Desarrollo Actual del Mercado Eléctrico Regional: Proyecto SIEPAC.

ENTE OPERADOR REGIONAL
Desarrollo actual del Mercado Eléctrico Regional:
Proyecto SIEPAC
San Salvador, El Salvador
Marzo 2013
Contenido
1. El Sistema Eléctrico Regional
2. Descripción del Proyecto SIEPAC
3. Estado de Construcción de la Línea SIEPAC
4. Estado Actual de la Regulación Regional
5. Cambio RTMER a RMER + PDC
6. Descripción comercial del MER
7. Principales Retos (Corto y Largo Plazo)
Interconexiones Eléctricas
Internacionales en América Central
Bloque Norte
1986
Guatemala
El Salvador
Bloque Sur
1976
Honduras
Nicaragua
1982
Nicaragua
Costa Rica
2002
El Salvador
Honduras
1976
Costa Rica
Panamá
Sistema Eléctrico Regional
Guatemala
Demanda Max: 1651.8MW
Demanda Min: 540.8MW
*Gen. Inst. 2,590.5 MW
Honduras
Demanda Max: 1383.9MW
Demanda Min: 354.5MW
*Gen. Inst. 1,788.8 MW
Total Regional
Año 2012:
Demanda Max 7006.3MW
*Generación Neta 42,292 GWh
El Salvador
Demanda Max: 979 MW
Demanda Min: 341 MW
*Gen. Inst. 1,503.5 MW
Costa Rica
Demanda Max: 1593.7MW
Demanda Min: 588.9MW
*Gen. Inst. 2,650.4 MW
*FUENTE: CEPAL - CENTROAMÉRICA: ESTADÍSTICAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO
Nicaragua
Demanda Max: 647.1MW
Demanda Min: 227.7MW
*Gen. Inst. 1,093.7 MW
Panamá
Demanda Max: 1368.7MW
Demanda Min: 607.5MW
*Gen. Inst. 2,295.6 MW
Objetivos
Proyecto SIEPAC
La formación y consolidación progresiva de un Mercado
Eléctrico Regional (MER) mediante la creación y
establecimiento
de
los
mecanismos
legales,
institucionales y técnicos apropiados, que facilite la
participación del sector privado en el desarrollo de las
adiciones de generación eléctrica
Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica (líneas
de transmisión, equipos de compensación y subestaciones)
que permita los intercambios de energía eléctrica entre los
participantes del MER
El EOR, Misión y Visión
Misión
Visión
• Dirigir y coordinar, la operación
técnica del Sistema Eléctrico
Regional (SER) y realizar la
gestión comercial del Mercado
Eléctrico Regional (MER), con
transparencia y excelencia, en
base a
criterio técnico y
económico de acuerdo con la
Regulación Regional.
• Ser una entidad de prestigio
internacional en el desarrollo y
consolidación de la integración
eléctrica de América Central y
futuros
países
que
se
interconecten contribuyendo al
bienestar económico y social
de la región.
Sede EOR: Ciudad de San Salvador, República de El Salvador
Coordinación operativa EOR – OS/OM
La coordinación técnica y comercial del MER, el EOR la realiza en conjunto con los Operadores
de Sistema y Mercado (OS/OM) de los países de la región. Parte fundamental de esta
coordinación son los Comités Técnicos
Seguridad
Operativa
Planeamiento
Revisión RTR
Comunicación
y SCADA
Planificación
de la
generación
En algunos casos también se ha requerido de
la colaboración de los Agentes Transmisores.
Operativo
Comités
técnicos
actuales
Operación
en tiempo
real
Operación
Comercial
Planificación
de la
transmisión
SCADA Regional del EOR
En el SCADA Regional se
supervisan en tiempo real:
Tipo de Equipos
Subestaciones
Lineas
Transformadores
Unidades de Generación
Cargas
Capacitores
Interruptores
Seccionadores
Mediciones Analógicas
Cantidad
442
589
765
599
608
109
3,530
5,278
11,731
Estado Construcción Línea SIEPAC
Guate Norte – Panaluya (Dic 2012)
Próximos tramos a
entrar en operación
Panaluya – San Buenaventura
Previsión primer trimestre 2013
Panaluya
Guate Norte
Aguacapa–Ahuachapán (Ene 2012)
Aguacapa
T
Ahuachapán
Ahuachapán–Nejapa (Feb 2012)
San Buenaventura–Torre 43 (Mar 2012)
San Buenaventura
Cajón
Nejapa
Sandino– Agua Caliente (Feb 2013)
Agua caliente
Ticuantepe – Sandino (Enero 2013)
15 de Sept.
Nejapa–15 de Septiembre (Mar 2012)
Ticuantepe – Cañas (Nov 2011)
Sandino
Ticuantepe
Cañas
Río Claro – Veladero (Dic 2010)
15 de Septiembre–Agua Caliente (Dic 2012)
Parrita
Cañas – Parrita (Ago 2012)
Palmar
Veladero
Palmar – Río Claro (Nov 2012)
En febrero y marzo 2012 entraron
en operación los tramos Ahuachapan – Nejapa y Nejapa – 15 de Septiembre respectivamente, propiedad de
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ETESAL, el cual es un refuerzo de transmisión en El Salvador y es paralelo al tramo de la Línea SIEPAC entre las mismas subestaciones.
Estado Actual de la Regulación Regional
Resolución CRIE-P-23-2012
Primero
• DECLARAR la puesta en operación comercial por tramos de la línea de transmisión
del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central – SIEPAC –
después de cumplidos los requisitos establecidos en la regulación vigente.
Segundo
• DECLARAR la entrada en vigencia del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional –
RMER-, a partir del día 1 de enero de 2013, con excepción de las disposiciones
específicas suspendidas mediante la resolución CRIE-P-17-2012 de fecha 4 de
octubre del año en curso.
Tercero
• APROBAR, el periodo de transición de tres meses, solicitado por el EOR, contados a
partir de la entrada en vigencia del RMER y del PDC, periodo durante el cual se
aplicará el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER, y los
Acuerdos CRIE-05-28 y CRIE-08-30 con carácter oficial y el RMER y PDC con carácter
indicativo. Una vez agotado el presente periodo de transición y sin necesidad de
declaración posterior, se procederá a la aplicación del RMER y el PDC, en la forma
aprobada por la CRIE.
Periodo de Transición
(Enero – Marzo 2013)
El EOR está llevando dos procesos paralelos, que implica envío
diario de información de los OS/OM para RMER y RTMER. Esta
información es diferente para cada caso.
AGENTES
AGENTES
2
1
RTMER
OS/OM
RMER +
PDC
OS/OM
Los instrumentos para hacer negocios en RTMER y RMER+PDC también son diferentes.
Implementación
inicial RMER (+PDC)
Resolución
CRIE-NP-19-2012
Remuneración
Servicio
Transmisión
Regional
Procedimiento de
Detalle
Complementario al
RMER (PDC)
Resolución
CRIE 01-2009
Cargo CRIE y Cargo
EOR
Resolución
CRIE-P-17-2012
Resolución
CRIE-09-2005
RMER
Operación técnica y comercial
del MER bajo el RMER
Organización comercial del MER bajo
el RMER
Contratos Firmes
Mercado de
Contratos Regional
Requieren DT
asociado
No requieren DT
Contratos No Firmes
Mercado Eléctrico
Regional
Financieros
Mercado de
Oportunidad
Regional
Ofertas de
Inyección y Retiro
de energía
Físicos Flexibles
Cambio del RTMER al RMER+PDC
Inicio
1 de abril
2013
Principales retos
Corto Plazo
• Completar implementación del
RMER + PDC
• Desarrollo de interfaces
regulatorias MEN – MER
• Derogación RTMER
Mediano Plazo
• Implementación de Contratos
Firmes y Subasta de Derechos
de Transmisión
• Planificación de la generación y
transmisión regional de
mediano y largo plazo.
Mayor Información
ENTE OPERADOR REGIONAL – EOR
Diagonal Universitaria entre 25 Calle Poniente y
17 Avenida Norte, Colonia Layco San Salvador, El
Salvador
PBX:
(503) 2208-2364
FAX:
(503) 2208-2368
Sitio Web
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