Paquete III Desarrollo Institucional y Organización de la ... · Las políticas energéticas y del sector eléctrico en particular son manejadas por el Ministerio de Energía y Minas,

Paquete III

Desarrollo Institucional y Organización de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica – CRIE y el Ente Operador Regional - EOR

Presentado a:

Unidad Ejecutora del Proyecto - UE

Proyecto SIEPAC

Informes Relacionados con el EOR Informe sobre

Personal, Recursos, Infraestructura y Equipamiento

- Resumen Información Técnica -

Mayo de 2002

Paquete III Resumen Información Técnica Desarrollo Institucional y Organización de la Comisión de Regional de Interconexión Eléctrica – CRIE y el Ente Operador Regional - EOR

UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO 1 Proprietary KEMA Consulting-ISA Proyecto SIEPAC Mayo de 2002

TABLA DE CONTENIDO

1. Estructura del Sector Eléctrico .............................................................................................. 1 1.1 Costa Rica................................................................................................................................. 1 1.2 El Salvador ............................................................................................................................... 1 1.3 Honduras .................................................................................................................................. 2 1.4 Guatemala ................................................................................................................................. 2 1.5 Panamá ..................................................................................................................................... 3 1.6 Nicaragua.................................................................................................................................. 6

2. Estructura Empresarial ........................................................................................................ 10 2.1 Costa Rica............................................................................................................................... 10 2.2 El Salvador ............................................................................................................................. 10 2.3 Honduras ................................................................................................................................ 10 2.4 Guatemala ............................................................................................................................... 11 2.5 Panamá ................................................................................................................................... 11 2.6 Nicaragua................................................................................................................................ 14

3. Sistema Eléctrico ................................................................................................................. 20

4. Características de los Mercados de Energía Nacionales ..................................................... 22 4.1 Costa Rica............................................................................................................................... 22 4.2 El Salvador ............................................................................................................................. 22 4.3 Honduras ................................................................................................................................ 23 4.4 Guatemala ............................................................................................................................... 24 4.5 Panamá ................................................................................................................................... 25 4.6 Nicargagua............................................................................... Error! Bookmark not defined.

5. Sistemas de Control Actuales .............................................................................................. 34 5.1 Costa Rica............................................................................................................................... 34 5.2 El Salvador ............................................................................................................................. 34 5.3 Honduras ................................................................................................................................ 35 5.4 Guatemala ............................................................................................................................... 36 5.5 Panamá ................................................................................................................................... 37 5.6 Nicaragua................................................................................................................................ 40

6. Modelos y Estudios Eléctricos ............................................................................................ 45 6.1 Costa Rica............................................................................................................................... 45 6.2 El Salvador ............................................................................................................................. 45 6.3 Honduras ................................................................................................................................ 46 6.4 Guatemala ............................................................................................................................... 46 6.5 Panamá ................................................................................................................................... 46 6.6 Nicaragua................................................................................................................................ 53



1. Estructura del Sector Eléctrico

1.1 Costa Rica

El Sector eléctrico está enmarcado por un manejo y control estatal, con fuerza de ley, de las actividades principales de generación, transmisión y distribución, con algunos casos de participación privada o comunitaria en estas áreas.

Las políticas energéticas y del sector eléctrico en particular son manejadas por el Ministerio de Energía y Minas, el cual se apoya en el ICE (Instituto Costarricense de Electricidad) para la ejecución, puesta en marcha y operación de sus proyectos. La regulación de los servicios públicos, incluida la electricidad, está en cabeza de ARESEP.

El ICE, de propiedad estatal, es propietario y controla gran parte de la generación de energía eléctrica, la red de transmisión nacional, el centro de control nacional y la distribución en ciertas regiones.

El ICE es socio mayoritario de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz –CNFL, la cual maneja la distribución en el centro del país, constituyéndose en la principal empresa de este sector.

Al nivel privado se tienen cooperativas en varias regiones del país que realizan la distribución en zonas rurales y tienen algunos proyectos propios de generación. Se tiene también varias iniciativas de generación eólica por entes privados.

La generación, transmisión y distribución de energía eléctrica son ejercidas totalmente por el estado, en cabeza de ICE. La generación privada es comprada exclusivamente por el estado.

El ICE actúa como agente en los mercados de Panamá, Nicaragua y en parte de Honduras. Sus actividades de interconexión comenzaron en 1984, para el intercambio de energía y prestación de servicios de regulación de frecuencia (aunque sin remuneración hasta la fecha de este último).

1.2 El Salvador

El Salvador exhibe un sector eléctrico producto de muchos cambios y evolución hacia un ambiente abierto de mercado y competencia. Se tienen como actores de ese mercado: generadores, distribuidores, transmisores, comercializadores y usuarios finales

Las políticas energéticas y del sector eléctrico son orientadas por el gobierno, Ministerio de Economía a través de la Secretaria de Energía. La regulación del sector está en cabeza del SIGET –Superintendencia General de Electricidad y Comunicaciones. La Unidad de Transacciones –UT-, organización de carácter privado sin fines de lucro, realiza la coordinación de la operación del sistema y el manejo del mercado.

La UT administra, de acuerdo al reglamento aceptado por los participantes, el mercado de electricidad. Su presupuesto es aprobado por la SIGET y está dirigida por una Junta conformada por los agentes, con presidencia rotativa.

Las actividades principales de generación y transmisión fueron separadas por ley (anteriormente realizadas por CEL). Actualmente CEL, de propiedad estatal quedó propietaria de la generación hidroeléctrica. La transmisión es realizada por ETESAL, también de propiedad estatal.



La actividad privada se concentra principalmente en la generación térmica y en la distribución, que se encuentra segmentada primordialmente en cuatro empresas que atiende la geografía nacional.

El UT coordina con los otros entes nacionales el manejo de intercambios contratados por agentes de estos mercados, principalmente con Guatemala y Honduras. Panamá, Nicaragua y en parte de Honduras.

1.3 Honduras

La dirección, operación y administración del sector eléctrico hondureño está enmarcado por un manejo y control estatal. Las entidades gubernamentales desarrollan las actividades principales de generación, transmisión y distribución, con algunos casos de participación privada primordialmente en la generación de electricidad.

Las políticas energéticas y del sector eléctrico en particular son manejadas por el Gabinete Energético, presidido por el ministro de la presidencia y lo conforma todo el gabinete de ministros.

El desarrollo de proyectos y la planeación y operación del sistema es realizado por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica –ENEE- . Esta entidad es dirigida por una Junta que la preside el Ministro de Recursos Naturales y Ambiente. Su gerente hace las veces de ministro asesor en materia energética.

Se tiene un ente regulador del servicio, la Comisión Nacional de Energía – CNE.

La ENEE es propietario y controla gran parte de la generación de energía eléctrica, la red de transmisión nacional, el centro de control nacional y la distribución.

Se tiene una ley promulgada en 1994 donde se establecen directrices de privatización de las actividades de distribución, generación y establecimiento de una comisión nacional. Hasta la fecha se han hecho algunas reformas de menor alcance. La ley no ha sido implementada.

Se tiene una propuesta de proyecto de ley para proponer la creación de un mercado, institucionalizando las figuras de agentes, comercializadores, centro de despacho independiente.

Aunque toda la energía eléctrica debe ser manejada exclusivamente por la ENEE, se tienen contratos de largo plazo con firmas privadas para la compra de generación privada, para la operación y mantenimiento de plantas de la ENEE y para el arriendo de unidades en diferentes zonas del país. Varios ingenios tienen cogeneración, donde los excedentes son comprados por la ENEE.

La ENEE actúa como agente en los mercados de Panamá, Nicaragua y Costa Rica.

La administración de la facturación de energía es efectuado por una empresa privada, la cual hace la lectura de contadores y elabora la facturación. El manejo de la atención de los usuarios lo hace la ENEE.

1.4 Guatemala

El sector eléctrico de Guatemala se rige por la ley general de electricidad de 1997, la cual define un ambiente abierto de mercado y competencia, donde se tienen como actores principales de ese



mercado: agentes generadores, distribuidores, transmisores, comercializadores y grandes usuarios.

Las políticas energéticas y del sector eléctrico son orientadas por el gobierno, Ministerio de Minas y Energía. La regulación del sector está en cabeza de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica -CNEE, de carácter autónomo.

Se tienen dos entes para la coordinación y administración del sistema eléctrico nacional y del mercado de energía: el AMM y el ETCEE (perteneciente al INDE).

El AMM –Administrador del Mercado Mayorista, realiza la planeación, despacho de energía y administración de las transacciones del mercado.

El ETCEE –Empresa de Transporte y Control de Energía Eléctrica por delegación del AMM realiza las funciones de centro nacional de control para el sistema eléctrico guatemalteco. El ETCEE es una unidad empresarial perteneciente al INDE –Instituto Nacional de Electricidad.

El INDE, de propiedad gubernamental, a partir de la ley general de electricidad, separó sus actividades de generación (EGEE), transmisión (ETCEE) y vendió sus activos de distribución.

La actividad privada se concentra principalmente en la generación térmica y en tres empresas de distribución que atienden la geografía nacional.

El AMM y el ETCEE coordinan con los otros entes nacionales el manejo de intercambios contratados por agentes de estos mercados, principalmente con el Salvador, con el cual se tiene línea de interconexión. En la actualidad se viene trabajando proyecto de interconexión con México (Plan Puebla-Panamá).

1.5 Panamá

Sistema de Potencia

Previo a la reestructuración del sector eléctrico, El Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación (IRHE), entidad estatal, se encargaba de la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía. Con la reestructuración del sector eléctrico surgieron cuatro (4) empresas de generación, tres (3) empresas de distribución y una (1) empresa de transmisión.



Tipo Empresa Características Propiedad E

mp

resa

s d

e G

ener

ació

n

Fortuna C. H. de Fortuna: Regulación semianual Capacidad instalada de 300 MW. Generación total: 1,483,729.20 MWh. (2001)

Consorcio integrado por Hidro Québec y El Paso.

Chiriquí C. H. La Estrella: Unidad filo de agua Capacidad de 42 MW Generación total de 236,060.80 MWh (2001) C.H. Los Valles: Unidad filo de agua Capacidad de 48 MW Generación total de 203,218.50 MWh. (2001) Además controla la turbina de gas en la S/E Panamá I con una capacidad de 40 MW y generación de 1,578.90 MWh en 2001

AES Panamá S.A. subsidiaria de AES Corporation.

Bayano C. H. Bayano Regulación anual Capacidad instalada de 150 MW. Generación total de 330,856.30 MWh (2001).

AES Panamá S.A. subsidiaria de AES Corporation.

Bahía Las Minas

C. T. Bahía Las Minas: Capacidad instalada de 340 MW Generación total de 1,292,418.60 MWh. (2001)

Bahía Las Minas Corp. Subsidiaria de Enron.

Empresa de Generación PAN-AM

Central de generación térmica entró en operación a principio del año 2000 para cubrir los requerimientos de potencia y energía de EDEMET. Tiene una capacidad instalada de 96 MW y para el año 2001 registró una generación de 728,833.1 MW.

Empresa de Generación COPESA

Central de generación térmica entró en operación mediante un contrato de suministro de energía y potencia con el antiguo IRHE. Luego de la reestructuración del sector eléctrico, el contrato se pasó como modalidad PPA a ELEKTRA. Este contrató venció en septiembre del año 2000, a partir de ese momento la planta opera bajo la figura de planta mercante. Tiene una capacidad instalada de 44 MW y para el año 2001 registró una generación de 10,705.00 MWh.

Em

pre

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trib

uci

ón Eléctrica

Metro – Oeste S.A. (EDEMET)

Concesión en el sector oeste de la ciudad de Panamá, y las provincias de Coclé, Herrera, Los Santos y Veraguas.

48% de los clientes (241,384) en 2000. Consumo de 2,260,720 MWh y una demanda máxima de 412.81

MW en 2001.

Union Fenosa EDEMET-EDECHI, filial panameña del Grupo Union Fenosa

Eléctrica Noreste S.A. (ELEKTRA)

Concesión en el sector este de la ciudad de Panamá, y las provincias de Colón y Darién.

37% de los clientes (187,092) en 2000. Consumo de 1,917,200 MWh y una demanda máxima de 298.63

MW en 2001.

Panama Distribution Group (mayor accionista es Constellation Power (subsidiaria de Baltimore Gas and Electric Company)



Tipo Empresa Características Propiedad

Eléctrica Chiriquí S.A. (EDECHI)

Concesión en las provincias de Chiriquí y Bocas del Toro. 15% de los clientes (75,549) en 2000. Consumo de 345,840 MWh y una demanda máxima de 60.10

MW en 2001.

Unión FENOSA EDEMET-EDECHI, filial panameña del Grupo Unión Fenosa

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Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA)

Actualmente, es la única empresa que presta los servicios de transmisión. Cuenta con: 514 Km. de líneas de transmisión de 230 KV doble circuito 54 Km de líneas de transmisión 115 KV doble circuito. 7 subestaciones de transmisión, de las cuales 6 alimentan los

centros de consumo y 1 una subestación seccionadora.

Gobierno de Panamá

Instituciones Gubernamentales

Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP)

Organismo autónomo del Estado, con personería jurídica y patrimonio propio, el cual tiene a su cargo el control y fiscalización de los servicios públicos de abastecimiento de agua potable, alcantarillado sanitario, telecomunicaciones, electricidad, radio y televisión; así como los de transmisión y distribución de gas natural.

Comisión de Política Energética (CPE)

De acuerdo a la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, las funciones de la CPE son:

Estudiar y analizar opciones de política nacional en materia de electricidad, hidrocarburos, uso racional de energía, y el aprovechamiento integral de los recursos naturales y de la totalidad de las fuentes energéticas del país, en concordancia con los planes generales de desarrollo;

Identificar las acciones necesarias para el suministro y consumo de recursos energéticos de manera confiable y económica;

Identificar y pronosticar los requerimientos energéticos de la población y de los agentes económicos del país, con base en proyecciones de demanda hechas por los agentes operativos de cada subsector energético;

Proponer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energéticos existentes, según criterios sociales, económicos, tecnológicos y ambientales;

Recomendar al Órgano Ejecutivo las políticas para la determinación de los precios de los energéticos;

Evaluar la conveniencia social y económica del desarrollo de fuentes y usos energéticos no convencionales;

Realizar diagnósticos que permitan la formulación de planes y programas del sector energético;

Establecer la metodología y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de recursos energéticos, y determinar las prioridades para satisfacer tales requerimientos;



Establecer programas de ahorro y uso racional de energía,

Coordinar los planes de expansión e inversión de los proyectos energéticos;

Vigilar la adecuada consideración de los aspectos sociales y ambientales relacionados con la protección de los recursos naturales y del ambiente en las actividades energéticas, señalados por la autoridad ambiental competente;

Asesorar al Órgano Ejecutivo sobre la conveniencia de suscribir convenios internacionales sobre energía;

Informar de sus planes y políticas a los organismos del gobierno, empresas del sector, organismos financieros, inversionistas, nacionales o extranjeros, y a los consumidores;

Mantener relaciones con los organismos similares de otros países;

Mantener estrecha coordinación con las autoridades competentes de cada subsector energético, para el buen funcionamiento del sector energía;

Celebrar contratos y formalizar todos los instrumentos relativos a su administración, necesarios para el cumplimiento de sus objetivos; y

Realizar todos los actos y operaciones necesarios para cumplir los objetivos establecidos en esta Ley.

Comités o Grupos de Trabajo Sectoriales Grupo de Vigilancia Por designio de las Reglas Comerciales existe un Grupo Asesor del Ente Regulador que frecuentemente realiza visitas a Panamá con el objetivo de observar el comportamiento del mercado eléctrico y en función de las conclusiones alcanzadas recomienda al Ente Regulador. Comité Operativo El Reglamento de Operación considera la formación de un Comité con representación de todos los Agentes del Mercado. Dicho Comité analiza la operación del sistema y la administración del mercado a la luz de lo que establece las regulaciones vigentes. De ser necesario confecciona cambios a las mismas o desarrolla nuevos procedimientos tendiente a esclarecer las regulaciones vigentes. A continuación se muestran los numerales del Reglamento de Operación que hacen referencia a la creación del Comité Operativo.

1.6 Nicaragua

Actualmente Nicaragua tiene empresas privadas involucradas en el sector eléctrico, algunas de ellas conforman empresas mixtas con el gobierno mediante la Empresa Nicaragüense de Electricidad ENEL. La capacidad del sector se ha incrementado en los últimos años, la siguiente tabla describe el sistema:



Descripción 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Sistema Interconectado Nacional a) 363.41 363.41 389.41 389.41 374.41 386.66 392.66 413.66 475.71 597.91

Público b) 363.41 363.41 389.41 389.41 374.41 386.66 380.66 365.66 411.91 411.91

Plantas Térmicas 175.00 175.00 175.00 175.00 160.00 172.25 166.25 151.25 157.50 157.50

Nicaragua 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 106.00 100.00 100.00 100.00 100.00

Managua 75.00 75.00 75.00 75.00 60.00 66.25 66.25 57.25 57.50 57.50

Planta Chinandega Planta Amfels U’s 9 y U’s 4 Planta Corinto U’s 4 Planta Las Brisas U1 y U2 Planta Tipitapa U’s 5

Plantas Hidroeléctricas 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41 103.41

Centroamérica 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Santa Bárbara 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Wabule 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62 1.62

Las Canoas 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79 1.79

Plantas Turbinas a Gas 15.00 15.00 41.00 41.00 41.00 41.00 41.00 41.00 81.00 81.00

Las Brisas 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 26.00 66.00 66.00

Chinandega 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

Planta Geotérmica 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00

Ormat Momotombo Power Company c) 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00 70.00

PRIVADO d) 12.00 48.00 63.80 186.00

Censa-Amfels 36.00 36.00 36.00

Corinto 70.00

Tipitapa 52.20

Nicaragua Sugar States, Ltda (ISA) 15.80 15.80

Timal 12.00 12.00 12.00 12.00

Sistemas Aislados e) 7.80 8.10 11.40 12.32 9.05 6.18 4.18 6.18 6.90 11.25

Público 7.80 8.10 11.40 12.32 9.05 6.18 4.18 6.18 6.10 10.37

Privado 0.88 0.88

Corn Islands 0.88 0.88

Cogeneración

Monte Rosa San Antonio

TOTAL 371.21 371.51 400.81 401.73 383.46 392.84 396.84 419.84 482.61 609.15

Sistema Interconectado Nacional (SIN) a) = PUBLICO b) + PRIVADO d)

PUBLICO b) = Plantas Térmicas + Plantas Hidroeléctricas + Plantas Turbinas a Gas + Plantas Geotérmicas



TOTAL = SIN a) + Sistemas Aislados e)

c) A partir del mes de Julio de 1999 dada en arrendamiento a la Empresa Ormat International Inc.

FUENTE: Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL), Empresas Privadas

Departamento de Estadísticas, DAEFT - DGE, INE

Subestaciones e Interconexiones con Sistemas Vecinos:

LEON-230 KV (HONDURAS); INTERCONECTOR LNI-L9040-PRADOS

MSY-230 KV (COSTA RICA); INTERCONECTOR MSY-L9030-LIB

El siguiente cuadro resume las características y parámetros de operación de las unidades de generación del sistema:

Nombre de la Planta

Fabricante Generador

Capacidad Nominal

MW

Capacidad Efectiva

MW

Mínimo MW

MáximoMW

Mínimo MVAR

Máximo MVAR

Tipo de Combustible

AGENTE

Centro América U’s 1,2

Asgen 25 25 7 25 -10 10 Uso del Agua

Hidrogesa

Santa Bárbara U’s 1,2

Elin 25 25 15 25 -10 10 Uso del Agua

Hidrogesa

Planta Nicaragua U’s 1,2

Brown Boveri

50 50 25 50 -15 20 Bunker Geosa

Planta Chinandega E. Marcelli 15 13 0 13.5 -2 5 Gas Geosa

Planta Amfels U’s 9

Caterpillar 4 3.75 1 3.75 -0.22 2 Diesel P.P.A

Planta Amfels U’s 4

Mak 6.9 6.75 1 6.75 0 2 Diesel P.P.A

Planta Corinto U’s 4

Siemens 18 17.5 8 18 -4 8 Diesel P.P.A

Planta Managua U 3

Asgen 45 42 20 45 -10 20 Bunker Gecsa

Planta Managua U’s 4, 5

Wartsilla 6 5.5 1 6 0 2 Diesel Gecsa

Planta Las Brisas U1

Turbo Power

26 22 15 20 -5 10 Gas Gecsa

Planta Las Brisas U2

Wartsilla 40 36 25 36 -10 20 Diesel Gecsa

Planta Tipitapa U’s 5

Wartsilla 10.18 10.18 4 10.18 -2 6 Diesel P.P.A.

Planta Momotombo U’s

1,2 E. Marcelli 35 23.5 2.5 23.5 -6 13

Vapor del Subsuelo

Gemosa

Planta San Antonio

Mitsubishi 15 13 10 14 -2 4 Bagazo P.P.A

Planta Monte Rosa 15 8 8 8 0 11 Bagazo Agente Indep.



Unifilar del Sistema Nicaragüense:

Los círculos coloreados corresponden a los puntos de medición



2. Estructura Empresarial

2.1 Costa Rica

CENCE (UEN del ICE) – www.ice.gov.cr

El ICE tiene sus áreas de actividades agrupadas por Unidad Estratégica de Negocio (UEN): Producción (generación), Transmisión, Centro de Control (CENCE), Servicio al Cliente (distribución) y Proyectos & Servicios Asociados.

Dentro de estas se tiene la UEN del Centro Nacional de Control de Energía – CENCE.

Internamente el CENCE tiene cuatro divisiones:

Procesos de coordinación de la operación

Planeamiento y despacho de energía

Tecnología informática

Comercializador mayorista

2.2 El Salvador

UT (Unidad de Transacciones) – www.ut.com.sv

La Unidad de Transacciones es un ente de carácter privado que es dirigida por un director denominado: Apoderado General Administrativo. La entidad es gobernada por una Junta conformada por representante de cada tipo de agente de mercado. Su presidente es elegido en forma rotativa.

Internamente la UT está organizada en dos divisiones: Control de Energía y Mercado. Se tiene al nivel de asesor o staff del Apoderado General una unidad de Sistemas de soporte y una Unidad Administrativa.

2.3 Honduras

ENEE (Empresa Nacional de Energía Eléctrica) –

La ENEE es dirigida por un Gerente General, que reporta a una Junta Directiva conformada por ministros del despacho. Bajo la Gerencia General las actividades se distribuye en diferentes Subgerencias.

La actividad de manejo y control del sistema eléctrico es dirigida por la Subgerencia Técnica, que a su vez se conforma por divisiones.

La División de Operación realiza la operación integrada del sistema y se compone de la siguiente forma:

Departamento de control y comunicaciones

o Control Eléctrico

o Unidad de comunicaciones



Departamento de control de energía

o Despacho y operación

o Planeamiento operativo y estudios

o Seguridad operativa

2.4 Guatemala

En Guatemala se tienen dos empresas que de forma complementaria coordinan la operación del sistema y realizan la administración del mercado.

ETCEE (Empresa de Transmisión y Control de Energía Eléctrica)

Dentro de su organigrama tiene una División de control, que maneja el sistema de supervisión y control del sistema interconectado. Esta función la realiza por delegación del AMM.

El AMM (Administrador del Mercado Mayorista) – www.amm.org.gt, por ley realiza el planeamiento y análisis de la operación del sistema y es encargado de la coordinación del mercado.

2.5 Panamá

Funciones y Responsabilidades

El CND es una dependencia de la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), quien ejerce actualmente la figura del transportista. El 100% de las acciones de la empresa están en manos del gobierno de Panamá.

El CND es el encargado de la Operación del Sistema y de la Administración del Mercado. A continuación se detallan algunos de los numerales de la mencionada ley que hacen referencia a lo anteriormente indicado.

“Artículo 70. Operación integrada. La operación integrada es un servicio de utilidad pública que tiene por objeto atender, en cada instante, la demanda en el sistema interconectado nacional, en forma confiable, segura y con calidad de servicio, mediante la utilización óptima de los recursos de generación y transmisión disponibles, incluyendo las interconexiones internacionales, así como administrar el mercado de contratos y el mercado ocasional.

Artículo 71. Funciones. La operación integrada comprende las siguientes funciones, que se realizarán ciñéndose a lo establecido en el Reglamento de Operación:

1. Planificar la operación de los recursos de generación, transmisión e interconexiones internacionales en el sistema interconectado nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y económica.

2. Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de generación y transmisión, incluyendo las interconexiones internacionales.

3. Determinar y valorizar los intercambios de energía y potencia, resultantes de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del sistema interconectado nacional.



4. Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las líneas de transmisión en el sistema interconectado nacional.

5. Aplicar e interpretar el Reglamento de Operación e informar, al Ente Regulador, acerca de las violaciones o conductas contrarias al Reglamento.

6. Llevar el registro de fallas.

7. Administrar el despacho del mercado de contratos en el que participen los agentes del mercado.

8. Las demás atribuciones que le confieran la presente Ley y sus reglamentos.

Artículo 72. Gestión de la operación integrada. El servicio público de operación integrada será prestado por el Centro Nacional de Despacho (CND), dependencia de la Empresa de Transmisión a que se refiere el capítulo IV de este título. Esta empresa deberá llevar una adecuada separación contable de los ingresos y costos correspondientes a este servicio.”

Organización del CND

La organización de ETESA y del CND se presentan en los siguientes diagramas:



EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, S.A.

RECURSOS HUMANOS 30/abril/2002

AUDITORIA INTERNA GERENCIA DEGESTION CORPORATIVA

RELACIONES PUBLICAS

GERENCIA DEMERCADO

DEPTO. DEPLANEAMIENTO

DEPTO. DEPROYECTOS DE

LINEAS DE TRANSM

DEPTO. DEPROYECTOS DE

SUBESTACIONES

GERENCIA DEPROYECTOS Y

PLANIFICACION

GERENCIA DEGESTION AMBIENTAL

GERENCIA ADMON.REGIONAL DE

CHIRIQUI

DEPTO. DEOPERACIONES DE

LINEAS

DEPTO. DEOPERACIONES DESUBESTACIONES

DEPTO. DEPROTECCION Y

COMUNICACIONES

GERENCIA DE TRANSMISION

GERENCIA DEMERCADO ELECTRICO

SECCION DEMANTENIMIENTO DE

EQUIPO TECNICO

GERENCIA DESOPORTE TECNICO

SECCION DEOPERACIONES

SECCION DESEGURIDAD OPERATIVA

GERENCIA DEOPERACIONES DEL CND

GERENCIA DEL CENTRONACIONAL DE DESPACHO

DEPTO. DEASESORIA LEGAL

SECCION DECONTABILIDAD

SECCION DEPLANIFICACION

FINANCIERA

DEPTO. DEFINANZAS Y

CONTABILIDAD

DEPTO. DERECURSOSHUMANOS

DEPTO. DE PROVEEDURIA, COMPRAS

E INVENTARIOS

DEPTO. DESERVICIOS GENERALES

Y PROY. ESPECIALES

DEPTO. DEINFORMATICA

GERENCIA DESERVICIOS CORPORATIVOS

DEPTO. DEESTUDIOS HIDROLOG.

GEOL. Y GEOTERM.

DEPTO. DEHIDROLOGIA

DEPTO. DEMETEOROLOGIA

DEPTO. DEOPERACIONES

DE CAMPO

GERENCIA DEHIDROMET. Y ESTUDIOS

GERENCIA GENERAL

JUNTA DIRECTIVA.

Existen tres Gerencias que responden a la Gerencia del Centro Nacional de Despacho.

Gerencia de Operaciones

La Gerencia de Operaciones se encarga de la operación del sistema cumpliendo los criterios que se establecen en el Reglamento de Operación y las Metodologías de Detalle. Gerencia del Mercado Eléctrico

La Gerencia de Mercado Eléctrico se encarga de la administración del mercado cumpliendo las Reglas Comerciales y la Metodologías de Detalles. Gerencia de Soporte Técnico

La Gerencia de Soporte Técnico se encarga del mantenimiento del Sistema de Supervisión y Control del Sistema (SCADA) y del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

Personal Actual

Actualmente, el CND cuenta con el siguiente personal en cada gerencia:

1) Gerencia CND

a) 1 Gerente del CND,

b) 1 asistente administrativo:

2) Gerencia de Operación:

a) 1 Gerente



b) Sección de Seguridad Operativa:

i) 4 ingenieros de aplicaciones de red,

ii) 3 ingenieros para generación,

iii) 1 técnico

c) Despacho:

i) 1 jefe

ii) 11 despachadores haciendo turnos.

3) Gerencia de Soporte Técnico:

a) 1 Gerente

b) Sección de Programación con 2 ingenieros.

c) Sección de Electrónica

i) 3 ingenieros SCADA,

ii) 3 ingenieros SMEC, y

iii) 1 electrónico

2.6 Nicaragua Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

El INE es el organismo autónomo del Estado, responsable de la Norma, Regulación, Control y Fiscalización de los sectores de Electricidad e Hidrocarburos.

El INE esta a cargo de un Consejo de Dirección nombrado por la Asamblea Nacional.

Comisión Nacional de Energía (CNE)

Esta fue creada mediante la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), Ley No. 272, adoptada el 18 de Marzo de 1998, y publicada en el Diario Oficial. La CNE es el organismo rector del sector energético en el país a cargo de la formulación de la política y planificación del sector energético nacional.

De conformidad con la LIE, la Comisión Nacional de Energía es "un organismo interinstitucional adscrito al Poder Ejecutivo, cuya función principal es la formulación de los objetivos, políticas, estrategias y directrices generales de todo el sector energético, así como la de la planificación indicativa, con el fin de procurar el desarrollo y óptimo aprovechamiento de los recursos energéticos del país." (LIE, Capítulo III, Artículo 9)..

Las funciones y objetivos de la CNE son:

1) Formulación de Políticas Energéticas Nacionales

Crecimiento y desarrollo energético nacional.

Diversificación del parque energético del país.



Electrificación rural y cobertura de servicios.

Políticas de Inversiones Nacionales y Extranjeras.

Uso de los Recursos Nacionales limpios y renovables.

Políticas orientadas a estimular la competitividad en el sector.

Políticas implícitas en la privatización de ENEL.

Políticas tarifarias a los usuarios del servicio eléctrico.

Políticas tributarias, en coordinación con MHCP, para estimular las inversiones en fuentes energéticas alternas, limpias y renovables.

2) Desarrollo de proyectos de Electrificación Rural

La actual cobertura del servicio eléctrico nacional es de solamente un 48 por ciento, por lo que el trabajo a desarrollarse con estos tipos de proyectos es de gran importancia para el Gobierno de Nicaragua. La CNE ya tiene contratados un grupo de proyectos a financiarse con fondos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Agencia Suiza de Cooperación (COSUDE), el Gobierno de España, y las Naciones Unidas, que serán ejecutados en los próximos 24 meses. El área de electrificación rural es la que tiene más importancia para la CNE para desarrollarse a corto y mediano plazo.

Se espera que paralelo al desarrollo de estos proyectos pilotos se formulen los primeros estudios de un Plan Maestro de Electrificación Rural que levantaría la cobertura nacional hasta por un 90 por ciento en un plazo de más o menos 10 años. Para financiar este programa, el artículo 46 de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), asigna a la CNE la administración de un Fondo para el desarrollo de la Industria Eléctrica Nacional (FDIE), y faculta a la CNE la contratación de préstamos nacionales e internacionales para el desarrollo de proyectos de electrificación rural, y la formulación de políticas gubernamentales que faciliten el sostenimiento del FDIE.

En base a lo anteriormente descrito, la CNE tiene en desarrollo las siguientes actividades:

a. La implementación de un Sistema de Información Geográfico apoyado por el programa Regional de Energía para el Istmo Centroamericano. (PREEICA), así como la Asesoría en los aspectos relacionados con la electrificación rural.

b. La elaboración del documento de Políticas y Estrategias de Electrificación Rural.

c. La formulación de un estudio de mecanismo de promoción de ER, y la implementación de dos proyectos pilotos.

d. El desarrollo de programas de ER, de acuerdo a los resultados obtenidos en los proyectos pilotos implementados.

e. La contratación con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Agencia Suiza de Cooperación de dos convenios orientados a la ejecución de un proyecto piloto de electrificación rural.



3) Promoción de Inversiones Nacionales y Extranjeras

El Gobierno de Nicaragua, a través de la CNE, ha decidido estimular el desarrollo de las abundantes riquezas energéticas nacionales, limpias y renovables, como elemento esencial del crecimiento energético nacional. Paralelo a la diversificación de los planes de crecimiento energético, las inversiones en el sector serán promovidas bajo los principios de la minimización de riesgos, la optimización de la calidad del servicio, y la confiabilidad de las instalaciones, y al mismo tiempo, observando que el resultado de las inversiones energéticas provea a los usuarios un servicio eficiente en términos de costo y calidad, asegure la debida protección al medio ambiente nacional, y rinda una tasa de retorno adecuada a los inversionistas.

Las inversiones estarán orientadas a modernizar el sector energético nacional al promover el uso de tecnologías eficientes, modernas, limpias, diseñadas a promover la protección del medio ambiente, y a funcionar desde un punto de vista de eficiencia técnica, tomando en cuenta el cumplimiento de las leyes y regulaciones vigentes en el país.

Para colaborar con los inversionistas en la promoción de sus negocios, la Comisión Nacional de Energía sirve de registro nacional de información del sector energía y es el centro informativo de datos, leyes, políticas y cifras estadísticas nacionales y extranjeras, consumos de combustibles energéticos, planes indicativos, información económica y tributaria, y demás información necesaria para orientar a los inversionistas en su proceso de inversiones.

4) Actividades fuera del país

La CNE representa a Nicaragua dentro de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), foro ministerial que agrupa los ministros de energía latinoamericanos, para la facilitación de la creación de los mercados regionales y el proceso de integración entre los países miembros, además provee entrenamiento y asistencia técnica.

De igual forma, la CNE mantiene relaciones y programas de cooperación técnica con el US Department of Energy (US DOE), y como resultado de estos programas bilaterales CNE - US DOE, se ha iniciado en el país un interés por el desarrollo y uso de nuevas fuentes energéticas limpias y renovables. En Abril de este año, miembros del personal de la CNE recibieron entrenamiento técnico con la American Wind Energy Association para conocer la tecnología de la energía de viento, y su desarrollo potencial en Nicaragua.

La CNE también ha llevado la representación nacional en las reuniones de la Iniciativa Hemisférica Energética de las Américas, que agrupa a todos los ministros de Energía de los países del continente Americano. En Julio de 1999, se celebró en Río de Janeiro la Reunión del Rio Energy Forum con representantes de Latinoamérica y Europa para fomentar las inversiones europeas en el sector energía en Latinoamérica.

En el contexto de la privatización de ENEL, representantes de la CNE también han participado en diversos seminarios nacionales y extranjeros orientados a facilitar el proceso de la privatización, y a formular las políticas gubernamentales asociadas con el proceso. Se mantiene una estrecha relación de trabajo con la Unidad de Reestructuración de ENEL (URE) y con la Comisión Interministerial de Competitividad (CIC) para colaborar en los aspectos políticos de la implementación de las actividades de la privatización.



En el ámbito regional se han sostenido múltiples reuniones de trabajo --y se mantienen comunicaciones frecuentes-- con los Ministros de Energía de los Países Centroamericanos, o sus representantes, para continuar el proceso de integración energética regional. En este alcance regional, la CNE

Trabaja con La Secretaría de Integración Económica Centroamericana, y participa en un grupo de proyectos importantes que incluyen el Gasoducto Regional México-Centroamérica, que se ejecuta bajo los términos de los Acuerdos Presidenciales de Tuxtla, y el proyecto SIEPAC que propone la construcción de una línea de transmisión de 230 KV a través del territorio centroamericano y que permitiría la interconexión regional en todo Centroamérica.

Mantiene comunicaciones y relaciones de trabajo con el Comité de Coordinación de Hidrocarburos de América Central (CCHAC) para formular leyes, políticas, y regulaciones orientadas a armonizar el mercado petrolero regional, y adoptar normas técnicas y ambientales que optimicen el uso y consumo de los combustibles líquidos en la región.

5) Otras actividades

Desde el año 1999, la CNE también concluyó la construcción de sus nuevas oficinas, ubicadas dentro del Complejo de Cooperación Externa, inauguró sus oficinas en Julio de 1999 y abrió la página Web en las redes de la Internet para facilitar las comunicaciones nacionales e internacionales. La dirección de la página http://www.cne.gob.ni/

Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales (MARENA)

Conforme la Ley No. 290 publicada en el Diario Oficial, Ley de Organización, Competencia y Atribuciones del Poder ejecutivo, al Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), específicamente con relación a la Biodiversidad y los Recursos Naturales le corresponden las siguientes funciones:

Formular, proponer y dirigir las políticas nacionales del ambiente en coordinación con los ministerios sectoriales respectivos, el uso sostenible de los recursos naturales.

Ejercer en materia de recursos naturales funciones específicas, siendo las más relevantes para este documento, las siguientes,

d) Formular, proponer y dirigir la normativa y regulación del uso sostenible de los recursos naturales y el monitoreo, control de calidad y uso adecuado de los mismos.

e) Coordinar con el Ministerio de Fomento, Industria y Comercio (MIFIC) la planificación sectorial y las políticas de uso sostenible de los recursos naturales del Estado, los que incluyen: minas y canteras, hidrocarburos y geotermia; las tierras estatales y los bosques en ellas; los recursos pesqueros y acuícolas y las aguas.

A esto se agrega el mandato de la Ley General del Ambiente y su Reglamento, otras leyes pertinentes y los compromisos internacionales suscritos por Nicaragua en materia de Biodiversidad y Recursos Naturales.



Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC)

El Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es la unidad responsable de la administración del Mercado Eléctrico de Nicaragua (MEN) y de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Se encarga de programar y realizar la operación integrada del sistema en forma económica dando prioridad al mantenimiento de los parámetros de calidad y confiabilidad vigentes, así como administrar el mercado en tiempo y forma, en concordancia con los procedimientos y criterios definidos en la Normativa de Operación aprobada por el Instituto Nicaragüense de Energía (INE).

Este sitio le mantendrá informado acerca de las actividades del CNDC, con datos de utilidad para los Agentes Económicos y Grandes Consumidores que operan en el MEN los que a su vez tienen la responsabilidad de suministrar al CNDC la información requerida para la programación y operación del sistema, el análisis de los resultados de la operación técnica y la administración comercial del mercado, de acuerdo a los plazos, formatos y procedimientos definidos en la Normativa de Operación.

Funciones y Responsabilidades

El objetivo del CNDC es programar y realizar la operación integrada del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN) en forma Económica, dando prioridad al mantenimiento de los parámetros de calidad y confiabilidad vigentes, así como administrar el Mercado Energético Nacional (MEN) en tiempo y forma, conforme los procedimientos y criterios definidos en la Normativa de Operación, aprobada por el INE.

Existe un Consejo de Operación en el cual están representados los Agentes del Mercado y la Empresa de Transmisión. El Centro Nacional de Despacho de Carga CNDC participa en el Consejo, pero sin derecho a voto.

Función General: Cumplir sus responsabilidades referidas a la programación, operación, despacho, y administración comercial del Mercado Eléctrico de Nicaragua (MEN) con trato no discriminatorio a cada Agente del Mercado y dentro de los procedimientos, derechos y obligaciones que establece la Normativa de Operación.

Funciones Técnicas:

Operar centralizadamente el SEN, manteniendo el nivel de desempeño requerido por los Criterios de Calidad y Seguridad, de acuerdo lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica, su Reglamento General y a las normas y procedimientos definidos en la Normativa de Operación y sus Anexos Técnicos.

Realizar la programación y el despacho de los recursos disponibles de acuerdo a los criterios y procedimientos definidos en la Ley, su Reglamento General, en la Normativa de Operación y en sus Anexos Técnicos, buscando minimizar el costo de abastecimiento dentro de las prioridades definidas por los Criterios de Calidad y Seguridad.

Funciones Comerciales:



Centralizar, organizar y verificar la información comercial y la función de administrar centralizadamente, en tiempo y forma, el Mercado de Ocasión y las transacciones por servicios.

Administrar el Mercado y calcular las Transacciones Comerciales que surgen por operaciones fuera de contratos, tanto de energía como de potencia y servicios de acuerdo a los procedimientos comerciales definidos en la Normativa de Operación.

El CNDC es responsable de la Red de Transmisión en 230 KV, 138 KV y 69 KV. La demanda que maneja la Empresa es de 4019.0 MW con una demanda pico de 419 MW, siendo sus curvas de demanda Invierno y Verano (Mínima, Media y Máxima) y su capacidad instalada de 604.0 MW.

Los valores típicos de intercambio son 50 – 80 MW y son manejados mediante acuerdos entre Empresas.

Organización del CNDC

La organización del CNDC se presenta en el siguiente diagrama:

Instituto Nicaragüense de Electricidad (INEL) y la Unidad de Reestructuración del

ENEL (URE)

Actualmente el ENEL se encuentra en proceso de privatización. Información adicional no esta disponible en Internet.



3. Sistema Eléctrico

TOPICO COSTA RICA EL SALVADOR GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMA

Capacidad Instalada del sistema (MW)

1.744 1.000 1.670 870 609.15 1,240

Distribución de la generación

Hidro: 73,6%

Térmico: 14,4%

Geotérmico: 8,1%

Eólico: 3,8%

Hidro: 40%

Térmico: 60%

Hidro: 40%

Térmico: 59%

Geotérmico: ~1%

Hidro: 55%

Térmica: 45%

Hidro: 17% (103.41)

Térmico: 72% (435.75)

Geotérmico: 11% (70)

Hidro: 44% 540

Térmica: 45% 700

Participación privada 190.9MW 60% Alrededor del 60% Contratos largo plazo: 450 MW

Contratos ROM; 82MW

61% 100%

Intercambios otros países

Exporta a Nicaragua: 70MW

Exporta a Panamá: 30MW, se importa en época seca

Guatemala: 40 MW

Honduras: 40 MW (en pruebas)

El Salvador

México (375MW en proyecto)

85 MW máximo, 35MW de Costa Rica

50-80 MW (Costa Rica) Compras: valor típico 30 MW.

Ventas a Centroamérica: valor típico 70 MW.

Demanda máxima 1.175 (Nov) 700 (18:30) 1050 765 419 840 (Marzo-02)

Regulación de tensión Buena Rezago en transmisión y redes de bastante longitud

Puntos débiles Con la demanda máxima y mínima reportadas no se han presentado problemas.

En demanda mínima existe problemas de alta tensión, la cual es regulada: manteniendo unidades de generación con capacidad para absorber reactivo o abriendo líneas largas de alta tensión (230 KV). Se permite 5% en 230 kV

Varios Una vez al mes se hace pronóstico de carga

Se crece al 6 % anual

Ante contingencias se pueden formar 6 zonas

Ante contingencias se pueden formar 2 zonas en la práctica

Se tiene una cobertura del 64% en redes de transmisión

Se tienen 42 subestaciones de 230 y 138KV.

Se tienen 55 subestaciones de transmisión (230, 138 y 69KV)

Se maneja distribución en 34.5 y 13.8KV a excepción de RECO (Isla)

Pronóstico de carga basado en datos históricos. El pronóstico es tan exacto en dependencia de la confiabilidad de los datos primarios. Se utilizan variables de

Para el pronóstico de carga de corto plazo se utiliza un programa de desarrollo propio, basado en un pronóstico semanal por día dividido en 168 bloques horarios. El comportamiento de la



TOPICO COSTA RICA EL SALVADOR GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMA

estacionalidad (calor y humedad)

carga del sistema es dependiente de las variables ambientales, observándose que la temperatura y las lluvias influyen mayormente sobre esta.

Paquete III Resumen Información Técnica Desarrollo Institucional y Organización de la Comisión de Regional de Interconexión Eléctrica – CRIE y el Ente Operador Regional – EOR


4. Características de los Mercados de Energía Nacionales

4.1 Costa Rica

CENCE ( UEN del ICE)

No se tiene un esquema abierto de mercado.

Toda la energía la compra el ICE. Se tienen 25 generadores privados, dentro de las cuales hay 4 cooperativas.

Se tiene una cobertura del 57% en el servicio eléctrico (muchas zonas rurales).

La distribución de usuarios es la siguiente:

ICE: 41,7%

CNFL: 37,8% (distribuidor propiedad de ICE)

2 empresas municipales: 5% cada uno

4 cooperativas rurales: 9,9%

Las empresas subsidian directamente las áreas rurales.

No se tiene el tema de medidores de energía generalizado. Se tienen medidas de buena calidad en las fronteras con generadores privados y distribuidores. El manejo de los intercambios a 230KV lo hace la división de Comercializador Mayorista. La UEN de Servicio al Cliente hace la facturación.

La lectura de contadores se hace en forma manual (aunque permiten lectura remota).

Cada mes se leen contadores, en distribución se identifica potencia máxima para unificar límite

Se tienen contadores redundantes, marca Siemens y Landis & Gyr.

Comercialización Mayorista (División de la UEN CENCE) realiza la liquidación mensual y telefónicamente realiza los ajustes y negociaciones.

Con los generadores se tiene un acuerdo de pago por potencia y energía.

La demanda máxima se presenta en noviembre (trilla de café, actividad industrial, atardecer).

4.2 El Salvador

UT – Unidad de Transacciones

Se observa un diseño amplio de mercado. Se manejan mercado de acuerdos bilaterales, mercado de oportunidad y mercado de servicios auxiliares.

El ciclo de transacciones de energía comienza con la información a primera hora suministrada por ETESAL (empresa de transmisión de energía) a la UT sobre la disponibilidad de la red. Durante la mañana (hasta la 11:00AM) se reciben ofertas de inyección y retiro.



Se oferta energía, AGC, potencia reactiva, arranque de unidades (cero voltaje).

A la UT se informan condiciones de contrato, los cuales son validados por cumplimiento de normas de las partes, se informan inconsistencias y luego se elabora un predespacho.

Se hace despacho técnico-económico, que es publicado diariamente (antes de las 3:00PM) y es entregado al Centro de Control para su seguimiento (no se integra o carga en SCADA).

Al cerrar el día anterior se hace el proceso de post-despacho, donde se fijan precios de AGC, arranque en cero, transacciones. El resultado se publica y se hace liquidación diaria (informativa) para comentarios de los agentes. Mensualmente se realiza la liquidación formal.

La UT solo liquida transacciones en bolsa (MRS- Mercado Regulador del Sistema), la liquidación de contratos son realizados directamente por los agentes entre si. Se elabora un informe donde se reportan los contratos y se envían facturas del MRS.

Para el manejo de ofertas, solicitud y suministro de información se tienen medios propios para conexión directa de los agentes o la utilización de Internet, donde se han desarrollado utilidades propias con una amplia funcionalidad. Las ofertas se envían en archivos encriptados (suministrado por la UT).

La facturación informativa se realiza con datos provenientes del SCADA, la facturación oficial se hace con datos de medidores (SIMEC). Cada empresa envía directamente los archivos de los contadores (extract). Con algunos se hace telemedida.

La UT hace directamente la lectura de contadores. Se tienen actualmente 78, donde el 20% se reciben manualmente.

Se tienen definidas normas para la cadena de medición de nuevos agentes. Se hace uso de compañías auditoras ya establecidas para la validación de medidas.

Para negociaciones con agentes de Guatemala, los del Salvador sólo informan a la UT. La UT se encarga de coordinar y confirmar con su homóloga en Guatemala (AMM).

4.3 Honduras


El mercado de energía está controlado completamente por el estado. Toda la generación de energía la compra la ENEE y efectúa la transmisión y distribución.

Se tienen contratos de largo plazo de 15 y 20 años con el COSA (proyectos de generación para industriales), que vende excesos de generación a la ENEE. Igualmente con UFUSA I y II.

Se tienen tratos diarios de compra de energía con EMCE y unidades arrendadas en diferentes zonas del país (unidades pequeñas de 1 a 2 MW).

Se tiene contratos ROM con empresas privadas (Reparación, Operación y Mantenimiento) para operar y mantener plantas de la ENEE.

Los contratos establecen un cargo fijo y uno variable por generación. No se tienen compras mínimas y se despachan por orden de mérito. El cargo variable se establece mensualmente.



Se compra energía en el mercado centroamericano, principalmente en el mercado ocasional. Diariamente consultan con los entes en los otros países (OS&M nacionales) disponibilidad y precio y toman la decisión de comprar; comparan con precios de convenio establecido con Costa Rica.

Aunque Costa Rica realiza AGC, hasta el momento no se paga.

La lectura de contadores es manual.

La lectura de energía, liquidación y facturación a los usuarios (se tiene la distribución) la efectúa una compañía externa.

Para la liquidación de intercambios internacionales, se verifica si no existieron desviaciones (> 10%) y se pagan de acuerdo al programa establecido. Diariamente se hacen conciliaciones, se calcula cargos de transmisión (Nicaragua) y al final de mes se factura. Se hacen pagos semanales y mensuales.

4.4 Guatemala

El operador del mercado es el AMM (Administrador del Mercado Mayorista), ente totalmente independiente del ETCEE (del INDE) quien tiene el centro de control de transmisión.

Realizan además de la planeación y el análisis eléctrico, el despacho económico y la administración del mercado.

Para el Despacho reciben los costos de operación declarados semanalmente por los agentes, que son usados para el cálculo de costos nodales y establecen un orden de mérito semanalmente.

El Despacho es entregado al INDE para la operación de tiempo real, quien envía un informe diario y bitácora de la operación efectuada.

EL AMM tiene un sistema de medición comercial, con la propiedad de algunos medidores. La mayoría de los contadores de energía son del INDE, quien hace la telemedida y consolida la información, enviando un CD-ROM con la información mensual.

Mensualmente se hace liquidación y facturación, que es enviada a los agentes. Semanalmente se hacen reuniones para revisar posibles reclamos. El AMM conoce de los contratos y con base en esto hace la respectiva facturación.

Actualmente los agentes pagan directamente al transmisor (INDE), aunque por ley lo debería hacer el AMM. El INDE sigue para esto una metodología de pago de peaje. Las sanciones no se cobran hoy en día por falta de definición.

Los distribuidores pagan al AMM y éste a los generadores.

Los distribuidores deben tener toda su demanda contratada.

Se tiene un mercado de oportunidad (entre generadores y comercializadores). En el mercado participan agentes con las siguientes características:

Grandes usuarios: > 100 kw

Generadores: > 10 Mw



La liquidación de intercambios se realiza con base a lectura de contadores en la subestación de interconexión con EL Salvador.

4.5 Panamá

Características Principales

Las Reglas Comerciales vigentes establecen la responsabilidad de los Agentes Consumidores en contratar todos sus requerimientos, de acuerdo al valor señalado en el Informe Indicativo de Demandas, el cual publica el CND anualmente. De no contar con suficiente potencia contratada, entonces el CND utiliza la asignación anual del Servicio Auxiliar Especial de Reserva de Largo Plazo para cubrir los faltantes de potencia.

El Mercado de Corto Plazo cubre diariamente la excedencia de la demanda máxima de generación de los Agentes Consumidores comparada con sus contratos de potencia mediante la compra en las compensaciones diarias.

A continuación se detallan los numerales de las Reglas Comerciales que se refieren a estos temas:

“7.1.1.1. Cada Participante Consumidor debe demostrar al ERSP con suficiente anticipación que cuenta a su disposición con capacidad de generación instalada y disponible para cubrir su demanda máxima de generación. Se definen dos plazos en cuanto a la anticipación requerida.

a) Mediano y largo plazo.

b) Corto plazo (un día).

7.1.1.2. Cada año el requerimiento de mediano y largo plazo de cada Participante Consumidor lo define la demanda máxima de generación prevista en el Informe Indicativo de Demandas, y se cubre a través de Contratos de Suministro y/o el servicio auxiliar de reserva de largo plazo.

7.1.1.3. En el corto plazo, el requerimiento de cada Participante Consumidor lo define la demanda en la hora de demanda máxima que se registra cada día. El Participante Consumidor está obligado a comprar dicha potencia a través del Mercado de Contratos, del servicio auxiliar de reserva de largo plazo y/o de compensaciones de potencia.

7.1.1.4. Un Participante tiene faltantes de potencia si:

a) es un Participante Consumidor cuya demanda no cuenta con respaldo de Contratos de Suministro y/o del servicio auxiliar reserva de largo plazo;

b) es un Participante Productor que no cubre sus compromisos de potencia contratados y/o compromisos de aportes al servicio auxiliar de reserva de largo plazo.

7.1.1.5.Los Participantes deben cubrir sus faltantes de potencia a través de compensaciones de potencia al precio de la potencia que resultan de los procedimientos que se define en este Tomo Comercial de este Reglamento.”



Al momento de la reestructuración del sector eléctrico, las empresas de distribución fueron vendidas con Contratos de Suministros de energía y potencia con las empresas de generación. El siguiente cuadro detalla los distintos contratos vigentes y cuando finalizan los mismos.

Los requerimientos de energía de las tres empresas de distribución para el año 2001 fueron cubiertos de la siguiente forma:

Empresa Contratos de Suministros

Mercado Ocasional

EDEMET 97% 3%

EDECHI 75% 25%

ELEKTRA 78% 22%

Sistema de Medición Comercial

Por reglamento, se les exigía a los Participantes del Mercado que las mediciones del SMEC fueran independientes del SCADA del CND, pero con la nueva propuesta de modificación del Reglamento de Operación, se les permite a los Participantes el poseer puertos independientes en los medidores que forman parte del SMEC para la utilización de las mediciones para su propio SCADA.

Las características de los contadores de energía para el SMEC son las siguientes:

1) Cada medidor debe tener por lo menos dos puertos de comunicación totalmente independiente:

CONTRATOS POTENCIA FECHA DE FINALIZACIÓN(MW)

PAN-AM - EDEMET No. 06-99 60 3 de enero del 2005BLM - ELEKTRA No. 09-98 15 3 de febrero del 2003AES - ELEKTRA No. 011-98 18 31 de diciembre del 2004FORTUNA - EDECHI No. 012-98 24 31 de diciembre del 2004AES - EDECHI No- 013-98 22 31 de diciembre del 2003BLM - EDEMET No. 02-98 30 2 de febrero del 2003AES - AES No. 010-981 29 31 de diciembre del 2004BLM - ELEKTRA No. 08-98 83 31 de diciembre del 2003AES - ELEKTRA No. 07-98 31 31 de diciembre del 2004FORTUNA - ELEKTRA No. 06-98 120 31 de diciembre del 2002FORTUNA - EDEMET No. 01-98 140 31 de diciembre del 2003BLM - EDEMET No. 03-98 135 31 de diciembre del 2004AES - EDEMET No. 04-98 51 31 de diciembre del 2002AES - EDEMET No. 05-98 19 31 de diciembre del 2002

FECHA DE FINALIZACIÓN DE LOS CONTRATOS INICIALESDE SUMINISTRO DE POTENCIA FIRME Y ENERGIA REQUERIDA



a) Un puerto local para configuración y obtención de data almacenada en memoria

b) Un puerto para establecer la comunicación con el CND.

2) Debe ser bidireccional con precisión de 0.2% o mejor para las mediciones de energía activa (Kwh).

3) Debe aceptar entradas máximas de corriente del secundario del transformador de corriente directamente relacionado con el del factor térmico elegido multiplicado por la corriente del secundario, y voltaje máximo del secundario del transformador de potencial elegido.

4) Debe ser programable desde un puerto local con el apoyo de una computadora. Los parámetros programables deben ser almacenados en memoria no volátil.

5) Debe operar sin detrimento de su precisión, bajo temperatura ambiente de entre 20 y 70 grados Celsius con humedad relativa entre 0 y 95%.

6) Debe estar equipado con un reloj interno el cual será sincronizado como “esclavo” únicamente por el computador servidor en el CND, por medio de la utilización de una contraseña, la cual fijará el CND.

7) Debe permitir desplegar en una pantalla local, como mínimo, la siguiente información: demanda, potencia activa, factor de potencia, frecuencia, hora y energía activa (entrando y saliendo).

8) Debe almacenar en memoria las variables de energía activa y reactiva, entrando y saliendo; voltajes y corrientes por fase; demanda integrada en 15 minutos. Esta información debe almacenarse en períodos de quince (15) minutos, por lo menos por cuarenta y cinco (45) días y utilizar el principio de almacenamiento circular, bajo el concepto FIFO (lo primero que entra es lo primero que sale).

9) Debe tener una fotocélula contador tipo Ferrari o Electrónico para la verificación de la precisión de la medición. La utilización de la misma no debe interferir en la operación normal del medidor.

Todos los contadores deben permitir realizar su lectura remota para poder estar certificados oficialmente como punto de interconexión SMEC, por ende, todos los contadores del SMEC que estén siendo utilizados para la medición comercial se accesan vía remota.

Los contadores instalados en puntos de interconexión SMEC deben permitir el ser interrogados por el protocolo MV-90 que es el que se está utilizando actualmente a una velocidad de 9600 baudios.

En todos los puntos de medida SMEC se cuenta con contadores bidireccionales. En los puntos pertenecientes a Distribuidores y Generadores, en su mayoría existen los medidores de respaldo. En los únicos lugares donde no es obligatorio el contador de respaldo, pero aún así existe en muchos puntos de éstos, es en los puntos de interconexión pertenecientes a los Grandes Clientes. Para la propuesta de modificación del Reglamento de Operación, sólo se les exigirá contador de respaldo a los que operan en alta tensión; los que operan en media y baja tensión, sólo tendrán que poseer un contador principal.



Actualmente, los contadores se están interrogando cada dos días, pero se espera que en un futuro, no muy lejano, se realice diariamente. Para recolectar la lectura de los contadores se utiliza el programa convertidor de protocolos llamado MV90. Dicho programa es un sistema integrado de bases de datos que permite comunicarse con diferentes tipos de medidores mediante protocolos de traducción llamados TIMs (Translation Interface Modules). Estos convierten el formato de los datos del medidor al formato de la base de datos de MV90.

Para cada medidor existe una base de datos que cuenta con la información necesaria para establecer la comunicación y la lectura de la data, que se almacena en períodos de 15 minutos, tales como: Id, TIMs, Canales, Password y Teléfono del medidor.

El MV90 cuenta con tareas que permiten manejar en forma automática la interrogación y validación de las lecturas. Se programa la tarea que se encarga de establecer la llamada para que automáticamente se conecte, baje y valide la data , a partir de la última vez que se interrogó, a los medidores. Luego se exportan a formato plano todas las lecturas de los medidores (principal y secundario) y mediante un programa desarrollado en Visual Fox Pro 6.0 se agrupa por empresa la energía y la potencia de cada uno de los medidores de los Participantes del Mercado. Liquidación de Energía

La liquidación de energía la realiza el CND de acuerdo a lo que establece las Reglas Comerciales:

“8.3.2. Transacciones en el Mercado Ocasional

8.3.2.1. Cada hora, el CND debe administrar las transacciones de energía de cada Participante Consumidor de acuerdo a la siguiente metodología.

a) Totalizar la energía que compra de Contratos de Suministro.

b) Si su consumo real de energía no resulta cubierto en su totalidad por contratos, asignar el faltante como compra en el Mercado Ocasional.

c) Si la compra de los contratos supera su consumo real, asignar el excedente como venta en el Mercado Ocasional, de existir demanda.

8.3.2.2. Cada hora, el CND debe administrar las transacciones de energía de cada Participante Productor de acuerdo a la siguiente metodología.

a) Calcular la energía que comercializa totalizando la generación de sus GGC, menos la energía que vende en Contratos de Reserva, más la energía que compra por Contratos de Reserva.

b) Calcular la energía comprometida totalizando la energía vendida en contratos, como suma de la energía que debe entregar a los Contratos de Suministro y los Contratos de Reserva en que es la parte vendedora.

c) Si la energía que comercializa es menor que la energía comprometida, asignar la energía faltante como compra en el Mercado Ocasional.

d) Si la energía que comercializa es mayor que la energía comprometida, asignar la energía excedente como venta en el Mercado Ocasional.”



Facturación

El CND emite mensualmente el Documento de Transacciones Económicas (DTE), el mismo recoge los compromisos deudor/acreedor entre los Agentes del Mercado. Como se mencionó anteriormente, el CND emite el DTE reflejando los compromisos y los Agentes del Mercado luego se pasan las cuentas. Entendemos que entre ellos se dan 30 (treinta) días para pagar.

Existen las refacturaciones, producto de reclamos que presentan los Agentes del Mercado al DTE y el mismo es acogido por el CND o en su defecto es ordenado por el Ente Regulador; las Reglas Comerciales establecen el procedimiento para realizar los reclamos:

“14.8. RECLAMOS.

14.8.1.1. Los Participantes tienen el derecho de presentar reclamos a las transacciones informadas por el CND, con la correspondiente justificación, dentro de un plazo de 15 días de recibido el Documento de Transacciones Económicas del CND. Transcurrido dicho plazo, aquellos datos que no sean observados serán considerados como aceptados por los Participantes y no se podrán presentar reclamos posteriores.

14.8.1.2. En tanto los reclamos sean resueltos, los Participantes deben realizar los pagos de acuerdo a los valores indicados en el Documento de Transacciones Económicas.

14.8.1.3. El CND deberá analizar los reclamos dentro de un plazo no mayor que 15 días, y realizar los ajustes que correspondan. De no surgir acuerdo con el Participante que presenta el reclamo, el CND debe elevar el reclamo al ERSP, incluyendo la justificación que presentó el Participante y el motivo de su rechazo por parte del CND. El ERSP decidirá en instancia última e informará al CND para que lo tenga en cuenta en las transacciones comerciales.

14.8.1.4. El CND debe incluir los reclamos resueltos como refacturación en las transacciones correspondientes al mes en que fue resuelto.”

La frecuencia de las refacturaciones depende de las circunstancias en que se dieron las mismas.”

4.6 Nicaragua

Características Principales

La operación del Sistema Interconectado, se realiza de forma centralizada y coordinada, por el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), a efecto de garantizar la confiabilidad y seguridad de la operación de sistema eléctrico. La Normativa de Operación en cumplimiento con la Ley, establece los procedimientos para el intercambio de información técnica, operativa y comercial entre el CNDC y los Agentes del Mercado Mayorista, estos últimos son los que comercializan la energía eléctrica (generadores, transmisores, distribuidores y grandes consumidores).

Según Normativa los agentes consumidores son: distribuidores, grandes consumidores (>= 2 MW de carga concentrada, conectados en voltajes iguales o mayores a 13.8 kV), contratos de exportación y autoproductores con déficit.



El Mercado Mayorista Eléctrico de Nicaragua se organiza con una administración centralizada y con la programación y coordinación de la operación del sistema también centralizada en un organismo, el CNDC. La Normativa de Operación cumple dicho objetivo, a través de:

Los procedimientos para el intercambio de información técnica, operativa y despacho comercial entre el CNDC y los agentes del Mercado

Los procedimientos para las transacciones económicas y liquidación a llevar a cabo por el CNDC, y las obligaciones de pago para los agentes del Mercado.

La Normativa establece el papel asignado al CNDC y a cada Agente del Mercado en la nueva estructura de sector eléctrico y asegura la transparencia y objetividad en la operación del sistema, en la definición de los precios y resultados comerciales del Mercado.

Los productos que se compran y venden en el Mercado Mayorista son:

a) Energía.

b) Potencia.

Existe un Mercado de Contratos en el cual se diferencian dos tipos de contratos de acuerdo a las partes involucradas:

a) Contratos de Suministro, que acuerdan la compra/venta de energía y/o potencia entre un Agente Productos y uno o más Agentes Consumidores.

b) Contratos de Generación, que acuerdan la compra/venta de energía y potencia entre un Agente Productor y otro Agente Producto.

De acuerdo a la localización de las partes, se diferencian los siguientes tipos de contratos:

a) Contratos internos, en que ambas partes son Agentes del Mercado y en que los nodos de generación y/o entrega comprometidos se ubican en el país.

b) Contratos de importación, en que la parte compradora es un Agente del Mercado y la parte vendedora es un Agente Externo, donde se acuerda un intercambio físico a través de una interconexión internacional.

c) Contratos de exportación, en que la parte vendedora es un Agente del Mercado y la parte compradora es un Agente Externo, en el que se acuerda un intercambio físico a través de una interconexión internacional.

Además del anterior se tiene un Mercado de Ocasión, el objetivo de las reglas para este mercado es establecer los procedimientos para administrar los faltantes y sobrantes de generación, consumo real y compromisos surgidos del Mercado de Contratos, así como calcular sus precios.

En el Mercado de Ocasión los vendedores de potencia son los agentes que resultaron con un excedente diario de potencia, a los precios que informaron el día anterior en su oferta para venta de excedentes. Los intercambios entre el Mercado de Ocasión nacional y el de otros países, son intermediados y coordinados a través del CNDC y el correspondiente OCI. Al inicio de cada año, los agentes consumidores deben tener contratado el 80% de su demanda del año. Actualmente las distribuidoras tienen alrededor del 96% de la demanda. Las distribuidoras heredaron contratos PPA’s de largo plazo (15 años), contratos de generación (8



años) y contratos de suministro (de 5 años). Existen también contratos de importación y exportación, los cuales han tenido un uso muy puntual. En el mercado de ocasión se transan energía, potencia y servicios (transporte, servicios auxiliares y servicio de operación, despacho y administración del mercado). A excepción de algunos servicios auxiliares y de los servicios de operación, despacho y administración del mercado que tienen tarifa regulada, los otros bienes y servicios son valores al costo marginal resultante de los post despachos diarios Se reciben ofertas los días Jueves para los semanales y diarias en emergencias, ofertando precio y disponibilidad. No se recepcionan ofertas de demanda Los precios pueden ser incluidos en las ofertas por bloques o de manera horaria y pueden ser crecientes en precios. Cuando una oferta llega tarde no se incluye en la programación correspondiente. Cuando se justifican los reclamos del agente, se tiene la obligación de corregir las transacciones en las cuales ellos fueron afectados.

Existe el Sistema de Mediciones Comerciales (SIMEC), el cual envía al CNDC información comercial del sistema, este último organiza la información recopilada en una Base de Datos para transacciones comerciales la cual es auditable, esta base de datos es de acceso abierto a cada Agente del mercado. Esta será la información utilizada por el CNDC para determinar las transacciones económicas en el Mercado de Ocasión, por servicios auxiliares y por el servicio de Transmisión. Sistema de Medición Comercial

Las mediciones comerciales deben cumplir los requisitos y características definidas en el Anexo Comercial: “Sistema de Mediciones Comerciales”. Para la puesta en marcha del Mercado, si existe algún punto de compra o de venta en que los medidores no cumplen las especificaciones establecidas, dicho Anexo Comercial define un período transitorio para su adecuación y establecerá el procedimiento a emplear para determinar la medición comercial a utilizar en dicho punto durante el transitorio.

Cada Agente del Mercado debe suministrar la información comercial y toda modificación a la misma de acuerdo a las características que define el Anexo Comercial: “Información Comercial del Mercado”. Esta información será organizada por el CNDC en bases de datos comerciales.

Además, cada Agente del Mercado debe contar con un Sistema de Mediciones Comercial (SIMEC), independiente del SCADA, en cada nodo en que entrega o retira energía, para determinar sus transacciones comerciales en el Mercado de Ocasión, así como las transacciones de servicios auxiliares.

El CNDC define los requisitos de los medidores comerciales junto con el sistema de comunicaciones y enlace de datos asociados, de acuerdo a lo definido en el Anexo Comercial: “Sistema de Mediciones Comerciales”. Mediante auditorías técnicas certifica la habilitación de los puntos de medición y supervisar el cumplimiento de los requisitos definidos.



El CNDC organizará y mantendrá un registro, denominado Registro Oficial de Mediciones del SIMEC, que identificará cada punto de medición y sus medidores, incluyendo los datos del proyecto aprobado, las novedades y las verificaciones realizadas. La implementación y costo del sistema de medición comercial será a cargo del Agente que lo requiere. Cada Agente del Mercado debe proveer también el enlace entre sus medidores y el sistema de comunicaciones.

El sistema de medición comercial será implementado en etapas, comenzando con los medidores existentes y continuando con un programa de incorporación gradual de medidores, y equipamiento de registro y comunicaciones asociado, que cumple los requisitos definidos. El Anexo Comercial: “Sistema de Mediciones Comerciales” define la duración y características del período transitorio inicial a partir de la puesta en operación del Mercado para la implementación completa del SIMEC con medidores comerciales adaptados a los requerimientos que establece esta Normativa y sus Anexos Comerciales. Liquidación de Energía

Los servicios que se pagan en el Mercado Mayorista son:

a) Servicio de Transmisión: Es el uso del Sistema Nacional de Transmisión, pagado mediante tarifas reguladas de acuerdo a lo que establece la Normativa de Transporte.

b) Servicios Auxiliares: Se identifican en la Normativa de Operación en aspectos técnicos, junto con los requerimientos técnicos que deben cumplir.

c) Servicio de operación y despacho, y administración del mercado: Es el servicio asignado al CNDC y pagado de acuerdo a los criterios y procedimientos definidos en la Normativa de Transporte.

Ante una condición de mora y falta de pago, el CNDC o los Agentes perjudicados podrán elevar su reclamo al INE, quien amonestará al deudor a cumplir con las obligaciones de pago. Adicionalmente, el INE podrá sancionar al deudor, de acuerdo a la gravedad del incumplimiento.

La Normativa de Operación a lo largo de los diferentes Tomos, establece las causales que pueden dar lugar a incumplimientos y penalidades, y que ameriten que el INE aplique las Sanciones y/o Multas, previstas en la Normativa de Multas y Sanciones.

Son causas de sanción y/o multa a los Agentes del Mercado, entre otras las siguientes:

a) El incumplimiento a la solicitud de información establecido por el CNDC, de conformidad con esta Normativa y sus Anexos.

b) El incumplimiento a las ordenanzas del CNDC, relativos a la operación integrada del sistema y a la coordinación de los mantenimientos.

c) El incumplimiento a la obligación de brindar información que el CNDC requiere para cumplir con sus funciones.

d) No solicitar al CNDC la autorización en el Mercado de Contratos, al acordar, renovar o modificar un contrato.

e) No registrar en el INE, la parte vendedora, una vez que un contrato o su modificación cuenta con la autorización en trámite y presentar al CNDC; la documentación que avale el cumplimiento del trámite.



f) No presentar sus ofertas de generación o demanda, según corresponda, dentro de los plazos establecidos para suministrar la información estacional, semanal y despacho diario, de acuerdo a las características y plazos, que se establecen el Tomo comercial de la Normativa de Operación y el Anexo Comercial.

g) El Distribuidor que cuente con generación propia y la vendiera por contratos a otros Agentes del Mercado.

h) Cada Distribuidor o Gran Consumidor que no cumpla con la Obligación de Garantía de Suministro.

La Ley de la Industria Eléctrica establece dos modalidades para la remuneración de la energía.

1. Régimen de Precio Libre, transacciones de electricidad sin la intervención del estado:

a) Entre generadores, cogeneradores, autoproductores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores.

b) Importaciones y exportaciones de energía eléctrica y potencia.

2. Régimen de Precio Regulado, comprende las transacciones siguientes:

a) Las ventas de energía y potencia de los distribuidores a los consumidores finales.

b) El transporte de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución, o sea el peaje.

El CNDC debe liquidar el saldo neto al OS&M del otro país para que dicho organismo lo liquide como corresponda en dicho país cuando se den transacciones internacionales.

El CNDC debe emitir a cada Agente del Mercado que resulta deudor en el Mercado una nota de débito (o factura) por el total de su saldo deudor, de acuerdo a lo que resulta del Documento de Transacciones Económicas, que actuará como memoria de cálculo del importe deudor. Esta nota o factura se emite por cuenta y orden de los acreedores del Mercado, de forma tal que el CNDC no adquiere la deuda sino que solamente la gestiona.

Al mismo tiempo, el CNDC debe emitir a cada Agente del Mercado acreedor una nota de crédito por el resultado neto de sus transacciones, de acuerdo a los resultados del Documento de Transacciones Económicas. El CNDC calculará además su factor de proporcionalidad de cobro dividiendo su saldo acreedor por el saldo creedor total del mercado. Facturación

Para la Empresa de Distribución, esta emitirá una factura a cada uno de sus clientes de acuerdo a la tarifa que le corresponde y lo establecido en la Normativa de tarifas. El período de lectura y facturación no podrá exceder de treinta y tres (33) días, excepto para la factura de terminación de contrato.

En las facturas no se podrá incorporar ningún cobro que no esté relacionado con el servicio prestado, con excepción de un cargo retributivo del servicio de alumbrado público prestado por la Empresa de Distribución que incluye el suministro de energía para dicho servicio. El cargo será determinado por el INE.



5. Sistemas de Control Actuales

5.1 Costa Rica

CENCE ( UEN del ICE)

SCADA Ranger de Bailey Network Mgt., Release 10 de Oct/2001.

Se tiene relación muy cercana con el fabricante, se actualizó recientemente el software y se tiene un plan de actualización de servidores y consolas para el 2003.

Tiene una configuración basada en servidor Alpha: 2 Servidores centrales, 2 servidores de aplicaciones, 7 consolas de operador.

No se tiene centro de control de respaldo.

Tienen Historial BD, AGC, demandas, programación de recursos, estimador, análisis de contingencias, flujo óptimo, factor de penalización, monitoreo de seguridad, curvas, contabilidad y manejo de intercambios.

Se tiene sistema de entrenamiento, pero no está siendo utilizado. Al parecer no se ha configurado completamente.

En su centro de control tienen 2 operadores por áreas de responsabilidad: 1 consolas para Transmisión y otra para Generación.

Manejan 38 RTUs (microsol, Siemens) y alrededor de 10 LSA.

Utilizan los protocolos 8FW y el IEC-870-5-101 para comunicarse con las unidades remotas por canales de microondas digital, PLC y fibra óptica.

No se tiene conexión con ningún otro centro de control.

El procesador de comunicaciones presenta un bajo nivel de carga y tiene capacidad de expansión para manejar más canales.

Las subestaciones son desatendidas, hacen uso de las facilidades de supervisión y control remoto. Lo hacen también con centrales de generación.

5.2 El Salvador


Se tiene un sistema SCADA Spectrum 3.2 de Siemens, en plataforma IBM AIX.

Una configuración hot-standby con 2 servidores COM, 2 RTDS, 2 ADM y dos NA. Cada RTDS tiene un DAC. Se tienen 7 consolas.

Se supervisan plantas y subestaciones hasta niveles de 23KV, redes de distribución de 43, 33 y 23KV. La mayoría son desatendidas.

Se tiene interconexión con Honduras y Guatemala.



Se maneja AGC, AVC, Estimador, Flujo de carga (en línea y modo estudio).

Los datos históricos de extraen de los datos de tiempo real en una base de datos Oracle y son llevados a una base de datos fuera de línea (cada 15 minutos y cada hora).

Las RTUs son del mismo propietario de la planta o subestación (por norma). Se tienen 28 RTUs: para subestaciones, 4 centrales hidroeléctricas y 3 térmicas. En general las RTUs son marca Harris, próximamente se comprarán Siemens.

Con datos de contadores del SCADA se realiza facturación indicativa (la definitiva se realiza con lectura de medidores de energía).

Se utiliza como protocolo con RTUs el IEC-870-5. Los canales son de microondas digitales (propiedad de CEL).

Aunque CEL tiene centro de control, el SCADA de UT no tiene interconexión con otros centros de control. Se ha previsto la utilización de ICCP para casos de enlaces futuros (aunque no se tiene todavía la licencia).

La carga de procesamiento del sistema actual es muy baja, por lo que se tiene gran capacidad de crecimiento.

En el momento no se tienen inversiones presupuestadas. Se tiene un contrato de actualización con el fabricante.

Se tiene previsto un centro de control de respaldo.

5.3 Honduras


Se tiene un sistema SCADA Siemens R-30 que entró en operación en 1986.

La configuración del sistema consta de 2 computadoras en hot-standby, con un sistema operativo propietario y una arquitectura Intel 8085. Unidades de disco RM-03.

Se tienen dos consolas de operación y acceso por terminal. Hay dos equipos front-ends que manejan un conjunto de módems y un mímico.

Se supervisan 27 subestaciones (de 55 actuales), entre las cuales se encuentran 4 centrales hidroeléctricas y 6 térmicas.

Las RTUs son marca SIEMENS con un protocolo propietario. Se realiza supervisión y control a excepción de las plantas térmicas. El sistema soporta hasta 100 RTUs.

Se tienen redes de comunicaciones de radio analógico, radio digital y PLCs.

Al nivel de aplicaciones se tiene únicamente AGC. Se regula frecuencia y potencia en línea de interconexión (El Salvador).

El sistema actual presenta limitaciones grandes por obsolescencia y dificultad de adquisición de repuestos y tampoco puede ser actualizado. Al interior de la empresa se han realizado desarrollos propios basados en tecnología de PCs y LAN para recolectar almacenar información lo que ha permitido extender la vida útil del sistema.



No se tiene conexión o previsión con otros sistemas. En las condiciones actuales no se pueden realizar actualizaciones o ampliaciones para el soporte de protocolos de enlace con otros sistemas.

Se adelantó hace un tiempo un proceso de licitación para la adquisición de un nuevo sistema. Se encuentra en una fase de solución jurídica del proceso de asignación del contrato. Como parte del proyecto se tiene también un paquete de equipos de comunicaciones de radio digital.

5.4 Guatemala

ETCEE

Se hace una supervisión delegada (se paga desde hace un año) del AMM. Diariamente se genera un informe y bitácora de operación que es enviado al AMM.

Se tiene un sistema SCADA Ranger versión 7.0 de Bailey Network Mgmt.

En el momento se está adelantando el proceso de cambio del sistema por un SCADA Spectrum de Siemens (proceso de implementación).

El sistema actual consta de un servidor central redundante, un servidor de aplicaciones, siete consolas de operación, dos procesadores de comunicaciones y dos conjuntos de módems. Todo está implementado sobre Alphaservers.

Se tienen tres consolas en el centro de control (distribuidos por áreas de responsabilidad). El AMM tiene una consola de operación remota y se tiene otra localizada en la Gerencia del INDE.

El sistema actual ha tenido problemas de estabilidad, razón de mayor peso para realizar el cambio.

Se tienen supervisadas 21 subestaciones (230, 138 y 69KV) de 42 existentes. Las RTUs son marca Landis&Gyr y serán integradas al nuevo sistema actualizando su ROM, para soportar el protocolo IEC-870-5. La mayor debilidad de medición se observa en las áreas oriental y occidental.

Se tiene además de un módulo de registro de disturbios, programación horaria, historiador y AGC con las tres hidroeléctricas existentes. Se tiene conectado a la red de 230KV una empresa con horno de Arco. Al SCADA se introduce el programa de intercambios y éste hace el seguimiento y ajustes. EL seguimiento del despacho es manual. Actualmente se tiene monitoreo de cumplimiento, donde se hace seguimiento de tendencias a generadores.

El sistema nuevo sólo tendrá AGC (limitación presupuestal). La arquitectura de este SCADA está implementado sobre tecnología IBM AIX, con una configuración mínima y consolas para tres operadores, dos remotas para el AMM y una para Gerencia. Se tendrá servidor para historian, uno de aplicaciones y uno para adquisición.

Se tiene una red propia de microondas y PLC digital. Esta ha sido actualizada en los últimos años, teniendo como resultado una recolección muy estable y buena calidad.

No se tiene centro de control de respaldo, ni se tienen conexiones con otros centros de control.



En el centro de control se tiene una consola remota de la principal empresa de distribución (Unión FENOSA). Se menciona que en un futuro se tendrá interconexión de los sistemas SCADA.

El AMM está contemplando un proyecto de SCADA con conexión de RTUs por canal satelital.

Para la comunicación entre el AMM y el INDE (ETCEE) se tiene un canal de fibra óptica.

5.5 Panamá

El sistema de control actual está en “instalación”, se estima que la fecha de entrega del proyecto SCADA es el 14 de julio del presente año.

Configuración General

El diagrama de la configuración actual del SCADA se presenta en la figura siguiente.

Modem Sharing Devices

LANs SCADA/EMS

FEPs deAdquisicion

de Datos (RDASs)

RANGER Servidores de Aplicaciones

(RAS1 & 2)

RANGER Servidores

HIS(HIS1 & 2)

ServidoresAplicaciones

de PC(PCS1 & 2)

8 puertas WANpara enlaces

ICCP, etc.

Enrutadoresmulti-protocolos

e interfazredundante WAN

Firewall

Reloj GPS

LAN Sistema de Transmision

LAN de Desarrollo

24 puertas para enlaces con IEC 870-5-101 UTRs

Estacion deTrabajo 1

Estacion deTrabajo SMEM

Estacion PCpara HISPC1- 3

Modems

OpticalStorageLibraries

CatalystRoute

Switch #2

CatalystRoute

Switch #1

CopiadorasVideo/Impresoras

InterfazMimico

MimicoExistente

Estacion deTrabajo 2

Estacion deTrabajo 3 y

Entrenamiento Estacion deTrabajo CND Impresoras

Laser ByN

RANGER Servidores

Oracle(ORA1 & 2)

PCs deETESA

(typica de 12)

LANs HIS

Switch

Switch

Switch

Switch

Estacion deTrabajo AES

Los componentes mas notorios son:

Software

o Bajo la plataforma UNÍX está montado el sistema SCADA, AGC, EMS, DTS, ICCP. La herramienta para el SCADA/EMS/AGC/DTS es un Ranger 10, montado en Unix 5, y Base de Datos Oracle 8



o Con sistema Operativo Windows está desarrollado el Historiador.

o Licencias Office Pro 2000 (10u)

o Licencias para accesos a Ranger desde otras PC´s (12u)

o Licencias para accesos al Historiador desde otros LAN. SCADA

1) Supervisión, barrido de 2 segs status, 4 segs análogos y 15 min los acum.

2) Supervisión de status con tag de tiempo, SOE

3) Tag/Untag, inhibir/Desinhibir,

4) Controles, de tipo Select & Execute (para interruptores, cuchillas motorizadas, subir y bajar MVAR en las generadoras, subir y bajar tap en los trafos) y tipo Execute (para aplicaciones del AGC, setpoints)

5) AGC, ED

6) Intercambios programados

7) Desligue de Carga y Restaure

8) Controles de Macro secuencia

9) Historiador

10) Sincronización de Tiempo

11) Navegación de Display, zooming & Panning

12) PC logger

13) Filtro de alarmas

14) Trending,

15) Tablero Mímico

Aplicaciones

1) Simulador de Entrenamiento para Despachadores

1) Pronóstico de Demanda

2) Despacho Horario

3) Análisis de Redes

a) Análisis de contingencias

b) Dispatcher Load Flow

c) Optimal Power Flow

d) Estimador de Estado

e) Quick Stability



Todas estas aplicaciones pueden ejecutarse automáticamente a través de la programación del ejecutivo de aplicaciones.

Hardware

1) Basados en servidores Alpha de Compaq, DS-20 son:

a) 2 Servidores para Adquisición de Datos.

b) 2 Servidores de Aplicaciones SCADA/AGC/EMS

c) 2 Servidores ORACLE para la Base de Datos

d) 2 Servidores para Historiador y 2 MMI

4) Basadas en Alpha servers DS-10 tenemos:

a) 3 consolas de Operador con 3 monitores cada una

b) 3 consolas de ingeniería

c) 3 Computadores PC para accesos a datos históricos

5) Equipos auxiliares:

a) 2 Routers de 8 puertos seriales cada uno, Para comunicaciones entre centros de control

b) 1 Reloj GPS con delta Frecuencia y error de tiempo, y 3 pantallas remotas hacia la sala de despacho

c) 2 printers laser a colores

d) 3 printers laser blanco y negro

e) Tablero mímico de 500 puntos de estado.

f) 3 Tapes Backup

6) Estaciones Remotas:

a) 21 RTU GE-Harris D20 con protocolo IEC-870-5-101 y Protocolo DNP3.0 para comunicación a la Estación Maestra; además de los protocolos DNP3.0 y Modbus para comunicación a equipos IED.

b) Se tienen instalados alrededor de 60 IEDs Los IEDs instalados son modelos “Futura CPU-1000” y “Nexus” ambos de la casas de la Electro Industries, con sede en New York.

7) Tablero mímico: Activo “Mawell” de mosaicos. Tiene representado el diagrama eléctrico mediante un código de colores y muestra en tiempo real el estado de los interruptores, cuchillas motorizadas y circuit-switch con leds rojos y verdes sólidos o intermitentes si el punto está en alarma.



5.6 Nicaragua El CNDC esta considerando la instalación de un Centro de Control de Respaldo que como el existente, cuente con redundancia.. Este Centro de Control de Respaldo será de funcionalidad total y se encontrará en el mismo edificio del centro de control existente, operando en “caliente”, la base de datos histórica de este centro de control debe operar en forma independiente de la del sistema principal.

Configuración General

Consolas de Interface

Sistema de Computadoras Y

Computadoras Fronend

Interface de Comunicaciones

PNIC

LN1

PMT PCA SEB

PSB ALT CAT

MSY

PMG

ORT BTH LBS TPT BZN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11P.Line

PEC

ACH

PDT

CNDC

Subestaciones

Computadora

Interfase

Servidor

LAN

La instalación del Centro de Control fue a inicios de 1991 y la puesta en Servicio a finales del mismo año

Software

Funcionalidad del Sistema de Control

Las maniobras son ejecutadas desde el Centro de Control y telcomandadas por teléfono y por radio. Las subestaciones y estaciones telecomandadas tienen personal permanente. Las licencias (consignaciones) para los trabajos de mantenimiento en los equipos de transporte son por gestión directa del personal de turno del Centro de Control y por gestión fuera de línea (sectores de apoyo). Todos los acuerdos previos a la gestión son acordadas con el Centro de Control. El mantenimiento es ejecutado por personal local bajo contrato permanente.



SCADA

El SCADA es un sistema cerrado que trabaja en tiempo real, a finales de 1991 inicia una nueva etapa en la Operación y Control del Sistema Interconectado Nacional (S.I.N.) al entrar en funcionamiento el Sistema SCADA/AGC (Supervisory Control Aknowledgement Data Adquisition/Automatic Gain Control) que permite operar el S.I.N. con mayor eficiencia al tener la capacidad de conocer en Tiempo Real la condición de Planta y Subestaciones controladas. El SCADA trabaja con un sistema operativo llamado ORG 300-PV SBP, su diseño esta elaborado bajo comandos e instrucciones de ensamblador ASS300. El hardware y software del sistema SCADA fueron suministrados por SIEMENS y debido a sus características pertenece a la categoría de Sistemas Cerrados. Las funciones del SCADA son: Supervisión y visualización del estado de la red : Estado de los interruptores y

seccionadores, alarmas y medidas del Sistema Interconectado Nacional. Lista de Eventos y Alarmas. Medidas calculadas en tiempo real. Almacenamiento de datos históricos utilizando la base de datos propietaria de

SIEMENS. Reportes horarios y diarios de los datos. Ejecución de Telemandos de Equipos : Comandos sobre : Interruptores, seccionadores

de barra y taps de transformadores. Comandos asociados al AGC. Comandos para operar el Sistema de Telemetría. La funciones que se consideran críticas son: § Adquisición de Datos y Control Remoto. § Procesamiento de Datos y Puntos Calculados. § Failover. § Procesamiento de Alarmas y Eventos. § Registro (Logging). § Despliegues Semi-gráficos. § Control Automático de Generación (AGC). § Generación de Reportes. § Admón. De la BD en tiempo real propietaria de SIEMENS, incluyendo una

interfaz en línea (on-line interface). Existe un Dpto. de Informática, quienes tienen asignada la responsabilidad de mantener en continuó funcionamiento y actualizado el Sistema SCADA. Existe una LAN independiente al SCADA, donde se encuentra entre otros, un Servidor recolector de los archivos de los Medidores Comerciales (SIMEC), el cual mediante los procedimientos establecidos de entrega de archivos y conexión, se realiza la recoleción mediante módem (Línea Telefónica).



Solo se cuenta con un área de control para el SCADA donde se aplica el AGC del sistema SCADA para emitir las consignas a los generadores, estas consignas pueden hacerse manualmente El tipo de información y registros que se recopilan y manejan a nivel de eventos en generación y transmisión son: Operación de las Protecciones, tiempos de aperturas y cierres, violación de límites

operativos Disparo de Interruptor de línea, o transformador. Cualquier sistema que necesite enlazarse con el SCADA necesitara manejar el protocolo FW 537. El actual manejo de información esta llegando al limite de capacidad del sistema. La interfaz de usuario del sistema SCADA actual es semigráfica y tiene menú estáticos. Los tipos de desplegados son: Diagramas, Graficas, Listas y Formas. Su funcionamiento no es satisfactorio debido a los numerosos procedimientos que hay que ejecutar, no es flexible, la interfaz no es muy amigable. En estado normal el SCADA a una Solicitud de Usuario responde en 2 Seg. y el tiempo de repuesta de alarmas es de 4 Seg. En estado de emergencia a una Solicitud de Usuario responde en 2 Seg y el tiempo de repuesta de alarmas es de 4 Seg. Se cuenta con un 90% de respaldo normalmente disponible, se tiene un respaldo de Base de Datos en tiempo real, mediante el Sistema PC-SCADITA Otros tipos datos adicionales que deberían ser recuperados o transmitidos de las centrales de generación y subestaciones al Centro de Control del CNDC son: Procesamiento de Registro Secuencial de Eventos (SOE). Procesamiento de Acumuladores. Niveles de embalses. Registros de crecidas en los afluentes a los embalses. Registros de eventos/ distancias de fallas

Aplicaciones

Sistema de Transacciones Económicas (STE), el desarrollo inicial fue realizado por empresas de consultoría externa en tanto que la continuidad y adaptación a los requerimientos de los usuarios a nivel local. Trabaja con Plataforma de BD Oracle y Software de Desarrollo Visual Basic 6.0 Son utilizados para el área de estudios eléctricos los siguientes modelos: DIGSILENT PSS/E-28 SDDP



Características de los modelos: a) Flujos de potencia. Está incluido dentro del modelo del PSS/E y DIGSILENT b) Estabilidad transitoria. Está incluido dentro del modelo del PSS/E y DIGSILENT c) Estabilidad estacionaria. Está incluido dentro del modelo del PSS/E d) Cortocircuitos. Está incluido dentro del modelo del PSS/E y DIGSILENT e) Transitorios electromagnéticos f) Planeamiento- Modelo SDDP g) Confiabilidad h) Otros El departamento de planificación e ingeniería de ENTRESA es el responsable del planeamiento de transmisión. Su proceso se realiza identificando eléctricamente en la red, las limitantes que impiden optimizar las transacciones de energía en el mercado. No se cuenta en la actualidad con el sistema EMS, sin embargo será posible utilizar las bases de datos que este almacene para futuros estudios de planificación que se deseen realizar. Se tiene contemplado utilizar las funciones que están integradas en los sistemas EMS, de manera que puedan identificar posibles deficiencias encontradas en la operación del sistema a fin proyectar a corto o mediano plazo nuevas ampliaciones en la red eléctrica que permitan maximizar la continuidad y seguridad del sistema.

Hardware

El hardware del SCADA es un Sistema con configuración Redundante (dos conjuntos o bloques / concepto Hot-Standby), basado en tecnología de minicomputadoras R-30 de la década de los años 1970s. Cada conjunto, esta compuesto por: una CPU Front-END, una CPU Main, dos Unidades de Discos duros removibles, Dos Terminales tontas (una por CPU) para el Programador, dos impresoras, y una Unidad de Disco Flexible, para ambos conjuntos, existen 5 Consolas o Workstation y 4 impresoras para la Sala de Control, los cuales son conmutables al Sistema deseado. Arquitectura Concentrada. Todo de Marca SIEMENS. Cada CPU tiene 512kWords de memoria principal (RAM) para los FRONT-ENDs y 1024kWords para las MAINs, ciclo de memoria de 450ns, procesadores ejecutando a 20MHZ. 18 RTUs SINAUT 8FW512, las cuales se comunican con el Protocolo SINAUT FW537. Sistema de UPS: Conformado por dos Conversores DC/AC con sus respectivos bancos de baterías que garantizan la alimentación al Sistema de Computadoras de manera permanente. Sistema de Unidades de Control Remoto (RTU): Instaladas en las principales Plantas y Subestaciones del S.I.N., colectan información y datos como: medición de Tensión, Corriente, Potencia Activa/Reactiva y Frecuencia; estado de interruptores y seccionadores; alarmas y la



posibilidad de comandar desde el Centro de Control. Estructura de Telegramas FW 537, canal de datos de 600bds. Otros: a) Dispositivos periféricos para almacenamiento como discos magnéticos, cinta, discos

ópticos, y terminales Discos magnéticos b) Servidores De datos c) Computadoras personales PC de interface entre R30 y Servidor PC en LAN para acceder los datos d) Consolas de operación. Tres consolas de operación. e) Red Local Red LAN con un servidor que almacena los últimos 15 días de datos,

mediciones e indicaciones, además de los datos en tiempo real. f) Equipos Front-End Dos computadoras R-30 serie 300 de SIEMENS. g) Unidades Terminales Remotas (RTU’s), indicando fabricante y tamaño RTU SINAUT 8-

FW 512 de SIEMENS (1800x800x600mm). Se cuenta con transductores que entregan una relación de las magnitudes en (–)10-0-(+)10 mA, en algunos casos de 4-0-20mA, la cual es preprocesada por la RTU y transmitida en un byte(8 bits mas signo) en protocolo FW 537.



6. Modelos y Estudios Eléctricos

6.1 Costa Rica

ICE

El planeamiento de largo y mediano plazo lo hacen utilizando el SDDP. No se tienen mediciones de caudales.

Para estudios de seguridad eléctricos se utiliza el PSS/E.

Internamente se hace un predespacho (al parecer en Excel) que se coordina con generadores. Actualmente éste no se envía.

El Despacho se hace con base en estadísticas y experiencia de ingeniero responsable utilizando una aplicación aparte (aparentemente Excel). El resultado no se carga al SCADA, se le hace seguimiento manualmente.

Se despacha respetando primero los contratos con generadores privados, luego en su orden lo geotérmico, filo de agua y por último Arenal (represa multianual).

La coordinación con generadores privados, plantas, subestaciones y los otros países la hacen vía telefónica.

La información de operación del sistema se consolida y se localiza en un servidor. Se elabora un boletín impreso, el cual se distribuye.

6.2 El Salvador


El planeamiento de largo y mediano plazo lo hacen utilizando SDDP.

Se utiliza también TPLAN (confiabilidad) y el PSS/E.

Con la información de ofertas y de disponibilidad de la red de transmisión se realiza un predespacho, primero con los contratos y luego de la energía en mercado de oportunidad.

Para estudios de seguridad eléctricos fuera de línea se utiliza el PSS/E (flujos de potencia, estabilidad transitoria y estacionaria y cortocircuito principalmente).

Para el Predespacho y Despacho se desarrollaron herramientas propias (Informix, CPLEX, Visual Basic). El resultado no se carga al SCADA, se le hace seguimiento manualmente.

El sistema de manejo del mercado tiene tres módulos: Validación de ofertas y Procesamiento de ofertas (SAM), Facturación y SIMEC (medición comercial).

La coordinación con generadores privados, plantas, subestaciones y los otros países la hacen vía telefónica.

La información de operación del sistema se consolida y se localiza en un servidor. Se elabora un boletín impreso, el cual se distribuye globalmente.



6.3 Honduras


Se hace planeamiento de largo y mediano plazo, utilizando el SDDP. Se genera un plan anual de acuerdo principalmente a la hidrología. Semanalmente se hace una distribución (en Excel) a nivel horario para el despacho y diariamente se hacen ajustes durante la operación.

Se tiene Digsilent para análisis eléctrico, pero adquirieron recientemente PSS/E (dado que se utiliza en otros países) para facilitar el intercambio de información.

6.4 Guatemala

En el AMM:

Se realiza la planeación de largo y mediano plazo con el SDDP.

Para el análisis eléctrico utilizan el PSS/E.

Realizan el pronóstico de demandas (estadísticas). El manejo de hidrologías lo lleva la EGEE y el mismo AMM.

ETCEE:

Utilizan también el PSS/E para estudios eléctricos.

Para el Despacho reciben los costos de operación declarados semanalmente por los agentes, que son usados para el cálculo de costos nodales y establecen un orden de mérito semanalmente. EL redespacho es elaborado por el AMM (apoyados en una consola remota del SCADA)

6.5 Panamá

Es el Centro Nacional de Despacho - CND

o Aplicaciones

Estimador de Estado

El estimador de estados se ejecuta de tres maneras:

1. A solicitud del operador,

2. con una periodicidad definida por el operador, o

3. Automáticamente durante la ejecución programada del ejecutivo de aplicaciones.

Los resultados pueden verse en pantalla secuencialmente, a solicitud del operador, cambiando el modo de SCADA a ESTIMADOR y viceversa.

Flujo de Carga

Esta aplicación cuenta con dos modos de operación: en tiempo real y en modo de estudio. El resultado de cada corrida se muestra a través de un grupo de desplegados en los cuales se incluyen los límites máximos y mínimos para líneas, transformadores, barras y demás equipos.



En cada desplegado se utilizan los mismos colores (para operación normal y en alarma) que se utilizan en los puntos en tiempo real de ejecución;

Análisis de Contingencia

Se ejecuta en tres diferentes modos:

1. Periódicamente, después de una corrida exitosa del estimador de estados.

2. Cada vez que el Configurador de estado del Sistema detecta una nueva configuración.

3. A solicitud del operador.

Cortocircuito

Puede realizar cálculos de condiciones reales e hipotéticas en el sistema.

Los resultados incluyen información relacionada con: el bus fallado antes y después de la falla; y el listado de circuitos sobrecargados.

Pronóstico de Carga

El SCADA-Ranger cuenta con un modulo de pronostico de carga a corto plazo, la base de datos histórica horaria es cargada por las siguientes variables: mes, día, año, hora, día de la semana, carga y temperatura. Para la realización del pronostico de carga es necesario introducir los pronósticos de temperatura máximo y mínimo previstos por día, existe la alternativa de introducirle otras variables climáticas que influyen en los pronósticos de carga como lo son dirección y velocidad del viento, humedad sin embargo las mismas no son consideradas actualmente como entradas en las base de datos histórica. Las predicciones de demanda energía se realizan horariamente para el periodo establecido utilizando dos algoritmos (uno u otro, o bien la combinación de ambos): Método de Redes Neurales y el Método de Patrón de comportamiento (Días similares).

En la actualidad el módulo esta en la fase de implementación por lo que las señales económicas en incentivos que puedan ofrecer a los Agentes en función de los pronósticos de demanda de nuestro sistema deben evaluarse.

Unit Commitment

Se utiliza una aplicación de “Unit Commitment” de ABB:

El Redespacho automáticamente no corre, solamente bajo demanda (a pedido).

La corrida demora cerca de 30 segundos.

Los resultado pueden exportarse a través de tablas de ORACLE al AGC para que cuando pongamos la unidades en modo de control “Programado”, el sistema siga el esquema de generación resultado del redespacho (incluso puede regular siguiendo es esquema de generación calculado).



AGC

Se utiliza software de la ABB. Las señales a los generadores pueden ser por pulsos o setpoints. El criterio de reserva rodante es el 5% en cada unidad generadora en línea. El modo de operación normal es TLB en forma centralizada.

Aplicaciones Fuera de Línea

Fuera de línea se dispone de las mismas aplicaciones descritas para tiempo real, más el QUICKSTAB - (PARA ESTABILIDAD DE VOLTAGE)

Simulador de Entrenamiento

Actualmente no se usa pero se ha adquirido y está en proceso de entrenamiento del paquete para su puesta en marcha.

Actualmente el entrenamiento de un novato que ha pasado un examen de potencia, se realiza durante un periodo aproximado de 6 meses con los operadores mas viejos, dependiendo de la aptitud, se deja en turno principal.

Base de Datos Histórica

La filosofía de almacenamiento que utilizamos es de acuerdo a las variaciones al límite de variaciones dentro del ancho de banda especificado. Puede ser por porcentaje y por unidades de Ingeniería.

El almacenamiento se realiza en los servidores Históricos que funcionan dentro del sistema SCADA Ranger. La red del sistema SCADA, funciona aparte de los sistemas corporativos de la empresa. El tiempo de recolección de los datos es de 2 segundos y se historizan según cambien.

El sistema tiene capacidad de guardar información histórica, según los criterios actuales, por dos años y medio en línea. El tiempo de retención de los datos en archivos es aproximadamente de hasta cinco (5) años. Frecuencia de recolección de datos: Los servidores históricos trabajan conjuntamente con el barrido o scanning de la data que viene del campo (2 segundos), de esta manera cada vez que él recibe datos que han violado el ancho de banda permitido, entonces lo historiza.

Las áreas que tienen acceso a la Base de Datos Histórica son Soporte Técnico, Operaciones, Mercado Eléctrico.

o Red de Computadoras Corporativa

Diagrama de bloques de las otras redes de computadoras de la EMPRESA y su conexión con el Centro de Control. (Incluyen Grafica).

Departamentos o áreas que acceden al sistema en tiempo real:

o Planificación. Para estudios de red para inversiones a corto y mediano plazo.

o Subestaciones y Líneas. Para mantenimientos.



o Mercado Eléctrico. Para accesos a datos de respaldos y confirmación de operaciones para las liquidaciones de energía.

o Protecciones y Comunicaciones. Para corrección de daños o malas operaciones.

o Sistemas de Comunicaciones

En la actualidad ETESA cuenta con su propia red de Telecomunicaciones de micro onda digital a nivel nacional para satisfacer todas sus necesidades de comunicaciones para el sistema eléctrico nacional. Tiene una columna vertebral principal que amarra con las diferentes subestaciones e instalaciones de su infraestructura.

Sistema de comunicación punto a punto en 19.2 K de la estación maestra con cada una de las RTU. La Red troncal es de Microondas, fibra óptica para las áreas locales de Colón y Chiriqui y otros puntos con radios.

La comunicación con las generadoras son: punto a punto con las RTU, por teléfonos de discado y abreviados además de un hot-line o teléfono rojo. Por radio frecuencia con todos los empleados de transmisión líneas y subestaciones y los centros de distribución.

Se tiene proyectado para en un futuro inmediato fibra óptica, a través de una licitación, desde la S/E Panamá II , Llano Sánchez, Veladero y Guasquita. Además de S/E Cáceres hasta la S/E Colón II – Bahía Las Minas.

El uso o funciones que le damos a nuestros enlaces en el sistema de micro onda digital es el siguiente:

1) La comunicación privada del teléfono (rojo) del controlador, para la operación de la red de Transmisión del sistema eléctrico.

2) El teléfono (beige) para la comunicación administrativa y de mantenimiento de la red de Transmisión del sistema eléctrico.

3) Canales de data para las remotas (RTU) de control, operación y supervisión del sistema eléctrico nacional.

4) Canales de tele protección para proteger las líneas de Transmisión de alto voltaje entre las diferentes subestaciones del sistema.

5) Canales para la adquisición de data para los agentes del mercado eléctrico nacional.

6) Canales de informática para la red local de la empresa.

7) Otros servicios de comunicación a terceros con relación a empresas de generación y distribución eléctrica.

A nivel nacional existe una empresa de comunicaciones, Cable & Wireles, pero que no cubre totalmente las áreas o sitios de importancia, del sistema eléctrico nacional; ya que la misma se sitúa sobre los polos de alta densidad de población.



Dispositivos de Interfaz de las Comunicaciones

Equipos de CANTIDAD TIPO FABRICANTE MODELO comunicaciones 5 Router Cisco 2501 (routers, 2 Router Cisco 2620 switches, hubs, 1 Router General Data Com etc.) 2 Router AT&T 1100CAT5 1 Switch 3COM Super StackII 3300 14 Switch Cisco 2900 XL 4 Switch Cisco 3524 XL 1 Switch Cisco 3508 XL 5 Hub 3COM FMSTP Hub 3C16271 1 Hub 3COM Super Stack 5 Hub Cabletron Micrommack-24E 1 Hub Nbase Communications NH100-24 3 Hub Cabletron Hub Stack SEH-24 2 Hub Accton EtherHub-12i 1 Hub 3COM Super Stack II 500 Tarjeta de I/F para red 10 Modem Us Robotic 1 Modem 3COM

o Sistema de Información Corporativo

Políticas de Tecnología Informática

1) Se creó Políticas de Informática distribuidas a todo el personal de la empresa donde se indica, entre otras cosas, la necesidad de solicitar a Informática la adquisición de necesidades tanto de software como de hardware.

2) Se creó Plan de Contingencia de Recursos Tecnológicos.

3) Se implementará Intranet en este mes para compartir recursos.

4) Se cuenta con plan de debidamente cronogramado para el desarrollo de proyectos tecnológicos.

Localizaciones Geográficas de ETESA

Se identifican las siguientes tres localizaciones geográficas:

o Panamá

o Chiriquí

o Aguadulce

Equipamiento

Central en Panamá Edificio Hatillo



Servidores MARCA MODELO SISTEMA OPERATIVO

VERSIÓN CANTIDAD

RAM GB

Centrales Digital Prioris LX 590 Windows NT 4.0 1 256 28 RISC 360 AIX 4.2 1 96 8.7 Digital Alpha 4/266

1,000 UNIX OSF1 4.0E 1 512 26

Compaq ML370 Windows NT 4.0 1 512 18 HP LC2000r Windows 2000 5.0 2 512 260

Estaciones de trabajo: el 80% de los equipos son HP Vectra modelos VL400. Las capacidades de disco duro fluctúan entre 8 a 20GB.

Central en Panamá


VERSIÓN CANTIDAD

RAM GB Mhz

Compaq Proliant 800 Windows 2000 5.0 2 512 18 PII HP NetServerE60 Windows 2000 5.0 1 512 18 400 PII HP LC2000r Windows 2000 5.0 1 512 260 966 PIII MEM HP LH3Server Windows NT 4.0 2 512 260 HP LC3000r Windows 2000 5.0 4 512 260 966 PIII

Estaciones de trabajo: Todas son Pentium.

Software

Sistemas operativos: UNIX y Windows 2000 ver cuadros en 1.8.3. Las desktop van desde Windows 95 hasta Windows 2000.

Software administrador de bases de datos:


VERSIÓN B/D

Centrales Digital Prioris LX 590 Windows NT 4.0 Oracle 8.0.5 RISC 360 AIX 4.2 Adabas 3.1.1 Digital Alpha 4/266

1,000 UNIX OSF1 4.0E Oracle 8.0.5

Compaq ML370 Windows NT 4.0 SQLServer 2000 HP LC2000r Windows 2000 5.0 SQLServer 2000

Visual Fox se utiliza en desktop

Modelo de datos general: Si hay un modelo general de datos pero se está analizando un nuevo sistema que reemplazará el actual. No se usa herramienta CASE.

Lenguajes de tercera generación:



Herramientas de desarrollo y

TOTAL FABRICANTE PRODUCTO VERSIÓN

bases de datos 46 Microsoft Access 97, 2000 Para PC’s 65 Microsoft Access 2000 6 Microsoft Visual Basic 6.0 7 Microsoft Visual Fox Pro 6.0 2 Software AG Natural 3.1.1.32 1 Powersoft PowerBuilder 5.0 3 Oracle Developer/2000 8 1 Oracle Discoverer/2000 3.1

Software de administración de redes:

o Network Node Manager

o Windows 2000 Server

o Monitoreo centralizado del estado de los nodos

o Monitoreo del tráfico y tendencias de la red

o Visualización de los flujos de tráfico dentro de la red

o Obtención dinámica de la topología de la red

Aplicaciones informáticas más relevantes y críticas:

o Recursos Humanos y Planillas

o Finanzas

o Inventarios

o Compras

Aplicativo Desa-rrollo

Datos

Tablas Usuarios Pant

Inf Procesos Pistas Segur

Recursos Humanos y Planillas

Paquete 350 55 Audit Roles

B/D

Finanzas Propio 300 40 Audit. Roles

B/D

Inventario Propio 30 15 Natural Security

Compras Propio 25 55 Audit. Roles B/D

Metodología de Desarrollo de Sistemas

Etapas:

o Evaluación de la Situación Actual

o Modelo Esencial



o Modelo de Implantación

Cada un de estas fases cuentas con Tareas, Actividades y Pasos. En cada Tarea se indica la Matriz de Responsabilidades y Productos Esperados.

Plan Estratégico de Sistemas

Existe un Plan Estratégico bajo responsabilidad del Jefe de Informática (responsable de formulación, revisión y control). Las prioridades las determina el Jefe de Informática de acuerdo a los Planes observados a ser desarrollados por la organización. Anualmente es presentado el Plan y es aprobado por la Gerencia de Servicios Corporativos.

Estrategias de Adquisición de Sistemas de Información

Outsourcing: Soporte Técnico, Construcción de algunas aplicaciones pequeñas, diseño de página WEB. Los contratos llevan cláusulas de transferencia tecnológica.

Consultoría de Estudios de Vulnerabilidad, Consultorías con Microsoft, Consultorías de Procesos. Microsoft, se proyecta la implantación de un ERP que atienda las áreas de Mantenimiento, Logística y Finanzas. Adicionalmente se proyecta integrarlo a los sistemas SCADA y GIS

6.6 Nicaragua

o Aplicaciones

De acuerdo al Anexo Técnico de la Normativa de Operación, en su sección IV.2 enuncia:

IV.2. REQUISITOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS MODELOS.

1. El CNDC realizará la programación semanal, el predespacho y el redespacho diario mediante modelos de despacho económico.

2. El modelo para la programación semanal deberá minimizar el costo variable de operación de la semana.

3. El modelo de despacho diario asignará el despacho de las unidades generadoras conforme orden creciente de costos variables de operación, incluyendo las Unidades Racionamiento, dando prioridad a los criterios de calidad y seguridad y teniendo en cuenta restricciones y la optimización del Arranque y Parada de unidades. El objetivo es minimizar el costo total de la operación del sistema, suma del costo variable térmico más el costo de la energía asignada a las Unidades Racionamiento

4. El modelo deberá asignar el uso de los recursos de generación para cubrir el abastecimiento de la demanda teniendo en cuenta las características y topología de la red eléctrica tales como las pérdidas y las restricciones de transmisión, los Criterios de Calidad y Seguridad, las restricciones operativas de las Unidades Generadoras y la optimización del Arranque y Parada (“unit commitment’).



5. La función objetivo a minimizar es el costo variable de operación total del período, dentro de la restricciones vigentes. Dicho costo se calculará teniendo en cuenta:

a) El costo de generación térmica, dado por el consumo de combustibles (por arranque y parada, por mantener en caliente y por generar), y los costos variables de operación y mantenimiento.

b) El costo de la generación hidroeléctricos a través del Valor del Agua de las plantas hidroeléctricas.

c) Los costos de racionamiento forzado a través de las Unidades Racionamiento.

d) El costo de la generación de Autoproductores y Cogeneradores, teniendo en cuenta los precios de compra.

e) Los costos de importación de ocasión, teniendo en cuenta el precio ofertado.

6. Se modelará la red de transmisión con el nivel de detalle necesario para representar las pérdidas y las restricciones que afectan el despacho y la operación del sistema.

7. El modelo permitirá considerar restricciones de generación obligada.

8. El modelo mantendrá los flujos en las líneas dentro de los límites establecidos, que se le ingresarán como dato, e identificará las condiciones de saturación de la red.

9. El modelo determinará el “unit commitment” de los GGD.

NO se tiene un área empresarial dedicada a Modelos y por lo tanto, no esta integrada a informática. Todo es adquirido por outsourcing.

Flujo de Carga

El modelo de flujo de carga y estabilidad utilizado para los estudios deberá ser uno de los siguientes: PSS/E, DIgSILENT. Dichos modelos podrán en el futuro ser modificados por el CNDC por mejoras de modelos u otra condición que garantice que la calidad del nuevo modelo y el nivel de detalle que permite representar no sea menor que el de los modelos vigentes.

Pronóstico de Carga

Emplea Datos Históricos. La optimización de los resultados están vinculados directamente por la confiabilidad y exactitud de la datos fuentes a ser utilizados Es tan exacto en dependencia de la confiabilidad de los datos primarios. Las variables ambientales son de Estacionalidad (calor y humedad), están distribuidas de acuerdo a condiciones propias de cada región, no se cuenta con una interfaz automática para entrada de datos ambientales.

AGC

Utilizados para el control de frecuencia como una aplicación del SCADA. El AGC utiliza la infraestructura del sistema SCADA para controlar directamente la potencia generada por las unidades generadoras habilitadas para ello y conectadas al AGC.



El criterio de reserva rodante es el 5% en cada unidad generadora en línea y de Reserva bajo el AGC es del 2.5%. Todos los GGD habilitados para AGC tendrán una de dos interfases para recibir comandos desde el CNDC a través del SCADA: a) Pulsos dados por contactos libres de potencial, a razón de 0.5 MW por pulso. b) Consigna de referencia: Pendiente a especificar según las capacidades del nuevo SCADA

del CNDC.

Los límites de operación bajo AGC deberán ser informados por el agente al CNDC, y podrán ser distintos a los límites de operación normales. Se tienen comandos sobre: Interruptores, seccionadores de barra y taps de transformadores.

Aplicaciones Fuera de Línea

El mantenimiento de la generación y su seguimiento mediante el programa de pronósticos SDDP. La programación del mantenimiento de la Transmisión y su seguimiento se realiza con este mismo programa.

Simulador de Entrenamiento

Actualmente se está ejecutando el Nuevo Proyecto “Nuevo SCADA/EMS y Unidades RTU’S. Además, se entrena al personal en tiempo real con supervisión del oficial de turno, se certifica con la operación del sistema después de 6 meses de entrenamiento. Esta previsto incluir en el Simulador de Entrenamiento la simulación de las aplicaciones para realizar la Gestión del Mercado.

Base de Datos Histórica

Actualmente, se realiza diariamente el envío de archivos desde la R30 al Servidor de BDs, los cuales se encuentran a disposición de los usuarios, con sus respectivos permisos de accesos restringidos. El HIS tiene la capacidad de retener y almacenar de todos los cambios de estado ocurridos en el SIN cuya periodicidad esta determinada según las necesidades del usuario, manteniendo la resolución de 4 mseg En el futuro, el Servidor del HIS operará como un Servidor de Base de Datos Histórica, permitiendo el acceso a los Programas de Aplicación en modo de estudio; así como a los diversos usuarios de ambos ambientes: de tiempo real y de la red externa de oficina. El HIS incorporará los medios de seguridad adecuados, para restringir el acceso únicamente a grupos de personal autorizado. El tiempo de retención de datos es de 7 Días y de retención en línea de 7 y 13 días de almacenamiento. La frecuencia de recolección de datos para la Base de Datos Histórica es de cada 6 Minutos y Horarios

o Sistemas de Comunicaciones



Sistemas existentes: Sistema de Ondas Portadoras: Constituido por dieciséis enlaces de dos canales, sin incluir el

Siemens entre Sub-León y Pavana (Honduras), utiliza las líneas de alta tensión para establecer comunicación entre las plantas y subestaciones controladas y los dos nodos de concentración, Sub- Los Brasiles y Sub- Tipitapa, desde donde la comunicación se continúa vía Microondas al Centro de Control. Además de la terminal, este sistema utiliza trampas de ondas, transformadores de tensión capacitivos, acoplamientos y alimentación de corriente directa.

Enlaces por microonda. (al CNDC) Enlaces por ondas portadoras (entre plantas y subestaciones) Radio UHF Cable Net Telefonía publica Desde el CNDC existen dos enlaces por microondas con un multiplexor de 120 canales cada canal es de 4 Khz. Estos enlaces se comunican con subestación los Brasiles, Oficinas Centrales y Subestación Tipitapa. De las subestaciones Tipitapa y Los Brasiles se trae la información de las plantas y subestaciones por Ondas Portadoras. Cada equipo ondas portadora es de dos canales, uno es utilizado para la telefonía y uno para el sistema SCADA. Para el año 2003 se tendrá un sistema por fibra óptica, el equipo de transporte será de un STM-4 y el multiplexor de acceso con capacidad de un STM-1. El propietario de la red de telecomunicaciones es ENTRESA y no se cuenta con sistemas alternos para contingencia. Los datos de mediciones e indicaciones son almacenados en un servidor y están disponibles en la LAN. Se extraen de la Computadora principal por Puerto serie RS232 y se colocan en el servidor. Se utiliza protocolo TCP\IP para LAN. Telemedidas: Canal de 600bds, Modulación DPDM, 1500, ±200Hrz Protocolo FW 537. Subestaciones Telemedidas: Acahualinca, Oriental, Altamira, Periodista, León I, Nicaragua, Corinto, Santabárbara, Masaya, Benjamín Zeledón, Catarina, Managua, Momotombo, Sebaco, Los Brasiles y Tipitapa. Telemedida prevista: Portezuelo, Batahola Ticuantepe La telemetría disponible para los transformadores esta únicamente en los autotransformadores de 230 KV y su relación es el tap. No existen mediciones de valores o estados análogos en la subestaciones

Dispositivos de Interfaz de las Comunicaciones

Las características de los dispositivos de interfaz de las comunicaciones, son Un (1) Modems para comunicar de una a 3 RTU, por un canal de comunicaciones.



La comunicación con generadoras y subestaciones es por discado. La interfaz de operador / sistema de comunicaciones es por Teléfono, consola telefónica con botonera, radio, fax. No hay programa de enrutamiento de ningún tipo. Se presentan bloqueos de comunicaciones frecuentemente.

o Sistema de Información Corporativo El sistema corporativo cuenta con: Los sistemas operativos que poseen las PCs Cliente en este momento son: Windows

2000(mayoritariamente), Windows XP y Windows Millenium. Los servidores corren bajo la plataforma de Windows NT 4.0 Los servidores corren bajo la plataforma de Windows 2000 server Existe un Servidor de Base de Datos el cual contiene: ORACLE Enterprise 7.4; Access Microsoft XP. Modelo de Administración de datos Administración de BD. No tenemos herramienta CASE Lenguajes de tercera generación: Visual Basic, Clipper, FORTRAN, PASCAL, Basic,

Ensamblador, Access. Herramientas de usuario final: SQL Query Tool, CRYSTAL REPORTS, Entornos OLE,

OCX. Se necesita acceso a las mediciones de potencia y estado de líneas. Para el suministro recepción y administración de la información con oportunidad y calidad se tienen Servidores de Datos, acceso a Internet y correo electrónico 24 horas, fax. información en formatos estándar (Excel, Word, TXT) El respaldo que se usan para la información es en servidor, discos magnéticos y discos ópticos, y se garantiza que la información recibida o entregada esté libre de errores mediante revisiones periódicas, aviso inmediato ante fallas o información incoherente.

Políticas de Tecnología Informática

Para el año 2003 se tendrá un sistema por fibra óptica, el equipo de transporte será de un STM-4 y el multiplexor de acceso con capacidad de un STM-1. El área de Informática del CNDC, tiene dos años de estar constituida. Se están definiendo y finalizando procedimientos y metodologías. Actualmente se está estableciendo y definiendo a lo interno, las Normas de Desarrollo de Sistemas. Se elabora un Plan Estratégico, considerando los requerimientos de todas las áreas, actualmente es formulado por el área de Software, revisado por el Responsable del Dpto. de Informática y aprobado por las instancias superiores. Las prioridades, se determinan en base a los objetivos de toda la organización.



Los datos se procesan en períodos quincenales y es un flujo que alcanza aproximadamente los 100 archivos lo que representan de 20 a 30 MB. 54 Tablas. Aproximadamente 70 pantallas tanto de captura como de consulta de datos y 10 Reportes impresos. Existen aproximadamente seis procesos de cálculo: Preparar y convertir archivos de mediciones comerciales Procesar y almacenar mediciones Calcular Inyecciones/Extracciones Ajustar Extracciones Calcular Transacciones Cálculos de Energía y Potencia de Ocasión Generalmente las aplicaciones corren a nivel de cliente y las transacciones con las bases de datos a través del diálogo Cliente-Servidor.

Localizaciones Geográficas de ETESA

Solo existe una zona.

Software

Herramientas necesarias para la correcta operación y soporte del sistema en los PC’s: a) Procesador de Palabras b) Hoja de Cálculo c) Correo Electrónico d) Envío y Recepción de Facsímiles

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Paquete III Desarrollo Institucional y Organización de la ... · Las políticas energéticas y del sector eléctrico en particular son manejadas por el Ministerio de Energía y Minas,