SIEPAC Y MER 08102014 - Agencia para el Desarrollo

Línea SIEPAC y MER
Octubre 10, 2014.
LINEA SIEPAC
México
País
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Total
Tapachula
Panaluya
San Buenaventura
Guate Norte
Cajón
Los Brillantes
San Nicolás
Aguacapa
Ahuachapán
T
15 de Sept.
Nejapa
Aguacaliente
Sandino
Ticuantepe
Lago
Nicaragua
KMS
283
286
275
307
499
150
1800
Tramos
3
4
4
3
5
2
21
Cañas
La Línea SIEPAC
esta operando
al 100%
Parrita
Palmar Norte
Río Claro
Panamá II
Dominical
Cerro Matoso
Veladero
Panamá
Colombia
Conclusión de la Línea SIEPAC
País
Bahías Compensación
Estructuras
Tendido de
Conductores
unidades
MVAR
unidades
km
Guatemala
4
20
662
282,8
El Salvador
6
736
286,0
Honduras
5
727
275,0
Nicaragua
4
756
307,5
Costa Rica
8
1343
498,9
Panama
1
398
150,0
4622
1800,3
TOTAL
28
20+20
60
Bahías de conexión a la Línea SIEPAC
País
GTM
SLV
HND
NIC
CRI
PAN
Subestación
Aguacapa
Guate Norte
Panaluya
Ahuachapán
Esquema
Latitud
Longitud
Altura
Observaciones
DPPIABT
14°11'23.73"N
90°36'12.77"O
300
Existente
Conexión a Ahuachapán
DBIIA
14°40'8.14"N
90°27'17.64"O
1547
Existente
Conexión a Panaluya
Interruptor y Medio
15° 2'16.87"N
89°35'30.57"O
191
Nueva
Conexión a Guate Norte y San Nicolás
Interruptor y Medio
13°55'18.64"N
89°49'2.74"O
801
Existente
Conexión a Aguacapa y a Nejapa
Nejapa
Interruptor y Medio
13°46'29.79"N
89°12'16.97"O
525
Nueva
Conexión a Ahuachapán y 15 de Septiembre
15 de Septiembre
Interruptor y Medio
13°37'35.78"N
88°33'50.14"O
113
Existente
Conexión a Nejapa y Agua Caliente
Agua Caliente
Interruptor y Medio
13°24'22.19"N
87°19'34.38"O
26
Existente
Conexión a 15 de Septiembre y Sandino
San Nicolás
BS
14°46'24.029"N
88°01‘17.89"O
423
Nueva
Conexión a San Buenaventura y Panaluya
San Buenaventura
Interruptor y Medio
15° 1'50.74"N
87°58'26.38"O
153
Nueva
Conexión a Panaluya, El Cajón y Toncontín
Sandino
Ticuantepe
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Río Claro
Dominical
Veladero
Interruptor y Medio
12°12'6.78"N
86°43'42.50"O
14
Nueva
Conexión a Agua Caliente y Ticuantepe
Interruptor y Medio
12° 1'49.31"N
86°12'5.53"O
268
Existente
Conexión a Cañas y Sandino
DPPIABT
10°25'28.69"N
85° 7'28.90"O
48
Existente
Conexión a Ticuantepe y Parrita
Interruptor y Medio
9°33'20.59"N
84°13'47.37"O
41
Existente
Conexión a Cañas y Palmar Norte
DPPIABT
8°56'42.33"N
83°25'25.31"O
202
Existente
Conexión a Parrita y Río Claro
DPPIABT
8°41'13.38"N
83° 4'15.64"O
46
Existente
Conexión a Palmar Norte y Veladero
Interruptor y Medio
8°41'02.01"N
82° 48'11.08"O
536
Nueva
Conexión a Río Claro y Veladero
Interruptor y Medio
8°15'8.50"N
81°39'22.40"O
315
Existente
Conexión a Río Claro
Historia de la Línea SIEPAC
• El Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América
Central (SIEPAC) fue visualizado por los gobiernos
centroamericanos y de España en 1987.
• Los estudios realizados hasta 1995, demostraron las amplias
oportunidades que tendría la región de llevarse a cabo una
integración eléctrica mayor entre los países.
• En 1995, los gobiernos centroamericanos, el de España y el BID
acordaron proseguir con la ejecución del SIEPAC, para lo que
pactó una cooperación técnica que permitiera desarrollar los
estudios de factibilidad técnico-económicos, estudios de la
empresa propietaria de la línea y la formulación del Tratado
Marco del Mercado Eléctrico Regional.
• El Tratado Marco con su primer protocolo entró en vigencia el 18
de junio de 1998.
Historia de la Línea SIEPAC
• Para el financiamiento del proyecto los Ministros de Hacienda de los
seis gobiernos centroamericanos suscribieron una Ayuda Memoria
en Barcelona, España, con el Presidente del BID y el Vicepresidente
del gobierno español, el 16 de marzo 1997.
• En dicho acuerdo se establece la elaboración de un plan de dos
componentes para la realización del objeto del Tratado Marco: a)
Cooperación Técnica para apoyar la creación de los organismos
regionales y la puesta en funcionamiento del mercado regional; y b)
Financiamiento para las obras de transmisión del proyecto de
infraestructura por US$ 320.000.000.
• Los países participantes se comprometieron a conformar la Empresa
Propietaria de la Red (EPR) y celebrar los contratos necesarios entre
las partes para el financiamiento del proyecto.
Historia de la Línea SIEPAC
• Mediante este Tratado Marco se crearon dos organismos
regionales.
• El Ente Operador Regional (EOR), encargado de la operación de
los sistemas eléctricos en coordinación con los entes nacionales
de despacho de energía eléctrica de cada país y llevar a cabo la
gestión comercial de las transacciones entre agentes del
Mercado y
• La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), que
tendrá entre sus objetivos procurar el desarrollo y consolidación
del Mercado, así como velar por su transparencia y buen
funcionamiento, y definir los cargos por el uso y disponibilidad
de la red de transmisión regional considerando los cargos
variables de transmisión, el peaje, el cargo complementario.
Historia de la Línea SIEPAC
• EPR se constituyó en febrero 1999, con el concurso de las seis
empresas eléctricas públicas de la región designada por su
respectivo gobierno, por partes iguales, y se dispuso a definir los
mecanismos idóneos para integrar en el capital social de la empresa
a socios privados.
• La Asamblea de Accionistas es el órgano máximo de toma de
decisiones y está integrada por los titulares de las acciones emitidas
y en circulación de la sociedad.
• Sus oficinas gerenciales se instalaron en San José, Costa Rica, en
marzo de 2002, actualmente los accionistas son 9, INDE de
Guatemala, CEL de El Salvador, ENEE de Honduras, ENATREL de
Nicaragua, ICE de Costa Rica, ETESA de Panamá y los socios extra
regionales ENDESA de España (Latinoamérica), ISA de Colombia y
CFE de México.
El Proyecto SIEPAC
MERCADO
La consolidación del Mercado Eléctrico Regional
(MER), regulado por la CRIE y operado por el EOR.
INFRAESTRUCTURA
El desarrollo del primer sistema de transmisión regional
denominado Línea SIEPAC, por parte de EPR.
Características de la Línea SIEPAC.
1800 km
300 MW entre países
Capacidad de 2do Circuito
36 fibras ópticas
Definición MER
El MER es un séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados o sistemas
nacionales existentes, con regulación regional y en el cual los agentes realizan
transacciones internacionales de energía eléctrica.
Subestación Aguacapa
El Mercado Eléctrico Regional (MER)
El MER es un
séptimo
mercado,
superpuesto
con los seis
mercados o
sistemas
nacionales
existentes, con
regulación
regional en el
cual los
agentes
realizan
transacciones
internacionale
s de energía
eléctrica.
Honduras
Guatemala
Cap. Inst (MW):1605
Cap. Hidro: 32%
Dem. Max.(MW) :1203
Usuarios: 1,2 MM .
Electrificación: 80%
Cap. Inst (MW):2369
Cap. Hidro: 33%
Dem. Max.(MW) :1119
Usuarios: 2,3 MM .
Electrificación: 84%
Guate Norte
Panaluya
Ahuachapán
Nejapa
15 de Sept.
El Salvador
Cap. Inst (MW):1.490
Cap. Hidro: 33%
Dem. Max. (MW):906
Usuarios: 1,4 MM .
Electrificación: 86%
Cap. Inst (MW):969
Cap. Hidro: 11%
Dem. Max.(MW):524
Usuarios: 0,7 MM .
Electrificación: 66%
San Buenaventura
Cajón
Santa
Rosa
Aguacapa
Nicaragua
T
Toncontin
Panamá
Aguacaliente
MER
Sandino
Ticuantepe
Cap. Inst (MW):1771
Cap. Hidro: 50%
Dem. Max. (MW):1154
Usuarios: 0,8MM .
Electrificación: 89%
Lago
Nicaragua
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Costa Rica
Cap. Inst (MW):2500
Cap. Hidro: 60%
Dem. Max.(MW):1497
Usuarios: 1,4 MM .
Electrificación: 99%
Río Claro
Panamá
Veladero
El RMER y la Línea SIEPAC
El RMER en su Libro III “De la Transmisión” y su Anexo I detalla los
aspectos concernientes a la Línea SIEPAC. Aspectos mas importantes:
• La Línea SIEPAC es un ampliación planificada de la RTR.
• Tiene su esquema remuneratorio definido (IAR)
• Las características técnicas y financieras del Proyecto están
claramente definidas, así como su mecanismo de actualización.
• La experiencia de la EPR con relación al funcionamiento de las
reglas del Mercado y sus organismos regionales ha sido positiva en
cuanto a las actualizaciones que se han requerido como producto
del proceso constructivo.
Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional
INTEGRACION ENERGETICA REGIONAL
• Los Gobiernos de los países de América Central suscribieron un Tratado Marco del Mercado Eléctrico
Regional.
• Este Tratado entró en vigencia en toda la región en 1998, luego de la ratificación de los seis estados
centroamericanos.
• Los instrumentos de ratificación se encuentran depositados en SG-SICA.
• El Pacto Social de la EPR se protocolizó en Panamá en enero de 1999.
• En marzo de 2002 inició actividades la Gerencia de la EPR en San José, Costa Rica.
1995
1997
2001
2002
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
RMER + PDC
Incorporación BANCOMEXT
Operación Línea SIEPAC
Incorporación CAF
Incorporación CFE
REDCA
Construcción de la Línea
Adjudicación Bahías
Adjudicación Línea
RTMER
Incorporación ISA
Incorporación
BEI - BCIE
Financiamiento
BID (2002)
Incorporación
ENDESA
Interconexión
HON-SAL
España, BID, CA
(1997)
Tratado Marco
(1996)
Visualizado 1987
Evolución del Proyecto SIEPAC
Supervisión GCDS
Línea de Transmisión
Licencias Ambientales
Bahías de Acceso
Adquisición de Servidumbres
Compensación Reactiva
2012 2013
2014
OBJETIVOS DEL MER
•
•
•
•
•
•
Incrementar la eficiencia en el abastecimiento regional de energía
Viabilizar proyectos de generación de mayor escala para la demanda agregada
Incrementar la competencia y seguridad del suministro de energía eléctrica
Viabilizar el desarrollo de la red de transmisión regional
Promover e incrementar los intercambios de energía eléctrica
Uniformizar los criterios de calidad y seguridad operativa
ST San Buenaventura
Torres
ST Nejapa
LAS INSTITUCIONES Y SU ROL
• La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica(CRIE): Regulación
• El Ente Operador Regional (EOR): Operación de Sistema y del Mercado
• Empresa Propietaria de la Red (EPR) y Empresas de Transmisión (ET):
Operación y Mantenimiento de la Red de Transmisión Regional.
ST Sandino
ST Sandino
ST Sandino Compensación
Organizaciones Regionales
Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
Ente Operador Regional
EOR
CRIE
www.crie.org.gt
• Propone las reglamentaciones
• Hace cumplir el tratado y
sus reglamentos
• Vela por buen funcionamiento del
mercado
• Promueve la competencia de
los agentes
• Aprueba las reglamentaciones regionales
del mercado
• Opera el despacho regional
• Lleva la gestión comercial de
transacciones de los agentes
• Prepara planes indicativos
de expansión
Empresa Propietaria de la Red
EPR
www.ceaconline.org
Consejo de Electrificación de América Central
• Construye la Línea
• Mantiene la Línea
• Propietaria de la Concesión
www.enteoperador.org
www.eprsiepac.com
CEAC
Organismo Regional adscrito al SICA. Fines: promover la electrificación de AC, integración de sus sectores eléctricos para el aprovechamiento de los recursos
naturales renovables promotor de las soluciones regionales para los sectores eléctricos en América Central.
Organización del Mercado Eléctrico Regional
MER
GOBIERNOS
CONSEJO
DIRECTOR
CRIE
6 REGULADORES NACIONALES
SECRETARÍA
CDMER
EOR
6 OPERADORES NACIONALES
EPR
180 GENERADORES
28 COMERCIALIZADORES
51 DISTRIBUIDORES
331
AGENTES
9 TRANSMISORES NLS
62 GRANDES CONSUMIDORES
Finalidad de la Empresa Propietaria de la Red
(EPR)
El Tratado Marco autoriza a la EPR
a desarrollar, diseñar, financiar,
construir y mantener un primer
sistema de transmisión regional
que interconectará los sistemas
eléctricos de los seis países de
América Central.
ORGANIZACIÓN COMERCIAL: PRODUCTOS Y SERVICIOS
• Energía eléctrica
• Servicios Auxiliares
• Servicios de Transmisión Regional
• Servicios de Operación y
Administración del MER
• Servicios de Regulación del MER.
RTR SIEPAC
Nuestros Accionistas
Asociación público - privada de nueve accionistas
El Costo del proyecto y la Estructura del Financiamiento
Fuentes de Financiamiento
Total
Miles US$
1.
Aportación Capital Social
2.
Préstamos del BID
253.500
3.
Préstamos del BCIE
109.000
4.
Préstamo CAF
15.000
5.
Préstamos de Accionistas
13.500
6.
Préstamos de BANCOMEXT
44.500
7.
Financiamiento DAVIVIENDA
11.043
TOTAL COSTO PROYECTO
58.500
505.043
Ejecución de la Línea de Transmisión
• En el mes noviembre del 2010,
entro en operación el primer
tramo de la Línea SIEPAC entre
las subestaciones de Río Claro
y Veladero.
• Al 1 de octubre 2014 se
encuentran habilitados los 21
tramos que conforman la Línea
SIEPAC.
Sub. Rio Claro
Bahía SIEPAC hacia Veladero
Sub. Veladero
Bahía SIEPAC hacia Río Claro
Torres de Transmisión de la Línea SIEPAC
Ejecución de la línea de transmisión en la región.
PROGRAMA DE FINALIZACION
03/12/10
29/09/14
Río Claro - Veladero
Ticuantepe - Cañas
Aguacapa - Ahuachapán
15 Sept - Agua Caliente
Ahuachapán - Nejapa
San Buenav. - T43
Nejapa - 15 Sept.
Cañas - Parrita
Panaluya - San Buenav.
Guate Norte - Panaluya
Palmar Nte. - Río Claro
Sandino - Ticuantepe
Agua Caliente - Sandino
Parrita - Palmar Nte
feb/10 jun/10 oct/10 mar/11 jul/11 nov/11 abr/12 ago/12 dic/12 abr/13 sep/13 ene/14 may/14 sep/14
Primer Tramo
Ultimo Tramo
Avance general y detalles de la ejecución del proyecto.
Izado de
Estructuras
Cimentaciones
31/08/14
Avance
Global
Línea
Tendido de
Conductores
Total
Realiz.
%
Total
Realiz.
%
Total
Realiz.
%
GTM
662
662
100,0%
662
662
100,0%
282,8
282,8
100,0%
100,0%
SLV
736
736
100,0%
736
736
100,0%
286,0
286,0
100,0%
100,0%
HND
727
727
100,0%
727
727
100,0%
275,0
275,1
100,0%
100,0%
NIC
756
756
100,0%
756
756
100,0%
307,5
307,6
100,0%
100,0%
CRI
1343
1343
100,0%
1343
1343
100,0%
498,9
498,9
100,0%
100,0%
PAN
398
398
100,0%
398
398
100,0%
150,0
150,0
100,0%
100,0%
4622
4622
100,0%
4622
4622
100,0%
1800,3
1800,2
100,0%
100,0%
TOTAL
%
Avance general y detalles de la ejecución del proyecto.
LOTE 1
Tramo
Torres
Longitud (km)
Cimentaciones
Montaje
Tendido
1 Aguacapa – Front ES
231
99,5
231
100,0%
231
100,0%
99,5
100,0%
2 Guatemala Norte - Panaluya
267
109,9
267
100,0%
267
100,0%
109,9
100,0%
3 Panaluya – Front HO
164
73,4
164
100,0%
164
100,0%
73,4
100,0%
Total Guatemala
662
282,8
662
100,0%
662
100,0%
281,8
100,0%
55
19,0
55
100,0%
55
100,0%
19,0
100,0%
5 Ahuachapán - Nejapa
233
89,0
233
100,0%
233
100,0%
89,0
100,0%
6 Nejapa – 15 de Septiembre
221
85,0
221
100,0%
221
100,0%
85,0
100,0%
7 15 de Septiembre – Front HO
227
93,0
227
100,0%
227
100,0%
93,0
100,0%
Total El Salvador
736
286,0
736
100,0%
736
100,0%
286,0
100,0%
8 Front ES – Agua Caliente
138
53,97
138
100,0%
138
100,0%
53,97
100,0%
9 Agua Caliente – Front NI
181
66,20
181
100,0%
181
100,0%
66,20
100,0%
41
12,53
41
100,0%
41
100,0%
12,53
100,0%
11 San Buenaventura – Front GU
367
142,35
367
100,0%
367
100,0%
142,35
100,0%
Total Honduras
727
275,05
727
100,0%
727
100,0%
275,05
100,0%
4 Front GU - Ahuachapán
10 T43 (T) – San Buenaventura
Avance general y detalles de la ejecución del proyecto.
LOTE 2
Tramo
Torres
(km)
Cimentaciones
Montaje
Tendido
12 Front. Honduras - Sandino
281
116,7
281
100,0%
281
100,0%
116,7
100,0%
13 Sandino - Ticuantepe
162
64,7
162
100,0%
162
100,0%
64,7
100,0%
14 Ticuantepe – Front CR
313
126,2
313
100,0%
313
100,0%
126,2
100,0%
Total Nicaragua
756
307,5
756
100,0%
756
100,0%
307,6
100,0%
15 Peñas Blancas - Cañas
373
129,7
373
100,0%
373
100,0%
129,7
100,0%
16 Cañas - Parrita
442
159,2
442
100,0%
442
100,0%
159,2
100,0%
17 Parrita-Palmar Norte
343
136,6
343
100,0%
343
100,0%
136,6
100,0%
18 Palmar Norte - Río Claro
128
50,7
128
100,0%
128
100,0%
50,7
100,0%
19 Río Claro - Paso Canoas
57
22,7
57
100,0%
57
100,0%
22,7
100,0%
1343
498,9
1343
100,0%
1343
100,0%
498,9
100,0%
20 Front. CR - Panamá
398
150,0
398
100,0%
398
100,0%
150,0
100,0%
Total Panamá
398
150,0
398
100,0%
398
100,0%
150,0
100,0%
Total Costa Rica
Conclusión y puesta en operación del tramo 17 en Costa Rica.
9:32
84:12
Conclusión y puesta en operación del tramo 17 en Costa Rica.
Avance general y fechas de entrada de líneas.
Tramo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Línea
Río Claro - Veladero
Ticuantepe - Cañas
Aguacapa - Ahuachapán
15 Sept - Agua Caliente
Ahuachapán - Nejapa
San Buenaventura. - T43
Nejapa - 15 Sept.
Cañas – Parrita
Panaluya - San Buenaventura
Guate Norte - Panaluya
Palmar Nte. - Río Claro
Agua Caliente - Sandino
Sandino - Ticuantepe
Parrita - Palmar Nte
km
172,7
255,9
118,5
147
89
12,5
85
159,2
216,1
109,9
50,7
182,9
64,7
136,0
1799,7
Fecha de Entrada
3 de diciembre de 2010
31 de diciembre de 2010
14 de marzo de 2011
15 de julio de 2011
15 de agosto de 2011
31 de agosto de 2011
31 de octubre de 2011
10 de febrero de 2012
30 de marzo de 2012
29 de junio de 2012
31 de agosto de 2012
19 de diciembre de 2012
19 de diciembre de 2012
29 de septiembre de 2014
Aperturas en Línea SIEPAC
SE San Agustín
Subestación
(El Rancho)
SE San Miguel
Entrada)
Dominical
T
Toncontín
Nejapa
Ahuachapán
PAN
SI
ENEE
HND
SI
La Vega
TRECSA
GTM
SI
San Agustín
TRECSA
GTM
SI
ICE
CRI
SI
ENATREL
NIC
SI
El Ventarrón
SIGLO
NIC
NO
La Campana
CAESA
NIC
NO
VERSANT
CRI
NO
Progreso
GTM
NO
Cutuco
SAL
NO
En Construcción
Cajón
Aguacapa
Jacó
Aguacaliente
15 de Sept.
Solicitud
CRIE
EISA
San Nicolás
San Buenaventura
Guate Norte
País
En Operación
SE San Nicolás (La
Panaluya
Agente
La Virgen
SE La Vega
En Diseño
SE La Unión
Sandino
Ticuantepe
Lago
Nicaragua
Inocentes
SE La Virgen
San Miguel
La Unión
SE El Ventarrón
Cañas
SE Los Inocentes
Parrita
Palmar Norte
Río Claro
Dominical
SE finalizada
Panamá
Veladero
SE Jacó
SE en construcción
Enlace en Operación
LINEA SIEPAC PREVISTA PARA SEGUNDO CIRCUITO
Habilitación de dobles circuitos de la línea
SIEPAC.
• La Línea SIEPAC se construyó con la previsión de un segundo circuito que permitiese
aumentar la capacidad de transmisión de 300 MW a 600 MW.
• Las empresas de transmisión nacionales han requerido del uso de esa prevista de
segundo circuito para mejorar sus capacidades de transmisión y consecuentemente
reduce flujos nacionales en el primer circuito mejorando la confiabilidad y seguridad
de la Red de Transmisión Regional.
• La necesidad de usar la línea SIEPAC - segundo circuito ha sido justificada por las
empresas debido a la urgencia de desarrollar esos refuerzos internos ya que los
procesos constructivos de líneas de transmisión se pueden demorar por aspectos no
técnicos, como servidumbres, permisos ambientales, permisos municipales, etc.
• Los segundo circuitos habilitados corresponden a los países de El Salvador, Nicaragua y
Guatemala.
Dobles Circuitos
De
Panaluya
San Buenaventura
Guate Norte
LA VEGA
90%
Falta 3 km y bahía de
llegada en la Vega
AHUA
NEJA
100%
En Operación
15 DE S
100%
En Operación
MASAYA
100%
En Operación
SANDINO
T
Estado
AGUA
NEJA
Cajón
Aguacapa
Hacia
Toncontín
Nejapa
Ahuachapán
Aguacapa – La Vega
Aguacaliente
15 de Sept.
Sandino
Ahuachapán – Nejapa
Nejapa – 15 de Sept-
Ticuantepe
Lago
Nicaragua
Cañas
Sandino – Masaya
Parrita
Palmar Norte
Río Claro
Dominical
Panamá
Veladero
Enlace en Operación
Crecimiento empresarial de EPR a partir del año
2014.
EPR además de continuar trabajando en el corto plazo tanto en los
aspectos regulatorios, administrativos, técnicos y comerciales, debe
planificar su desarrollo futuro siguiendo el tema dominante
establecido en el Plan Estratégico:
• “Promoción, desarrollo y operación de proyectos de infraestructura
de transmisión de energía eléctrica y telecomunicaciones que
incentiven la integración regional y el desarrollo del MER”
Crecimiento empresarial de EPR a partir del año
2014.
• Parámetros para desarrollar expansión empresarial:
• Actuar en el mercado de América Central.
• Desarrollar negocios rentables asociados a la infraestructura de
transporte de energía eléctrica.
• Comprar activos de transmisión (activos en marcha).
• Participar en proyectos de transmisión de energía eléctrica.
• Asegurar la construcción del segundo circuito.
• Derechos preferentes para el uso del segundo circuito en los países.
• Se realizarán acciones para evaluar posibles expansiones de EPR.
Ampliación del SIEPAC.
• EPR ha contratado un análisis preliminar de la influencia de la Línea SIEPAC
en cuanto a su impacto en la operación de los sistemas eléctricos nacionales.
• Los hallazgos iniciales son:
• La Línea SIEPAC ha resuelto algunas de las más importantes congestiones de cada
país, impactando de manera positiva en los sistemas eléctricos nacionales .
• Sin la Línea SIEPAC aparecen graves problemas de congestiones e incapacidad de
soportar algunas contingencias.
• La Línea SIEPAC ha venido a fortalecer las redes de transmisión, sin incluir los
beneficios agregados del incremento de transacciones regionales.
Ampliación del SIEPAC.
• El SIEPAC debe continuar atendiendo los retos y la dinámica de crecimiento
que presenta el sector eléctrico de América Central, resolviendo temas tales
como:
• Completar la Compensación Reactiva que asegure los niveles de voltaje, cuando las
transacciones regionales alcancen valores entre 200 y 300 MW.
• Cumplir con las inversiones necesarias que aseguren transferencias de 300 MW,
cumpliendo con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño para la Operación
del Sistema Eléctrico Regional establecidos en el RMER.
• Asegurar una capacidad de 300 MW de acuerdo a lo establecido en los objetivos de la
Línea SIEPAC ante los Bancos de Desarrollo.
Planeamiento de obras para completar la capacidad del
SIEPAC.
• El EOR, ha presentado al CDMER que uno de los principales problemas de la región
centroamericana para promover el crecimiento del MER es la falta de más
infraestructura de transmisión en la región.
• La línea SIEPAC construida por EPR, ha sido absorbida en buena medida por las
demandas nacionales, siendo que está situación impide el crecimiento de
transacciones, ya que los sistemas eléctricos usan la capacidad de SIEPAC para sus
necesidades internas.
• La Región tiene como objetivo que la capacidad de Transmisión Regional sea de 300
MW, según fue originalmente planificado.
• Se debe completar el doble circuito donde sea necesario, y adicionar infraestructura
de Transmisión Nacional para compensar la capacidad absorbida.
Prestación de Servicios
• EPR ofrece los siguientes servicios:
Diseño y Construcción de Líneas de Transmisión
Experiencia.
La experiencia acumulada por EPR durante la construcción de la Línea
SIEPAC permite a la empresa disponer de los conocimientos, recursos
humanos y bases de datos para desarrollar eficientemente proyectos de
transmisión de alto voltaje (líneas y subestaciones) en América Central.
EPR presta servicios de gestión de todas las actividades ligadas a las
obras de transmisión a construir, ejecuta el diseño, administrando sus
contratos de suministro, construcción etc., y ejecuta la Supervisión de
obra, hasta la puesta en servicio, todo por medio de profesionales
experimentados.
Detalles de operación del sistema de transmisión
regional.
• Índices de Calidad de Servicio acumulados que se obtuvieron hasta el 30 de septiembre de 2014.
Indicador
Acumulado Año 2014
Metas 2014
Indisponibilidad Programada
2,17 salidas / 100 km
No Mayor a 3,00 salidas /
100 km
45,42 horas / 100 km
Indisponibilidad Forzada
1,72 salidas / 100 km
No Mayor a 3,00 salidas /
100 km
1,51 horas / 100 km
Índice de Disponibilidad
99,02%
No menor a 97,00%
• Los indicadores muestran que se cumplen las metas establecidas por EPR.
Detalles de operación del sistema de transmisión
regional.
• El volumen comparado de transacciones acumuladas al 30 de septiembre del
2014 en el Mercado Regional según el EOR, se resume a continuación.
Resumen Histórico (MWh)
Total Venta de Energía
Año 2013
412.362,3
Año 2014
1.038.153,4
Variación %
151.75%
• Dicho cuadro muestra que comparando el mismo periodo de los años 2013 y
2014 las transacciones han seguido aumentando.
Comparativo de Transacciones Acumuladas en el año (MWh)
Venta de energía
Total 2013
Total 2014
Guatemala
257.058,9
735.184,7
El Salvador
85.159,2
224.377,1
Honduras
3.406,3
4.127,6
Nicaragua
15.637,1
48.935,7
Costa Rica
2.805,1
20.904,6
Panamá
48.295,8
4.623,8
Total
412.362,3
1.038.153,4
Guatemala
0,0
980,7
El Salvador
193.155,2
359.876,4
Honduras
78.047,4
194.445,7
Nicaragua
30.340,2
9.116,9
Costa Rica
41.999,3
244.907,7
Panamá
67.923,7
189.249,2
411.465,9
998.576,5
Compra de energía
Total 2013
Total 2014
Detalles de operación del sistema de transmisión
regional.
• El volumen comparado de transacciones acumuladas al 22 de
septiembre del 2014 en el Mercado Regional según el EOR, se
resume a continuación.
Resumen Histórico (MWh)
Año 2013
Año 2014
Variación %
Total Venta de Energía
386.101,1
1.006.288,2
160.6%
• Dicho cuadro muestra que comparando el mismo periodo de los
años 2013 y 2014 las transacciones han seguido aumentando.
Detalles de operación del sistema de transmisión
regional.
Transacción Acumulada en el Año
800.000,0
MWh
700.000,0
600.000,0
500.000,0
400.000,0
300.000,0
200.000,0
100.000,0
0,0
Guatemala
2013 257.058,9
2014 735.184,7
Fuente: EOR
El Salvador
85.159,2
224.377,1
Honduras
3.406,3
4.127,6
Nicaragua
15.637,1
48.935,7
Costa Rica
2.805,1
20.904,6
Panamá
48.295,8
4.623,8
Detalles de operación del sistema de transmisión
regional.
Transacción Acumulada en el Año
400.000,0
MWh
350.000,0
300.000,0
250.000,0
200.000,0
150.000,0
100.000,0
50.000,0
0,0
Guatemala
2013
0,0
2014
980,7
Fuente: EOR
El Salvador
193.155,2
359.876,4
Honduras
78.047,4
194.445,7
Nicaragua
30.340,2
9.116,9
Costa Rica
41.999,3
244.907,7
Panamá
67.923,7
189.249,2
Detalles de operación del sistema de transmisión regional.
Precio Promedio Ex-ante por nodo de enlace (US$)
225
US $
218,2
216,2
212,3
201,1
196,4
200
175,0
178,0
178,6
178,6
181,3
181,4
183,6
184,0
185,4
184,3
187,2
184,6
185,6
187,5
175
Nodo
Fuente: EOR
Dominical
Changuinola
Progreso
Cahuita
Rio Claro
Cañas
Liberia
Amayo
Ticuantepe
Leon
Planta Sandino
Prado
Agua Caliente
San Buenaventura
15-sep
Ahuachapan
Panaluya
Moyuta
Aguacapa
150
Detalles de operación del sistema de transmisión regional.
Precio Promedio Ex-ante por nodo de enlace (US$)
114
US $
111,5
112
112,2
112,4
109,0
110
108,9
109,7
108,5
108,5
107,2
108
105,0
106
103,7
104
104,6
104,2
105,1
106,3
106,0
105,8
103,1
101,9
102
100
98
96
Fuente: EOR
Nodo
Detalles de operación del sistema de transmisión regional.
Precio Exante Promedio, Máximo y Mínimo de despachos de energía en el MOR (US$) mayo, julio y septiembre
US $
350
319,0
300
300
250
250
200
194,6
200
155,0
100
100
50
50
Promedio de Precio
Exante
250
186,8
162,2
150
Fuente: EOR
300
210,6
150
0
US $
350
US $
350
Máx. de Precio
Exante
Mín. de Precio
Exante
0
200
167,6
150
100
100,2
40,0
50
Promedio de
Precio Exante
Máx. de Precio
Exante
Mín. de Precio
Exante
0
Promedio de Precio
Exante
Máx. de Precio
Exante
Mín. de Precio
Exante
Infraestructura del Sistema de Comunicaciones en
Línea SIEPAC
• La Línea SIEPAC incluye un cable OPGW con 36 fibras ópticas
• Plataforma Básica (DWDM) que permite la convergencia de
las diferentes señales de información.
• Esta infraestructura de fibras ópticas viabilizará la Autopista
Mesoamericana de la Información (AMI), prevista en el ahora
Proyecto Mesoamérica.
• Para ejecutar las inversiones complementarias en este campo
y utilizar las fibras ópticas excedentarias, EPR ha constituido
REDCA.
• REDCA tiene como objetivo ser un Carrier of Carriers en la
región prestando servicios de interconexión entre los países
del SIEPAC y hacia Internet.
• REDCA ha sido constituida en Panamá y su Centro de Gestión
Regional operará desde Nicaragua.
Cable OPGW
Equipo DWDM
REDCA – Historia de la Compañía
Integración
Regional
Proyecto
SIEPAC
Construcción
y operación
del SIEPAC
Gestión y Comercialización
Transporte de Banda Ancha
infraestructura del sistema de comunicaciones
CFE
Guate Norte
C. de Guatemala
Los Brillantes
Mapa Proyecto SIEPAC
Panaluya
Río Lindo
Guate Este
La Vega
Aguacapa
Ahuachapán
Cajón
San Buenaventura
+
redes complementarias
Nejapa
Tegucigalpa
San Salvador
Aguacaliente
15 de sep.
Sandino
Managua
Ticuantepe
Cañas
SIEPAC
Complementos red
Empresas de transmisión
CFE y Grupo ISA
ARCOS
Maya
Emergia
Global Crossing
San José
Parrita
Palmar Norte
Rio Claro
C. de Panamá
Veladero
Grupo ISA
Avance proceso de establecimiento
Sede REDCA en Nicaragua
ENATREL destino a REDCA, en sus nuevas
instalaciones ubicadas en el Barrio Villa Fontana,
una oficina con las siguientes características:
• Primer Piso, en el frente de la edificación
• Área Aproximada 310 m2
• Acceso por parqueadero principal
• Con posibilidad de Acceso Independiente por el
frente de la edificación
Oficinas de REDCA
• Disponibilidad de oficinas alternas mientras se
finalizan las adecuaciones de la sede de
REDCA
Edificio ENATREL Oficinas de REDCA
Beneficios de REDCA para la Región
• Pago incremental a EPR a ser descontado del IAR, siendo un
descuento creciente para los usuarios eléctricos que pagan la
tarifa eléctrica, apoyando de esta manera a reducir la carga
financiera de EPR, cumpliendo con los objetivos del RMER en la
región.
• Cumplimiento del mandato de las Cumbres de Jefes de Estado
y de Gobierno del Mecanismo de Dialogo de Tuxtla.
• Integración regional e infraestructura de transporte para la
AMI.
• Reducción de la Brecha Digital y apoyo a las iniciativas TIC de
los gobiernos de la región.
• Reducción de las tarifas finales de banda ancha regionales,
permitiendo a toda la región de América Central acceder a
mejores tarifas.
• Alta Calidad del Servicio y disponibilidad de transporte regional
dada la robustez de la infraestructura de Cable de Fibra Óptica
OPGW soportada sobre la línea de transmisión SIEPAC.
Principales Experiencias
• El sistema eléctrico como MODELO de un proceso de integración
de una región de seis países.
• Experiencia en la resolución de aspectos relacionados con la
ejecución de un proyecto de escala regional. (Estudios, Diseños,
Ambiente, Servidumbres, Ejecución, Legislaciones, Permisos,
Autorizaciones, etc.)
• Importancia de consolidar una red de transmisión regional con la
línea SIEPAC y refuerzos de los sistemas nacionales de transmisión
regional incrementando la calidad, continuidad y confiabilidad del
sistema eléctrico en la región.
• Previsión para crecimiento futuro de la capacidad de transmisión
regional.
• Financiamiento optimizado en beneficio de la región: bajo costo,
largo plazo y alto apalancamiento.
Beneficios ambientales del SIEPAC
• Optimiza el despacho regional de las plantas de generación
más eficientes.
• Elimina las restricciones en el transporte regional de
electricidad.
• Potencia el uso de recursos energéticos renovables de la
región.
• Reduce la dependencia energética exterior.
• Incrementa el parque forestal de la Región.
• Protege flora y fauna en peligro de extinción.
• Reduce las emisiones de gases de efecto invernadero.
Bondades del SIEPAC (tres áreas fundamentales)
1
2
3
 Integración de seis sistemas eléctricos, creando un
único mercado energético.
 Disminución de emisiones de gases de efecto
invernadero.
 Integración de los sistemas de comunicaciones de
Centroamérica, México, Colombia y los cables
submarinos.
Resultados y reflexión
• La Línea SIEPAC está en servicio, lo que actúa como estímulo para grandes
proyectos de generación regional que ahora si pueden concretarse.
• SIEPAC es un proyecto singular que junta voluntades de los países y además
de los beneficios propios de una integración eléctrica, suma los de
telecomunicaciones y los ambientales.
• La integración trae beneficios tangibles que trascienden los intereses
nacionales, y van en beneficio directo de todos los ciudadanos de la región
centroamericana, por los que justifica realizar el esfuerzo y vencer las
dificultades.
Visión de Interconexión
Eléctrica
y
Telecomunicaciones