAC Honduras Datos basados en información del 5 de febrero de 2013, publicados en pagina web del EOR Nicaragua El Salvador SIEPAC Costa Rica Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC Colombia SIEPAC Panamá

22 PROXIMA RED DE TRANSMISION México Honduras SIEPAC Capacidad entre países 300 MW Guatemala SIEPAC El Salvador Nicaragua SIEPAC Costa Rica Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC Colombia SIEPAC Panamá

23 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 IV Fortalecimiento institucional de CRIE y EOR Aplicación cargos CRIE y EOR. Enero 2010 Consejo Director del MER (CDMER). 2010

24 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

25 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

26 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

27 VOLUMEN ANUAL DE INTERCAMBIOS EN EL MER Volumen Anual de Intercambios Pepesca Guate Norte Río Lindo 360 Guate Este Cajón 340 Ahuachapán Nejapa 15 de Sept. Suyapa Pavana 320 León Gwh 300 Ticuantepe Cañas 240 Parrita Panamá Canal 220 Río Claro Veladero 200 Golfo de Panamá Mes

28 Humberto Perla Moreno asesoría consultoría capacitación Mercado Eléctrico Regional Tel: (503) San Salvador, El Salvador Preguntas?