Transcript 1_UE_SIEPAC_TM_MER_Ago_2010

SIEPAC
Sistema de Interconexión
Eléctrica de los Países de
América Central
Pepesca
Guate Norte
Rio Lindo
Guate Este
Cajón
Nejapa
Suyapa
Ahuachapán
15 de Sept.
Pavana
León
Ticuantepe
Cañas
Parrita
Panamá
Canal
Rio Claro
Tratado Marco del Mercado
Eléctrico Regional
Veladero
Golfo de
Panamá
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.
PROYECTO SIEPAC
GRUPO DIRECTOR
Representante de la política
energética nacional
(1 por país)
COMITÉ PROGRAMACIÓN
EVALUACIÓN
GRUPO ASESOR
Consultores individuales
Sector Eléctrico
(2 por país)
UNIDAD EJECUTORA
DEL PROYECTO
CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA
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
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
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.
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.
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
II: Generación Regional
•
Promoción del desarrollo de plantas
generación eléctrica de carácter regional
de
•
El EOR en coordinación con los OS&M realizara
la operación del MER con criterio de despacho
económico
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)
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).
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)
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).
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.
GOBIERNOS
CDMER
CRIE
Reguladores
nacionales
OS/OMs
nacionales
EOR
MER
G
T
GC
D/C
MOR
MERCADOS ELECTRICOS
NACIONALES (6)
C
MCR
MERCADOS ELECTRICOS
BINACIONALES (2): IMG - ICP
AVANCES DE SIEPAC
I: Mercado Eléctrico Regional (MER)
 Suscripción y Ratificación del 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
(ratificado en cinco países). 2007-2010
TM
DESARROLLO REGULATORIO DEL MER
Tratado Marco del
Mercado Eléctrico de
América Central
Primer Protocolo TM
Diseño General
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
Reglamento de
la Operación
Técnica y Comercial
del MER (ROTC)
Diagnostico de la
Transmisión en el
MER
Diseño Detallado de la
Transmisión en el MER
Reglamento de
Transmisión
del MER (RT)
Reglamento del
MER (RMER)
Segundo
Protocolo
al TM
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
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
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
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)
LINEA SIEPAC
PRIMER SISTEMA DE
TRANSMISIÓN REGIONAL
Panaluya
T
Aguacapa
Ahuachapán
País
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Total
Río Lindo
Cajón
Guate Norte
Nejapa
Aguacaliente
15 de Sept.
Planta Nicaragua
Ticuantepe
230 KV, Circuito sencillo
en torres de doble circuito
Costo M$ 494
Ruta de Línea a 230 KV
Subestación de interconexión
Subestación nacional
Lago
Nicaragua
KMS
281
285
270
321
490
150
1797
300 MW de capacidad
28 bahías en 15 subestaciones
Cable OPGW de 36 fibras
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Panamá
Río Claro
Veladero
AVANCE DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC
31-05-10
Izado de
Estructuras
Cimentaciones
Tendido de
Conductores
Total
Realiz
%
Total
Realiz
%
Total
Realiz
%
Guatemala
663
586
88
663
473
71
283
8
3
El Salvador
737
731
99
737
704
96
286
29
10
Honduras
714
713
99
714
656
92
274
0
0
Nicaragua
752
743
99
752
728
97
304
293
96
Costa Rica
1320
976
74
1320
947
72
493
181
37
398
398
100
398
398
100
150
150
100
4584
4139
90
4584
3899
85
1791
655
37
Panamá
TOTAL
FINALIZACIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC
Honduras
Panaluya
Guate Norte
San
Buenaventura
Cajón
Aguacapa
T
Guatemala
1
25/Ene/2011
2
31/Dic/2010
3
31/May/2011
Ahuachapán
Nejapa
15 de Sept.
8
11/Ene/2011
9
31/May/2011
10
21/Dic/2010
11
21/Dic/2010
Aguacaliente
Costa Rica
Sandino
El Salvador
Ticuantepe
Lago
Nicaragua
15
26/Oct/2010
16
03/Dic/2010
17
31/Dic/2011
4
04/Ene/2011
18
30/Jun/2011
5
15/Ene/2011
19
12/Oct/2010
6
15/Ene/2011
7
15/Dic/2010
Panamá
20
Cañas
Parrita
Nicaragua
12
21/Dic/2010
13
30/Nov/2010
14
14/Dic/2010
Palmar Norte
Río Claro
Panamá
Veladero
12/Dic/2010
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
PROXIMA RED DE TRANSMISION
México
Honduras
Capacidad entre países
300 MW
SIEPAC
Guatemala SIEPAC
SIEPAC
Nicaragua
Costa Rica
El Salvador
Interconexión existente
SIEPAC
Red nacional
Línea SIEPAC
Panamá
INTERCONEXION DE LA LÍNEA SIEPAC
AVANCES DE SIEPAC
IV: Organismos Regionales
 Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en
1998
 Constitución del Comité
Eléctrica (CIE) en 1999
de
Interconexión
 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
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
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 Extraregionales (IMG y ICP). 2010-2011
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS
1,600
Pepesca
1,400
Guate Norte
Río Lindo
Guate Este
Cajón
1,200
Nejapa
Suyapa
1,000
800
15 de Sept.
Pavana
León
Ticuantepe
600
Cañas
400
Parrita
200
Panamá
Canal
Río Claro
Veladero
0
Golfo de
Panamá
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
GWh
Ahuachapán
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS
450
400
Pepesca
Guate Norte
Río Lindo
Guate Este
350
Nejapa
Suyapa
Ahuachapán
15 de Sept.
Pavana
León
250
Ticuantepe
200
150
Cañas
100
Parrita
Panamá
Canal
50
Río Claro
Veladero
Golfo de
0
2010
2009
2008
2007
Panamá
2006
GWh
300
28.5%
Cajón