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Estado de Situación Actual de la operación comercial y técnica del Mercado
y Sistema Eléctrico de América Central.
05 de abril de 2017Hotel Wyndham, Heredia, Costa Rica
Para: Cámara de Industria de Costa Rica
Presentación por: Salvador López Alfaro
1. Estadísticos Generales del Sector Eléctrico2. Operación Comercial
o Agentes Autorizados para realizar transacciones en el MERo Estadísticas de la Operación del Mercado Eléctrico Regionalo Inyecciones Anuales en el MER + Precio Promedio Anual (2013-2016)o Históricos de Inyecciones Diarias en el MERo Resultados de Asignaciones de DF Anuales Enero – Junio 2016 y de Julio a
Diciembre 20163. Operación Técnica
o Informe de eventos en el Sistema Eléctrico Regional ocurridos el 9 y 16 de enero de 2017.
o Plan de Trabajo para la atención al problema de las Oscilacioneso Estado de Situación de la ampliación de la Capacidad de Transmisión Regional de la
Línea de Interconexión México-SIEPACo Proceso de Planificación de la Expansión de la Generación y la Transmisión Regional
Contenido
Demanda máxima de potencia en América Central
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA TOTAL
1.7021.098
1.515
715
1.767 1.618
8.414
(MW)
Actualización al 31 de diciembre de 2016.
Fuente de información: EOR
Capacidad de Generación Instalada (MW)
Datos a noviembre de 2016.Fuente de información: EOR
Total 14,774 MW
6.1275.412
1.217 991554 472
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
Hidro TérmicasFosil
Biomasa Eolica Solar Geo
Capacidad de Generación en Energía Renovable Variable (ERV) instalada al 2016 en (MW)
Total generación
ERV instalada
1,546 MW
Datos a noviembre de 2016.Fuente de información: EOR
País Eólico Solar Total
Guatemala 71 85 156
El Salvador 0
Honduras 170 411 581
Nicaragua 186.6 1.4 188
Costa Rica 293.6 1 294.6
Panamá 270 56 326
OPERACIÓN COMERCIALo Agentes Autorizados para realizar transacciones en el MER
o Estadísticas de la Operación del Mercado Eléctrico
Regional
o Inyecciones Anuales en el MER + Precio Promedio Anual
(2013-2016)
o Históricos de Inyecciones Diarias en el MER
o Resultados de Asignaciones de DF Anuales Enero – Junio
2016 y de Julio a Diciembre 2016
AGENTES DEL MER
Fuente de información: EOR
AGENTES AUTORIZADOS PARA REALIZAR TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MER, AL 03 DE ABRIL DE 2017.
239
1110,25
224,00
16,16 17,88 181,23
397,87
1947,38
5,16
1212,22
195,25 204,81
313,36
30,02
1960,8
GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ TOTAL
Venta Compra
Venta y Compra de Energía en el MER 2016 (GWh)
PRINCIPALES INCREMENTO AÑO 2016 *
PAIS GWh %
GUA 268 31.8
PAN 258 185.5
ELS 142 172.4
* Respecto a las inyección del país en el año 2015
Fuente de información: EOR
Inyecciones Anuales en el MER + Precio promedio Anual
474,20
1.4461,368.40
1.947
216,00
170.50
160,17
85.06
63.67
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
2013 2014 2015 2016
Inyeciones Anuales RMER(GWh) Inyeciones Anuales RTMER (GWh) Promedio Anual de Precio Exante en el MER (US$/MWh)
RTMER + RMER
AñoInyeciones
Anuales (GWh)
Precio Promedio Anual en el MER
(US$/MWh)
2013 690.20 *170.50
2014 1,445.80 160.17
2015 1,368.40 85.06
2016 1,947.40 63.67
(01 de enero de 2013 - 31 de diciembre 2016)
Fuente de información: EOR
Histórico de Inyecciones Diarias en el MERRTMER RMER+PDC
182.1%
98.3%109.4%
Incrementos respecto al año 2013 *Febrero 2016: Inyecciones proyectadasFuente de información: EOR
El 30 marzo 2017: se presentó el mayor registro de inyección diaria programada en la historia del MER
11,651.4 MWh
Transacciones de Inyección MCR vs MOR (GWh)
103 95 106
95 95
123
81
68 63
101
120
89
78
58 57 61 54 56
66 68 79
74
54
72 78
48
61
126
60 70
98
132 136
158
164
139
22 20 28
21 25 28 25
15 25 22 29
47 42 40 43
68 60 57 59
45
30
42 43
60
40
55
80
69 55
50 53 55 55
73
50 42
MERCADO DE CONTRATOS REGIONAL (MCR)
MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL (MOR)
104% 895%
2013 - 2016
Datos al 31 de diciembre de 2016.
OPERACIÓN TÉCNICA
o Proceso de Planificación de la Expansión de la
Generación y la Transmisión Regional
OBJETIVOS DE LA PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y LA TRANSMISIÓN REGIONAL
Identificar oportunamente las obras de expansión de la RTR que permitan:
1) Incrementar la capacidad de transmisión, para atender las perspectivas de aumento de
los intercambios de energía en el MER, vinculado a una expansión óptima de la
generación regional.
2) Alcanzar y mantener la capacidad operativa mínima de intercambio internacional, fijado
en 300 MW por la CRIE, en la resolución CRIE-P-20-2014.
Una vez identificadas obras y el plan de inversión correspondiente, es necesaria la
aprobación y construcción oportuna, para evitar el deterioro de la capacidad operativa de
la RTR.
ALCANCES DE LA PLANIFICACIÓN REGIONAL
Diagnóstico de Mediano Plazo de la RTR
Revisar la capacidad de transmisión de la RTR para transportar los flujos de potencia, asociados a los escenarios previsibles de la generación y de demanda
Formular recomendaciones para un programa de ampliaciones menores y modificaciones de las instalaciones de la RTR para mantener la confiabilidad de la red en los niveles establecidos en los CCSD, o disminuir los Costos de Suministro de Energía en el MER.
Identificar restricciones a la capacidad de transmisión de la RTR o en las redes nacionales que puedan afectar la confiabilidad en el ámbito regional o que aumenten los Costos de Suministro de Energía en el MER, y las eventuales medidas correctivas o preventivas.
Planificación de Largo Plazo de la G & T Regional
Incrementen el Beneficio Social y simultáneamente tengan un número significativo de beneficiarios.
Mejoren la confiabilidad a nivel regional.
Signifiquen un aumento de la competencia en el MER.
Debe considerar: (1) la información de planificación de la generación en los países; (2) la información aportada por los diferentes Agentes a través de los OS/OM de cada país sobre futuras expansiones, y (3) las autorizaciones de ampliaciones.
10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER
10.1.4 Libro III RMER: La Planificación Regional deberá procurar que en todo momento semantenga una capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier
par de Países Miembros del MER. Esta capacidad será fijada por la CRIE mediante Resolución.
CRITERIOS PARA DETERMINAR EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN REGIONAL (10.6.2 Libro III)
10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER
Se prepara una lista de ampliaciones de transmisión que resultan seleccionadas en base a los indicadores de evaluación Económica:
TIR, VPN, Beneficio Social
Ampliaciones cuya construcción deba iniciar en los 2 años siguientes
y su Beneficio Social > 0
Se calcula la concentración del Beneficio
Ampliaciones A Riesgo Ampliaciones Planificadas
Beneficio SocialConcentración en un solo país > 80%
Concentración en 1 agente > 50%Concentración en 3 agentes > 80%
Beneficio Social distribuido.
PLAN DE TRABAJO PARA DESARROLLO DE LOS ESTUDIOS DE PLANIFICACIÓN – DIAGNÓSTICO MEDIANO PLAZO
COMPONENTE ACTIVIDAD%
ActividadOct Nov Dic ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Solicitud de Bases de Datos a loa OS/OM 100%
Envío al EOR de las BD nacionales de parte de los OS/OM 85%
Revisión de la información recibida 100%
Actualización de la Base de datos Regional 40%
Solicitud a la CRIE de la Tasa Interna de Retorno, Costo de la Energía
No Suministrada, Metodología de cálculo del excedente del
consumidor, vida útil de las instalaciones, e información de las zonas
protegidas.
0%
Analisis Enèrgetico - condicion actual - Identificación de restricciones
de transmisión para transportar los intercambios previsibles del MER.0%
Análisis eléctrico. Simulación de contingencias e Identificación de
restricciones de transmisión para transportar los intercambios
previsibles del MER.
Análisis eléctrico - Modelación de intercambios de 300 MW entre
pares de países, Identificación de restricciones de transmisión y
determinación de refuerzos.
0%
Definición y análisis de las soluciones. 0%
Reunión con CTPET para presentación de resultados de los análisis y
soluciones0%
Análisis de Riesgo, Evaluacion economica y clasificacion de
Ampliaciones Planificadas y A Riesgo0%
Preparacion del informe de Diagnóstic de Mediano Plazo 0%
Presentación de resultados del Diagnostico de Mediano Plazo a la JD-
EOR
Remisión del informe de Diagnóstico de Mediano lazo a la CRIE 0%
Conformaciòn y
Actualizaciòn de la Base de
Datos a utilizarse en la
planificaciòn de la
expansiòn de la G y T
Regional 2017-2026
Diagnostico de mediano
Plazo 2017-2021
2016 PROGRAMA DE EJECUCION -2017
PLAN DE TRABAJO PARA DESARROLLO DE LOS ESTUDIOS DE PLANIFICACIÓN - LARGO PLAZO
COMPONENTE ACTIVIDAD%
ActividadOct Nov Dic ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Análisis de mediano plazo del sistema de generación 0%
Definicion de candidatos, casos y escenarios de expasión de la generación
regional.0%
Simulaciones de casos de expansión, análisis de riesgos técnicos y
económicos. Determinación del páln de expansión de la generación
regional óptimo.
0%
Revisión de resultados con el CTPEG y el CTPET 0%
Preparación del informe de planifcación indicativa de la expansión de la
generación regional.0%
Presentacion a JD de resultados de la planificación indicativa de la
expansión de la generación regional0%
Análisis de la red de transmisión 0%
Corridas con modelos de optimizacion: Identificación de sobrecargas para
transportar los flujos de potencia óptimizados en la operación del MER,
considerando la expansión de la generación regional.
0%
Análisis eléctrico. Modelación de despachos optimos, suimulacion para
identificación de sobrecargas y violaciones de voltaje ante contingencias
simples.
0%
Definiciòn de candidatos 0%
Modelacion y simulacion con los candidatos a las soluciones en los
modelos de optimizacion y de análisis eléctrico.0%
Evaluación económica de las soluciones propuestas (determinación de
indicadores económicos, cálculo de los beneficios sociales y concentración
de los beneficios). Análisis de Riesgos.
0%
Revisión de resultados con el CTPET 0%
Preparacion del informe de expansion de la Transmision 0%
Presentacion del informe de lanificación de la expansión de la Transmisión
regional ante JD - EOR0%
Remision a la CRIE del informe de planifiacciòn de la Exp de la G & T
regional0%
Planificacion de
largo plazo de la
Expansion de la
Generaciòn regional
2022-2026
Planificacion de
largo plazo de la
Expansion de la
Transmision
Regional 2022-2026
2016 PROGRAMA DE EJECUCION -2017
PREGUNTAS QUE RESPONDE LA PLANIFICACIÓN REGIONAL
10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER
Diagnóstico de Mediano Plazo de la RTR 2018-2022
• ¿Qué ampliaciones o refuerzos de transmisión son requeridos en el Sistema Eléctrico Regional para que puedatransportarse los flujos del despacho óptimo previsible de generación, cumpliendo con los CCSD?.
• ¿Qué ampliaciones o refuerzos de transmisión son necesarios para alcanzar la capacidad operativa deintercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros del MER, que la CRIE fijó en 300 MW,cumpliendo con los CCSD?
Planificación de Largo Plazo 2018-2027
• ¿Cuál sería el plan de expansión de la generación, que minimice el costo de suministro de la demanda en la región?
• ¿Cuál sería el plan de expansión de la Transmisión Regional, que permita transportar los flujos derivados del despacho óptimo de la generación y que permita mantener la capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros del MER?
Remisión del informe de planificación 2015-2024 por parte del EOR
28-julio2016
Aclaraciones del EOR a CRIE sobre los resultados del Estudio de Planificación
Sept-Oct 2016CRIE remitió la correspondencia
CRIE-SE-GT-330-20-12-2016
Con el informe GT-2016-15
20-diciembre-2016
En 2017, el operador regional (EOR) esta realizando una
actualización del Plan de la Expansión de la Generación y Transmisión Regional para
el periodo 2018-2017
Actividades realizadas
CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA ACTUAL Y PREVISTA PARA 2018
Capacidades actuales Capacidades previstas para 2018
Si no se indica algo diferente significa que se mantendrá la capacidad de transferencia
Considerando La Subestación La Virgen y obras asociadas (Nicaragua)
CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA ACTUAL Y PREVISTA PARA 2018
1. La razón por la que no se obtienen cambios en la capacidad de transferencia entre lasáreas de control El Salvador, Honduras, Costa Rica y Panamá, es porque no se prevé laentrada en servicio de nuevas ampliaciones de transmisión en la red troncal de 230 kV.
2. Los resultados obtenidos de la capacidad de transferencia para 2018 considerasolamente una parte de los refuerzos nacionales de líneas de transmisión identificadosen el estudio realizado por el EOR con PNNL cuya construcción ha sido confirmada porlas empresas de transmisión de Costa Rica, Panamá, y el Salvador, no se considera queentra en operación ninguno de los refuerzos de compensación capacitiva identificados endicho estudio.
3. Además ENATREL de Nicaragua, informa de la entrada en operación en 2018 de lasubestación La Virgen y líneas asociadas.
Avenida Las Magnolias No128, Colonia San Benito.
San Salvador, El Salvador, C.A.PBX : (503) 2208-2364 FAX : (503) 2208-2368.
www.enteoperador.org
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