“el mercado eléctrico de américa central : situación actual y perspectivas de desarrollo.”...

“El Mercado Eléctrico de América Central : Situación Actual y Perspectivas de

Desarrollo.”

René González Castellón

Director Ejecutivo EOR

IEEE – CONCAPAN PANAMA, NOVIEMBRE DEL 2007

Índice

CRIE, EOR y

Regulación Regional

América Central

La RTR y SIEPAC

El Mercado

Eléctrico Regional Lecciones

aprendidas

Lecciones

aprendidas

UNDP-Vers5 0502

3

Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central

RESUMEN

Población Total: 40.8 Millones

Demanda Total: 2.711 GW min 6.718 GW max

Generación

Instalada Total: 9,042 GW

Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

Operadores de Sistema y Mercado Nacionales

Guatemala

El SalvadorEl Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

La RTR y SIEPAC

El Mercado Eléctrico

Regional

Lecciones aprendidas

CRIE, EOR y Regulación

Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

4


Población: 13.018 Millones

Demanda: 546.23 MW min 1,379.8 MW max

Generación

Instalada: 2,057.7 MW


Demanda: 511 MW min 1,273.3 MW max

Generación



Demanda: 359 MW min 874 MW max

Generación



Demanda: 223.9 MW min 444.1 MW max

Generación

Instalada: 720.4 MW



Generación




Generación

Instalada: 1,411 MW


Operadores de Sistema y Mercado Nacionales


Regional

América Central

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

5


Fuentes: Operadores de Sistema y Mercado Nacionales

Demanda de

energía promedio al mes

Guatemala


Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

593.4 GWh

Demanda de


552.8 GWh

Demanda de


441.1 GWh

Demanda de


283.8 GWh

Demanda de


725.1 GWh

Demanda de


551.3 GWh

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

6

Generación de Electricidad Neta por Tipo de Recurso


Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2006

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

GU ES HO NI CR PA

Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbon Cogen Eolica

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

7

Tipos de Modelos de Mercados Eléctricos en América Central

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

8

Tratado Marco de América Central (TM). Firmado por los presidentes de los seis países de Centroamérica, en diciembre de 1996, para fomentar la integración de la región y dar inicio al proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). I y II Protocolos del TMER. Reformes importantes al Tratado Marco del MER. El Segundo Protocolo se encuentra en proceso de ratificación por las Asambleas Legislativas de América Central.

Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER). Debido a la alta necesidad de la región para realizar transacciones bajo la nueva Integración Centroamericana, un reglamento fue creado para impulsar el desarrollo transitorio del Mercado Eléctrico Regional (MER), mientras es concretado el SIEPAC, Este reglamento fue aprobado por la CRIE en junio del 2002.

Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Continuando con el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional, se impulsaron los esfuerzos para la creación del Reglamento Regional (RMER) definitivo, que diera el marco regulatorio para generar gradualmente el MER. Fue así que en diciembre del 2005 fue aprobado por CRIE. La entrada en vigencia plena de este reglamento va a ser concretada cuando entre en funcionamiento el proyecto de interconexión SIEPAC.

Principales Documentos Regulatorios del Mercado Eléctrico Regional

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

9

Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central

Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).

Creada por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de Guatemala. Es el organismo encargado realizar la regulación del MER y de aprobar los reglamentos que lo rigen.

Ente Operador Regional (EOR).

Creado por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de San Salvador el cual es el encargado de la operación técnico y comercial del MER y la coordinación de la operación del SER.

Guatemala

El El SalvadorSalvador

Honduras

Nicaragua

Costa Rica Panamá

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

10

Empresa Propietaria de la Red (EPR).

Conformada con acciones de las empresas de transmisión de los seis países de AC y ENDESA e ISA Colombia, quienes han aportado parte del capital para el desarrollo del proyecto SIEPAC.

Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central

Guatemala


Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

11

Diagrama de Relación de las Instituciones Regionales y los Países

MERMERGG TT

MERCADO DE OPORTUNIDADMERCADO DE OPORTUNIDAD

Ccontracts

LU

EOR OS Y MNACIONAL

REGULADOR NACIONAL

GOBIERNOS

CRIE

D/CD/C

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

12

GUATEMALAESTE

AHUACHAPAN

15 DE SEPT.

AGUA CALIENTE

LOS PRADOS

LEON 1

MASAYA

LIBERIA

PROGRESO

RIO CLARO

RED DE TRANSMISION REGIONAL ACTUAL

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

COSTA RICA

PANAMA

60 HERTZFRECUENCIA

115KV

230KVVOLTAJES DE OPERACIÓN

DATOS DEL SISTEMA

60 HERTZFRECUENCIA

115KV

230KVVOLTAJES DE OPERACIÓN

DATOS DEL SISTEMA

EL SALVADOR

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

La RTR actual y los nodos para ofertas

comerciales

UNDP-Vers5 0502

13

El sistema de transmisión del SER y sus restricciones

SEP

SEP

SEP

SEP

SEP

SEP

Los enlaces de transmisión entre las seis áreas de control (seis países), son enlaces con baja capacidad de transmisión.

Han existido sistemas de porteo que por razones técnicas han introducido limitaciones en la capacidad de transmisión, la cual ha sido una de las principales causales de congestiones comerciales.

Guatemala


Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

14

Proyecto SIEPAC

Guatemala


Honduras

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

15

El Proyecto SIEPAC y la nueva RTR

GuatemalaGuatemalaGuatemala

El SalvadorEl SalvadorEl Salvador

NicaraguaNicaraguaNicaragua

Costa RicaCosta RicaCosta Rica

PanamáPanamPanamááInterconexión Existente

Red Nacional

SIEPAC

SISTEMA TRANSMISION 230 KV SISTEMA TRANSMISION 230 KV

300 MW300 MW

SIEPACSIEPAC

SIEPACSIEPAC

SIEPACSIEPAC

SIEPACSIEPAC

HondurasHondurasHonduras

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

16

El Mercado Eléctrico Regional y su evolución

BLOQUENORTEBLOQUENORTE

BLOQUE SUR

BLOQUE SUR

MERFASE IMER

FASE I

MERFASE IIMER

FASE II

MERFASE IIIMER

FASE III

EL SALVADORHONDURAS

(INTERCONEXION)

EL SALVADORHONDURAS

(INTERCONEXION)

RefuerzosNacionalesRefuerzosNacionales

LINEA SIEPACLINEA SIEPAC

NuevosProyectos

NuevosProyectos

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

UNDP-Vers5 0502

17

El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF)

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

Son Contratos de compra y venta de energía entre dos agentes pertenecientes a diferentes países de la región centroamericana, están diseñados para dar prioridad al suministro de energía contratada por la parte compradora, mediante la obtención de Derechos de Transmisión (DT), por alguna de las partes contratantes, necesarios para asegurar los servicios de transmisión entre los nodos de inyección y retiro de la energía contratada, en la programación comercial del Pre-despacho regional.

UNDP-Vers5 0502

18


La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

Características:

•La parte vendedora se compromete a vender

energía firme a la parte compradora en el nodo

de retiro de la RTR.

•La energía comprometida en un CF regional no

podrá ser comprometida en un mercado

nacional, y debe ser considerada como energía

firme en el país donde se ubica el nodo de retiro.

•Una de la partes del CF deberá tener la

titularidad de los derechos de transmisión en el

sentido del nodo de inyección al nodo de retiro,

necesarios para validar el CF.

UNDP-Vers5 0502

19


La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

Prioridad de abastecimiento de la

contraparte de retiro del contrato

En la programación comercial del Pre-

despacho regional el abastecimiento de

la contraparte de un contrato firme se

logra mediante; la obligación de la parte

de inyección de ofertas una venta al

Mercado de Oportunidad Regional (MOR)

de igual o mayor cantidad de energía

que la cantidad contratado.

UNDP-Vers5 0502

20

El Mercado Eléctrico Regional y su evolución

La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

Proceso diario de recepción de ofertas

Validaciones regulatorias

Oferta diaria del contrato

Celebración del contrato

Validación técnica y comercial

Revisión de requisitos (DT) e inconsistencias

Proceso de Pre-despacho

Proceso de planificación diaria del Contrato Firme Proceso de planificación diaria del Contrato Firme

Publicación del programa diario de regional de energía

CRIE Regulad. Nac.

Revisiones regulatoriasAgente

vendedorAgente

comprador

Contratos Firmes

UNDP-Vers5 0502

21


La RTR y SIEPAC


Regional



Regional

América Central

Un Derecho de Transmisión (DT) asigna a su

Titular un derecho de uso o financiero sobre

la Red de Transmisión Regional (RTR) por un

determinado Periodo de Validez.

El EOR organizará subastas mensuales de

DT. En estas subastas se asignarán a los

adjudicatarios de los respectivos DT por

períodos de validez mensual y anual. El EOR

pondrá a disposición en las subastas la

Capacidad Operativa de Transmisión de la

RTR considerando los DT asignados, las

contingencias y los mantenimientos

programados.

Los riesgos relacionados con el desarrollo y

maduración del Mercado Eléctrico regional tales

como:

* La aprobación de los seis países al II Protocolo al

Tratado Marco, será posterior al año 2008,

impidiendo la operación del MER en el 2009.

* La escasa o nula inversión en plantas generadoras

de energía eléctrica (mayor a 300 MW) operando al

2012, no permitirá cumplir el objetivo de desarrollo

del Proyecto (MER creado y funcionando

sosteniblemente).

Riesgos Identificados del MER

FACTORES POLITICOS Y REGULATORIOS. Aunque el MER tiene

una alta estructuración normativa y sus reglamentos y protocolos

son bastante claros, los procesos políticos y los esfuerzos para

armonizar los reglamentos locales con los regionales, funcionan

más lentamente de lo previsto debido a que los diferentes

gobiernos de la región están pasando por momentos y coyunturas

diferentes.

NECESIDADES DE GENERACION Y TRANSMISION. La

interacción de los factores de obsolescencia a nivel generación y a

nivel transmisión podría generar situaciones críticas en el desarrollo

del MER. Ambos procesos son claves y necesarios para facilitar el

desarrollo del Mercado Eléctrico Regional.

NECESIDADES DE COINCIDENCIA. Debido a que la interacción

de los factores políticos y de inversión es crítica, aún es necesario

generar compromiso y hacer coincidir los intereses de los

inversionistas y las voluntades políticas para beneficio de los

pueblos del Istmo Centroamericano.

Lecciones Aprendidas

www.enteoperador.org

[email protected]

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