V FORO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL

2. V FORO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA REGIONAL LA REGULACIÓN EN LA INTEGRACIÓN ELÉCTRICA- LA EXPERIENCIA EN AMÉRICA CENTRAL FERNANDO ALVAREZ Managua, octubre 2010

3. Contenido de la presentación

4. Antecedentes

5. Antecedentes

6. Antecedentes

7. Antecedentes

8. Antecedentes • Entre las principales razones de la reducción se encuentran: • Restricciones de transmisión • Costa Rica, ha restringido el flujo de Este al Centro debido a las limitantes del embalse de filo de agua ubicados en el Norte (Garita); esto afecta las transacciones provenientes de Panamá al bloque Norte. • El Salvador tiene restricciones con el corredor de Occidente al Centro, lo cual limita las transacciones de Guatemala al resto de los países ubicados al Sur de la región. • Nicaragua, tuvo problemas con el auto-transformador de Los Brasiles. Esta situación afectó la capacidad de transmisión (porteo) en ambos sentidos, en especial las transacciones provenientes de Costa Rica y Panamá.

9. Antecedentes • Limitantes Comerciales: • Honduras (principal comprador del MER en el 2004): • Debido a la instalación de 410 MW ha reducido el precio de su sistema, asimismo ha incrementado los flujos provenientes de la zona sur del país, razón por la cual ha reducido las compras realizadas al MER.

10. Antecedentes Aspectos Regulatorios: • El Salvador • Acuerdo No. 78-E-2005 el "Procedimiento Transitorio para el Cálculo del Precio en el MRS“. • Acuerdo No. 132-E-2005 de fecha 25 de agosto del mismo año, la SIGET acordó extender la vigencia del mecanismo Transitorio. • Acuerdo No. 136-E-2005 de fecha 1 de septiembre de 2005 año, la SIGET acordó modificar el "Mecanismo Transitorio de Calculo del Precio en el MRS“. • Acuerdo No. 168-E-2005, ampliar el Grupo de Generadores Identificados (GGI). • Por otro lado si se desea exportar, deberían de comprar la energía al precio de la última máquina que sirvió la energía, la cual generalmente es una unidad térmica, con lo cual no sería despachado en el MER.

11. Antecedentes Aspectos Regulatorios: • Guatemala • La resolución CNEE-156-2005, establece que el AMM debe asignar el cargo de sobrecosto por generación forzada por compra obligada de los contratos referidos en el articulo 40 del reglamento del AMM a cada participante consumidor del Mercado Mayorista. • El Acuerdo Gubernativo 657-2005, el cual modifica el articulo 40 del Reglamento del AMM, estableciendo el mandato de repartir entre los Participantes Consumidores del Mercado Mayorista los costos diferenciales provenientes de los Contratos Existentes. • Las disposiciones CNEE-156-2005 y CNEE-180-2005, afectan las transacciones del MER partiendo del hecho que trasladan al total de la demanda los sobrecostos de los contratos existentes, en el componente de Energía y la Potencia, deben sumarse al precio de venta de energía para exportación los sobrecostos que ascienden a un aproximado de US 7.00 $/MWh.

12. Antecedentes Aspectos Regulatorios: • Panamá • La Legislación Panameña desde el inicio del mercado eléctrico de ese país, ha contemplado la aplicación del Cargo por Transacciones Esporádicas, el que se aplica a las transacciones de importación de energía al mercado de Panamá. • El Pliego Tarifario por servicios públicos de transmisión con vigencia del 1 de julio del 2005 al 30 de junio del 2009, estipula que dicho cargo es de US$/MWh 3.19. Vale aclarar que antes de la publicación de este nuevo pliego el valor del Cargo por Transacciones Esporádicas era de US$/MWh 5.53.

13. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico.

14. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico. • Primer Sistema de Interconexión Eléctrica • 1999 Se crea la Empresa Propietaria de la Red (EPR). • 2002 Se suscribe y ratifica el financiamiento del BID al proyecto por US$240 Millones • 2002-2005 Licitaciones. • 2006-2007 Concluir servidumbres, adjudicación contrato llave en mano de la Línea e Iniciar las Obras. • 2011 Entrada en Operación del Proyecto

15. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico. • Principales Accionistas • INSTITUTO NACIONAL DE ELECTRIFICACION(INDE) • COMISION EJECUTIVA HIDROELECTRICA DEL RIO LEMPA(CEL) • EMPRESA NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA(ENEE) • EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, SA (ENTRESA) • INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD(ICE) • EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA, S.A.(ETESA) • ENDESA INTERNACIONAL S.A.(ENDESA) • INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA) • COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)

16. LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISION REGIONAL País KMS Panaluya Río Lindo Guate Norte Cajón Guatemala 281 T 285 El Salvador 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 INCLUYE PREVISTA PARA SEGUNDO CIRCUITO Cañas Ruta de Línea a 230 KV Subestación de interconexión Parrita Subestación nacional Palmar Norte Río Claro Panamá Veladero

18. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Enmarcado dentro de la normativa general se desarrolla el modelo conceptual y estructural del mercado eléctrico regional. • 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. • Reguladores Nacionales. • Operadores de sistema y mercado y sus agentes. • Ente Operador Regional. • Comisión Regional de Interconexión Eléctrica.

19. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional Reglamento Transitorio del MER Desarrollo del marco regulatorio regional

20. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

21. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

22. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

23. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

24. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

25. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

26. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

27. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

28. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

29. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional

30. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional • Oportunidades de inversión en infraestructura: La regulación regional promueve el desarrollo eficiente de proyectos de transmisión a escala regional estableciendo los mecanismo para el reconocimiento de las inversiones y sus costos asociados. • Por medio del sistema de planificación regional el EOR identifica los proyectos candidatos para reforzar o ampliar la RTR clasificándolos en tres categorías: • Ampliación planificada. • Ampliación a riesgo con beneficio regional. • Ampliación a riesgo.

31. Marco conceptual de la normativa del mercado eléctrico regional • Mecanismos para el reconocimiento de las inversiones • Ampliaciones Planificadas. Se adjudica por licitación pública internacional al canon anual más bajo. Y dentro de sus ingresos reconocidos se incluirá el Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI). • Ampliaciones a riesgo con beneficio regional: se calculará como un porcentaje del canon o del costo estándar y se le agregará el Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI). • Ampliaciones a riesgo: se desarrollará conforme la regulación nacional y se le reconocerá el Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI).

32. Principales retos del MER, en el corto plazo.

33. Visión a largo plazo de la integración energética

34. GRACIAS FERNANDO ALVAREZ GERENTE DE MERCADO fernandoalvarez@crie.org.gt 4ta avenida 15-70 zona 10 Edificio Paladium Oficina 13B Nivel 13 Tels.(502) 2366-4219 23 (502) 2366-4223 Fax. (502) 23664227