V Seminario de Reguladores Iberoamericanos de la Energía

Transcripción

1 V Seminario de Reguladores Iberoamericanos de la Energía Mercado centroamericano de electricidad Roberto Linares Fernando Álvarez Guatemala, septiembre 2008

2 Contenido Antecedentes Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Descripción de los mecanismos y procesos Avances del SIEPAC Supervisión n y control

3 Antecedentes 1986 a El Mercado eléctrico del área centroamericana funciona como 2 Bloques separados: Bloque Norte (Guatemala El Salvador) y Bloque Sur (Honduras- Nicaragua-Costa Rica-Panamá ) Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, dando origen a la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y al Ente Operador Regional (EOR) Julio 2002 Finaliza interconexión El Salvador Honduras y se lleva a cabo la prueba de cierre de la misma el 21 de Julio, evento que marca el punto de partida del proceso de instauración del MER, mediante la aplicación del Protocolo Comercial para Transacciones de Energía Eléctrica entre Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.

4 Antecedentes Septiembre 2002 CRIE aprueba Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER)., remitido por el EOR en Julio de ese año y trabajado a Iniciativa del EOR con la colaboración de los técnicos de la región en un proceso de 10 meses. Noviembre 2002 El Operador del Mercado Centroamericano (OMCA) inicia operaciones en El Salvador, teniendo como principal función, la administración comercial del MER en la fase transitoria, cuya duración se estimaba para 18 meses. En esta etapa, el MER opera según lo establecido en el RTMER.

5 Antecedentes Diciembre 2005 CRIE aprueba el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Junio 2006 El EOR inicia operaciones en su sede El Salvador, teniendo como principal función, la administración del mercado y la coordinación operativa del sistema interconectado regional.

6 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Desarrollo del marco regulatorio regional Enmarcado dentro de la normativa general se desarrolla el modelo conceptual y estructural del mercado eléctrico regional: Diseño General. Diseño de Detalle. Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional. Reglamento del Mercado Eléctrico Regional.

7 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Para el desarrollo se siguió un proceso ordenado y de amplia participación de todos los actores integrantes de los mercados eléctricos nacionales y regionales así como de consultores internacionales: Grupo Director. Unidad Ejecutora del proyecto SIEPAC. Consultores internacionales. Operadores de sistema y mercado y sus agentes. Ente Operador Regional. Comisión Regional de Interconexión Eléctrica.

8 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Entre los resultados principales de este proceso de amplia participación y consenso regional, se citan: Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (vigente a partir del año 2002). Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (aprobado en diciembre de 2005, con aplicación plena a partir de la puesta en operación de la línea de transmisión SIEPAC). Segundo Protocolo al Tratado Marco.

9 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Objeto Formación y crecimiento gradual de un mercado eléctrico regional competitivo. Apoyado en la infraestructura existente y futura tanto nacional como regional. Principios para el desarrollo del mercado regional Competencia Gradualidad Reciprocidad

10 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Objetivos específicos del mercado eléctrico regional Incrementar la eficiencia del abastecimiento regional de electricidad. Desarrollar proyectos para abastecer la demanda regional. Incrementar la competencia y seguridad del suministro de electricidad. Viabilizar el desarrollo de la redes de transmisión a escala regional. Permitir el incremento de los intercambios de electricidad. Establecer los criterios operativos de calidad y seguridad regionales.

11 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Premisas Respetar la autonomía de los países. Promover la competencia entre los agentes del mercado. Garantizar la economía y seguridad del suministro de electricidad. Incorporar la inversión privada en la infraestructura regional. Dar simplicidad, eficiencia y transparencia a las reglas de operación del mercado.

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

13 Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Principios básicos de la organización y funcionamiento del MER: Las transacciones en el MER se llevarán a cabo a través de la infraestructura de la red de transmisión regional (RTR). El diseño, construcción y operación del primer sistema de interconexión regional SIEPAC, a cargo de la Empresa Propietaria de la Red. Las funciones de regulación del mercado a cargo de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica. La operación y administración del mercado a cargo del Ente Operador Regional.

14 Descripción de los mecanismos y procesos

15 Pre despacho Considera la optimización de: ofertas de oportunidad de inyección y de retiro, ofertas de flexibilidad y las ofertas de pago máximo por Cargos Variables de Transmisión (CVT) asociados a los Contratos No Firmes Físico-Flexibles, requerimientos de servicios auxiliares regionales, compromisos contractuales, transacciones de los predespachos nacionales y la configuración, restricciones y pérdidas de la Red de Transmisión Regional.

16 Pre despacho Agentes Nacionales Base de datos de predespachos nacionales Intercambios de contratos nacionales, Intercambios de contratos regionales, Ofertas de flexibilidad de contratos, Ofertas de inyección de oportunidad Ofertas, de retiro de oportunidad Predespachos nacionales Elaboración de primer predespacho económico Nacional (OS&M) Elaboración de predespacho económico nacional (final) (OS&M) Intercambios de contratos regionales, Ofertas de flexibilidad de contratos, Ofertas de inyecciones y retiros de Oportunidad, Ofertas o requerimientos de servicios auxiliares Elaboración de predespacho económico Regional (EOR) Intercambios ajustados de contratos regionales, Transacciones de oportunidad programadas (TOP), Obligaciones regionales de servicios auxiliares Predespacho del MER Base de datos de predespachos regionales Predespacho regional

17 Operación en tiempo real La operación técnica del MER se basará en un esquema jerárquico en el cual el EOR coordinará la operación con los OS/OMs de los países miembros. La coordinación entre el EOR, los OS/OMs y los Agentes se hará sobre la base de los procedimientos técnicos y operativos establecidos en el RMER

18 Operación en tiempo real

19 Posdespacho Con base en las mediciones de las inyecciones y retiros registrados por el SIMECR, los predespachos nacionales y el predespacho y redespachos regionales, el EOR realizará diariamente el posdespacho para cada uno de los períodos de mercado. Como resultado del posdespacho se obtendrá un conjunto de precios nodales expost para cada nodo de la RTR.

20 Conciliación Las Transacciones Programadas (TP) en el Predespacho y Redespachos se conciliarán usando la información de sus montos de energía, los precios nodales ex-ante y la información de los compromisos contractuales declarados o reducidos. Las Transacciones por Desviaciones en Tiempo Real (TDTR) se calcularán como la diferencia entre las inyecciones y retiros reales y la suma de las inyecciones y retiros programados en los predespachos nacionales más aquellos programados en el predespacho y redespachos regionales.

21 Liquidación El EOR designará una entidad financiera para la administración de los recursos financieros del MER. El EOR o la entidad financiera establecerá y ejecutará un procedimiento detallado de la recolección de pagos de los agentes u OS/OM deudores y un procedimiento detallado de la distribución de los pagos a los agentes u OS/OM acreedores.

22 AVANCES DE SIEPAC I: Mercado Eléctrico Regional (MER) Suscripción n y Ratificación del Tratado Marco y Primer Protocolo Aprobación n de Diseño o General del MER en 2000 y Aprobación n del Reglamento Transitorio del MER (RTMER) en 2002 Aprobación n de Reglamento del MER (RMER) y Convenio General. Diciembre 2005 Desarrollo del SCADA/EMS Regional Suscripción n del Segundo Protocolo al TM Implantación n del RMER (incluyendo el desarrollo del SIIM) y Ratificación n del Segundo Protocolo al TM (ratificado en cinco países)

23 AVANCES DE SIEPAC II: Generación n Regional Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco Incorporación n de aspectos claves de generación regional en el Diseño o General del MER (Contratos Firmes Reforzamiento de Transmisión n Regional Derechos de Transmisión) n) en 2000 Incorporación n de aspectos claves de Generación Regional en el RMER Desarrollo regulatorio regional y nacional para mejorar las condiciones propicias para el desarrollo de plantas de generación n eléctrica de carácter cter regional

24 AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión n Regional Diseño o final: 1,800 km de linea de transmision 230 KV de un circuito sencillo con prevista para doble circuito Elaboración n de diseño o final de ingeniería Regulación n Regional de Transmisión: n: Expansión, n, operación, mantenimiento, derechos de transmisión n y remuneración n (RMER -2005) Constitución n de servidumbres: Construcción n de la línea l SIEPAC Ago 2006 Abril 2010

25 Sistema de interconexión regional SIEPAC

26 Cronograma

27 Mercado Eléctrico Regional Inyecciones totales periodo enero 2003 marzo 2008 MWh Meses

28 Mercado Eléctrico Regional Total inyectado 275,501 MWh enero a diciembre 2007 PANAMÁ 45% GUATEMALA 43% COSTA RICA 2% NICARAGUA 0% HONDURAS 8% EL SALVADOR 2%

29 Mercado Eléctrico Regional Total Retirado 275,501 MWh enero a diciembre 2007 COSTA RICA 59% PANAMÁ 3% GUATEMALA 0% EL SALVADOR 14% HONDURAS 4% NICARAGUA 20%

30 $ Mercado Eléctrico Regional Precios medio mensual Período enero 2003 marzo Meses