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Presentation Transcript

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

  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 eléctrica libremente y sin discriminación alguna • La integración vertical es permitida si se crean unidades de negocio con separación de costos.

  8. COMPONENTES FUNDAMENTALES • DELTRATADO 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

  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 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 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 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).

  13. 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.

  14. GOBIERNOS CDMER CRIE Reguladores nacionales OS/OMs nacionales EOR MER G T D/C GC MOR C MERCADOS ELECTRICOS NACIONALES (6) MERCADOS ELECTRICOS BINACIONALES (2): IMG - ICP MCR

  15. AVANCES DE SIEPAC I: Mercado Eléctrico Regional (MER) • Suscripción y Ratificacióndel Tratado Marco y Primer Protocolo. 1996-1998 • 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. 2005-2008 • Suscripción del Segundo Protocolo al TM. 2007 • Ratificación del Segundo Protocolo al TM (ratificado en cinco países). 2007-2010

  16. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central Primer Protocolo TM Diseño General del MER Reglamento Transitorio del MER DESARROLLO REGULATORIO DEL MER Diagnostico de la Operación Técnica y Comercial del MER Diagnostico de la Transmisión en el MER Diseño Detallado de la Operación Técnica y Comercial del MER Diseño Detallado de la Transmisión en el MER Reglamento de la Operación Técnica y Comercial del MER (ROTC) Reglamento de Transmisión del MER (RT) Segundo Protocolo al TM Reglamento del MER (RMER)

  17. AVANCES DE SIEPAC II: Generación Regional • Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco. 1998 • 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-11103-II Impulso de proyectos de generación regional y demanda regional a través del MER. 2010

  18. 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 1999. Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005), CFE (2008). • Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo (2001) y de Mediano Plazo (2004-2008). Abril 2001 • Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo 2001

  19. AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional • Inicio operaciones EPR. Marzo 2002. • Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental nacionales y obtención de Licencias Ambientales. 2002-2004 • Realización de topografía final para la Línea y para la servidumbre. 2003 • Diseño final: 1,800 Km. de línea de transmisión 230 KV de un circuito 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: 2004-2010 • Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 – Diciembre 2010 (4.5 años)

  21. Ruta de Línea a 230 KV Subestación de interconexión Subestación nacional LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL País KMS Panaluya Río Lindo Guate Norte Cajón Guatemala 281 T 285 ElSalvador Aguacapa 270 Honduras Nejapa Ahuachapán 321 Nicaragua Aguacaliente 15 de Sept. 490 Costa Rica 150 Panamá Total Planta Nicaragua 1797 Lago Ticuantepe Nicaragua 300 MW de capacidad 28 bahías en 15 subestaciones Cable OPGW de 36 fibras 230 KV, Circuito sencillo en torres de doble circuito Costo M$ 494 Cañas Parrita Palmar Norte Panamá Río Claro Veladero

  22. AVANCE DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC

  23. FINALIZACIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC San Buenaventura Panaluya Guate Norte Cajón Aguacapa T Nejapa Ahuachapán Aguacaliente 15 de Sept. Sandino Lago Ticuantepe Nicaragua Cañas Parrita Palmar Norte Río Claro Panamá Veladero

  24. RED DE TRANSMISION ACTUAL México Honduras Capacidad entre países 60 MW Guatemala Nicaragua El Salvador Costa Rica Interconexión existente 230 Kv Interconexión existente 400 Kv Panamá

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

  26. INTERCONEXION DE LA LÍNEA SIEPAC

  27. AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales • Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en 1998 • Constitución del Comité de Interconexión Eléctrica (CIE) en 1999 • 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 2000-2001

  28. AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales • Selección de Sedes definitivas: Guatemala para CRIE y El Salvador para el EOR. Octubre 2002 • Operación del MER directamente por el EOR: Junio de 2006 • CT-111003-IV Fortalecimiento institucional de CRIE y EOR. 2009-2010 • Operación de CRIE y EOR con Cargos CRIE y EOR. Enero 2010 • Consejo Director del MER (CDMER) . 2010

  29. AVANCES DE SIEPAC V: Otros • Aplicación gradual de Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño del RMER. Ajuste de AGC. 2010 • Desarrollo del Sistema de Planificación de la Expansión de la Transmisión Regional (SPTR). 2010-2011 • Armonización regulatoria Interconexiones Extra-regionales (IMG y ICP). 2010-2011

  30. Pepesca Guate Norte Río Lindo Guate Este Cajón Nejapa Suyapa Ahuachapán Pavana 15 de Sept. León Ticuantepe Cañas Parrita Panamá Canal Panamá Río Claro Veladero Golfo de Panamá EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS

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

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