ENTE OPERADOR REGIONAL

Transcripción

1 ENTE OPERADOR REGIONAL Desarrollo actual del Mercado Eléctrico Regional: Proyecto SIEPAC San Salvador, El Salvador Marzo 2013

2 Contenido 1. El Sistema Eléctrico Regional 2. Descripción del Proyecto SIEPAC 3. Estado de Construcción de la Línea SIEPAC 4. Estado Actual de la Regulación Regional 5. Cambio RTMER a RMER + PDC 6. Descripción comercial del MER 7. Principales Retos (Corto y Largo Plazo)

3 Interconexiones Eléctricas Internacionales en América Central Bloque Norte 1986 Guatemala El Salvador Bloque Sur 1976 Honduras Nicaragua 1982 Nicaragua Costa Rica 2002 El Salvador Honduras 1976 Costa Rica Panamá

4 Sistema Eléctrico Regional Guatemala Demanda Max: MW Demanda Min: 540.8MW *Gen. Inst. 2,590.5 MW Honduras Demanda Max: MW Demanda Min: 354.5MW *Gen. Inst. 1,788.8 MW Total Regional Año 2012: Demanda Max MW *Generación Neta 42,292 GWh El Salvador Demanda Max: 979 MW Demanda Min: 341 MW *Gen. Inst. 1,503.5 MW Costa Rica Demanda Max: MW Demanda Min: 588.9MW *Gen. Inst. 2,650.4 MW Nicaragua Demanda Max: 647.1MW Demanda Min: 227.7MW *Gen. Inst. 1,093.7 MW Panamá Demanda Max: MW Demanda Min: 607.5MW *Gen. Inst. 2,295.6 MW *FUENTE: CEPAL - CENTROAMÉRICA: ESTADÍSTICAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO

5 Proyecto SIEPAC Objetivos La formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante la creación y establecimiento de los mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados, que facilite la participación del sector privado en el desarrollo de las adiciones de generación eléctrica Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica (líneas de transmisión, equipos de compensación y subestaciones) que permita los intercambios de energía eléctrica entre los participantes del MER

6 El EOR, Misión y Visión Misión Dirigir y coordinar, la operación técnica del Sistema Eléctrico Regional (SER) y realizar la gestión comercial del Mercado Eléctrico Regional (MER), con transparencia y excelencia, en base a criterio técnico y económico de acuerdo con la Regulación Regional. Visión Ser una entidad de prestigio internacional en el desarrollo y consolidación de la integración eléctrica de América Central y futuros países que se interconecten contribuyendo al bienestar económico y social de la región. Sede EOR: Ciudad de San Salvador, República de El Salvador

7 Coordinación operativa EOR OS/OM La coordinación técnica y comercial del MER, el EOR la realiza en conjunto con los Operadores de Sistema y Mercado (OS/OM) de los países de la región. Parte fundamental de esta coordinación son los Comités Técnicos Seguridad Operativa Revisión RTR Planeamiento Operativo Comunicación y SCADA Comités técnicos actuales Operación en tiempo real En algunos casos también se ha requerido de la colaboración de los Agentes Transmisores. Planificación de la generación Planificación de la transmisión Operación Comercial

8 SCADA Regional del EOR En el SCADA Regional se supervisan en tiempo real: Tipo de Equipos Cantidad Subestaciones 442 Lineas 589 Transformadores 765 Unidades de Generación 599 Cargas 608 Capacitores 109 Interruptores 3,530 Seccionadores 5,278 Mediciones Analógicas 11,731

9 Estado Construcción Línea SIEPAC Guate Norte Panaluya (Dic 2012) Próximos tramos a entrar en operación Panaluya San Buenaventura Previsión primer trimestre 2013 Aguacapa Ahuachapán (Ene 2012) Guate Norte Aguacapa Ahuachapán Panaluya Nejapa San Buenaventura Cajón T Agua caliente San Buenaventura Torre 43 (Mar 2012) Sandino Agua Caliente (Feb 2013) Ahuachapán Nejapa (Feb 2012) 15 de Sept. Ticuantepe Sandino (Enero 2013) Nejapa 15 de Septiembre (Mar 2012) Sandino Ticuantepe Ticuantepe Cañas (Nov 2011) 15 de Septiembre Agua Caliente (Dic 2012) Cañas Río Claro Veladero (Dic 2010) Parrita Cañas Parrita (Ago 2012) Palmar Veladero Palmar Río Claro (Nov 2012) 9 En febrero y marzo 2012 entraron en operación los tramos Ahuachapan Nejapa y Nejapa 15 de Septiembre respectivamente, propiedad de ETESAL, el cual es un refuerzo de transmisión en El Salvador y es paralelo al tramo de la Línea SIEPAC entre las mismas subestaciones.

10 Estado Actual de la Regulación Regional Resolución CRIE-P Primero DECLARAR la puesta en operación comercial por tramos de la línea de transmisión del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SIEPAC después de cumplidos los requisitos establecidos en la regulación vigente. Segundo DECLARAR la entrada en vigencia del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RMER-, a partir del día 1 de enero de 2013, con excepción de las disposiciones específicas suspendidas mediante la resolución CRIE-P de fecha 4 de octubre del año en curso. Tercero APROBAR, el periodo de transición de tres meses, solicitado por el EOR, contados a partir de la entrada en vigencia del RMER y del PDC, periodo durante el cual se aplicará el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER, y los Acuerdos CRIE y CRIE con carácter oficial y el RMER y PDC con carácter indicativo. Una vez agotado el presente periodo de transición y sin necesidad de declaración posterior, se procederá a la aplicación del RMER y el PDC, en la forma aprobada por la CRIE.

11 Periodo de Transición (Enero Marzo 2013) El EOR está llevando dos procesos paralelos, que implica envío diario de información de los OS/OM para RMER y RTMER. Esta información es diferente para cada caso. AGENTES AGENTES 1 2 RTMER OS/OM RMER + PDC OS/OM Los instrumentos para hacer negocios en RTMER y RMER+PDC también son diferentes.

12 Resolución CRIE-NP Remuneración Servicio Transmisión Regional Implementación inicial RMER (+PDC) Procedimiento de Detalle Complementario al RMER (PDC) Resolución CRIE-P Resolución CRIE Cargo CRIE y Cargo EOR Resolución CRIE RMER Operación técnica y comercial del MER bajo el RMER

13 Organización comercial del MER bajo el RMER Contratos Firmes Requieren DT asociado Mercado de Contratos Regional No requieren DT Mercado Eléctrico Regional Contratos No Firmes Financieros Mercado de Oportunidad Regional Ofertas de Inyección y Retiro de energía Físicos Flexibles

14 Cambio del RTMER al RMER+PDC Inicio 1 de abril 2013

15 Principales retos Corto Plazo Mediano Plazo Completar implementación del RMER + PDC Desarrollo de interfaces regulatorias MEN MER Derogación RTMER Implementación de Contratos Firmes y Subasta de Derechos de Transmisión Planificación de la generación y transmisión regional de mediano y largo plazo.

16 Mayor Información ENTE OPERADOR REGIONAL EOR Diagonal Universitaria entre 25 Calle Poniente y 17 Avenida Norte, Colonia Layco San Salvador, El Salvador PBX: (503) FAX: (503) Sitio Web