Potencial de desarrollo del MER Salvador López Alfaro Director CENCE 4/9/ 2012

Sistema de Interconexión Eléctrica de Países de América Central y su RegulaciónMERCADO ELECTRICO REGIONAL

Potencial de desarrollo del MER

Salvador López AlfaroDirector CENCE

4/9/ 2012

• Desarrollo de la Interconexión de América Central.

• Transacciones en el MER, limitaciones de transmisión de los enlaces actuales.

• Capacidad transmisión con la LT SIEPAC.• Aporte de los enlaces Extraregionales.

Temas a desarrollarMERCADO ELECTRICO REGIONAL

Cronología de las Interconexiones Eléctricas Internacionales en América Central

1986GuatemalaEl Salvador

1976Honduras Nicaragua

1982NicaraguaCosta Rica

1976Costa RicaPanamá

Junio 2004El SalvadorHonduras

Bloque SurBloque Norte

Bajas capacidades de transmisión

Evolución del Desarrollo Regulatorio del MER

2007 Segundo Protocolo al TM

Tratado Marco del MER Primer Protocolo al TM1996 - 1998

2000 Diseño General del MER

2003 - 2004

Diagnóstico y diseño operación técnica y comercial del MER

Diagnóstico y diseño de la transmisión en

el MER

Reglamento de la operación técnica y comercial del MER

Reglamento de la transmisión del

MER

2005 Reglamento del MER (RMER)

2002 Reglamento Transitorio del MER (RTMER)

Las Instituciones Regionales (1/2)Comisión Regional de Interconexión Eléctrica - CRIE

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

Ente Operador Regional - EOR

Creado por el Tratado Marco del MER, es el encargado de la operación técnica y comercial del MER.

Empresa Propietaria de la Red – EPR

Ejecutora física de la Línea SIEPAC, fue constituida por partes iguales, de las seis empresas eléctricas públicas de América Central designadas por su respectivo gobierno.

Posteriormente se incorporaron otros socios: ENDESA (España); ISA (Colombia); y CFE (México).

Las Instituciones Regionales (2/2)

Mercado Eléctrico Regional

Regulación

* Datos de RTMER desde Noviembre 2002 hasta Octubre 2010.

Transacciones por Año

Evolución y la Implementación Gradual del RMER

Operación técnica del MER

Inauguración de edificio sede donde se ubica el Centro Regional de Coordinación de Transacciones (CRCT)

Desarrollo y puesta en servicio del SCADA Regional y la supervisión y coordinación de la operación en tiempo realRealización de estudios técnico de seguridad operativa y evaluación de estudios técnicos de nuevas instalaciones

Conformación de Comités de Trabajo regionales (EOR – OS/OM) para el análisis de temas técnicos y operativos

Operación Comercial del MER

Implementación del Cargo por Regulación (CRIE) y del Cargo por Servicio de Operación (EOR) del MER

Desarrollo de la herramienta informática para la administración comercial del MER bajo el RMER (fase de pruebas)

Empresa Responsable de SIEPAC

1.Costa Rica

2.Panamá

3.Nicaragua

4.El Salvador

5.Honduras

6.Guatemala

7.México

8.Colombia

9.España

Accionista por País

11.11%

http://www.cfe.gob.mx/

La Línea SIEPAC

LagoNicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

CajónRío LindoPanaluya

Ahuachapán

Planta Nicaragua

Guate Norte

Palmar Norte

15 de Sept.

T

Río Claro

LINEA SIEPAC

VOLTALE DE TRANSMISIÓN: 230kV

CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN: 300 MW

Previsión de puesta en servicio de la mayoría de tramos durante el año 2011

Al 30 de mayo del 2011 se tiene un avance de 99,8% de servidumbres disponibles

Situación Actual

Enlace Longitud Km Entrada en operación1. Rio Claro(CR)-Veladero(PAN) 172,7 Diciembre 2010.1. Ticuantepe(NIC)-Cañas(CR) 255,9 Noviembre 2011.1. 15 de setiembre(SLV)-Agua Caliente(HON) 146,9 Noviembre 2011.1. Nejapa(SLV)-15 de Setiembre(SLV) 85,0 Marzo 2012.1. Ahuachapán(SLV)-Nejapa(SLV) 89,0 Febrero 2012.1. Aguacapa(GTM)-Ahuachapán(SLV) 118,5 Enero 2012.1. San Buenaventura(HND)-Torre 43(HND) 12,5 Marzo 2012.

880,5

15/07/12 Cimentaciones Izado de

Estructuras Tendido de

Conductores

Avance GlobalLínea

Total Realiz. % Total Realiz. % Total Realiz. % %

GTM 662 662 100,0% 662 662 100,0% 282,8 282,8 100,0% 100,0%

SLV 736 736 100,0% 736 736 100,0% 286,0 286,0 100,0% 100,0%

HND 727 727 100,0% 727 727 100,0% 275,0 275,1 100,0% 100,0%

NIC 756 756 100,0% 756 756 100,0% 307,5 307,6 100,0% 100,0%

CRI 1354 1166 86,1% 1354 1036 76,5% 493,0 357,0 72,4% 78,3%

PAN 398 398 100,0% 398 398 100,0% 150,0 150,0 100,0% 100,0%

TOTAL 4633 4445 95,9% 4633 4315 93,1% 1794,4 1658,3 92,4% 93,8%

Avance de las obras por país

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

CajónSan Buenaventura

Panaluya

Ahuachapán

Sandino

Guate Norte

15 de Sept.

T

Río ClaroPalmar Norte

AMÉRICA AMÉRICA CENTRALCENTRAL

34 000 34 000 MWMW

6 500 6 500 MWMW

SISTEMA SISTEMA INTERCONECTADO INTERCONECTADO

NACIONAL MÉXICANONACIONAL MÉXICANO

TAPACHULATAPACHULA

BENEFICIOS

►Se ha mantenido la estabilidad y continuidad en la red de América Central y México.

►Se han atenuado oscilaciones de baja magnitud adecuadamente.

►Se ha mejorado la calidad de frecuencia al formarse una masa inercial de mayor tamaño.

►Se han realizado transacciones económicas aprovechando la diversidad de costos.

Interconexión México - Guatemala

LOS BRILLANTESLOS BRILLANTES

El 25 de Abril de 2010 se declaró la operación comercial transitoria de la interconexión con una exportación desde México de 120 MW.

• Línea de transmisión eléctrica de 614km, en corriente directa (HVDC), entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en Panamá, con capacidad de transporte de 600 MW.

• Se realizó el proceso de contratación del diseño de línea para construcción y el estudio de Medio Ambiente.

Interconexión Colombia Panamá

• Los intercambios esperados (en función de las diferencias de costos) ayudarán a dinamizar el MER, y optimizar el valor de los cargos regionales de transmisión (línea SIEPAC).

• La integración representa una excelente oportunidad para todos los agentes del mercado en las dos regiones (Andina y América Central).

Se realizara un DAA con el fin de tomar una decisión sobre el corredor en el cual se ejecutaría el EIAS.

Inicio de operaciones para 2014.

Transacciones ComercialesTransacciones Comerciales2010-2011 y 20122010-2011 y 2012

Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional año 2010-2011año 2010-2011

12.59%

29.08%43.88%

0.32%

11.80%2.32%

Inyección de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

1.51%

62.12%0.03%

12.89%

2.89%

20.56%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

2010

2011

Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional

Enero 2012Enero 2012

15%

11%

66%

0%0%

8%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

0%

86%

0%

1%

3%

10%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

Información Oficial


Febrero 2012Febrero 2012

0%

45%

47%

0%8%0%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

11%

50%

0%

16%

0%23%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ



Marzo 2012Marzo 2012

0%

49%

44%

4%

1%2%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

61%35%

0%

3% 0%1%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ


TransaccionesTransacciones en el Mercado Eléctrico Regionalen el Mercado Eléctrico Regional

Abril 2012Abril 2012

0%

44%

49%

0%

0%7%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

36%

39%

0%25%

0%

0%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ



Mayo 2012Mayo 2012

0%

40%

55%

0%

0%5%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

30%

44%

0%26%

0%

0%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ



Junio 2012Junio 2012

4%25%

67%

0%

0%4%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

1%

56%

0%43%

0%

0%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ



Julio 2012 Julio 2012 Energía de Contratos y Ofertas de Oportunidad

0%4%

90% 0%

5% 1%


COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ

0%87%

0%

5%0%8%

Retiro de Energía

COSTA RICA

EL SALVADOR

GUATEMALA

HONDURAS

NICARAGUA

PANAMÁ


No se incluyen emergencias o fallas de transmisión

Tipo de Transacciones

Flujos Netos en laFlujos Netos en laRed de Transmisión Regional 2011Red de Transmisión Regional 2011

Inyección neta por país

Flujo neto entre países

Retiro neto por país

24.6 GWh

150.7 GWh150.7 GWh

62.7 GWh

6.0 GWh

37.2 GWh113.5 GWh

62.7 GWh

30.6 GWh

43.2 GWh

38.1 GWh

Guatemala Flujo Neto El Salvador

El Salvador Honduras

Honduras Nicaragua

Nicaragua Costa Rica

PanamáCosta Rica

Flujo Neto

Flujo Neto

Flujo Neto

Flujo Neto


99%

1%

Contrato

Oportunidad

Precios Promedio del MER – 2010 y 2011 Precios Promedio del MER – 2010 y 2011


0

50

100

150

200

250

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

$/MWhPrecios Promedio Por Mes

2011

Precios promedio Por Mes 2010

•Se incluyen únicamente precios cuando existen Ofertas de Oportunidad

•Los precios promedio diarios, se calculan obteniendo el promedio simple por día de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes.

•Los precios promedio horario, se calculan obteniendo el promedio simple por hora de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes

Precios Promedio del MER - Julio 2012Precios Promedio del MER - Julio 2012

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

$/MWh

Precios Promedio Diarios

0

50

100

150

200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

$/MWh

Precio Promedio Horarios


Capacidad de Porteo para máxima Capacidad de Porteo para máxima demanda 2011 y 2012demanda 2011 y 2012

Porteo RTR 2010

Porteo RTR 2011 y 20122011

2012

Refuerzos son responsabilidad del Sistema de Planificación de la Transmisión del EOR, actividad permanente por la dinámica de las redes.

REFUERZOS NACIONALES PARA ALCANZAR LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE 300 MW EN LA RTR.

Refuerzos en Guatemala

Descripción % Ejec.

Año entrada en

operación Observación OBRAS ETCEE – INDE Transformador 230/138 kV, 100 MVA en S/E Moyuta, en fabricación entrega febrero 2013

0 2013 Incrementa Transferencias S – N

Refuerzos El Salvador


Año entrada

en operación Observación

OBRAS ETESAL

Banco de capacitores de 10.8 MVAR, S/E Tecoluca

70%

Dic-12Incremento estabilidad de voltaje, soporte para máximas de transferencias N – S – N

Banco de capacitores de 43.2 MVAR, S/E Pedregal

70%

Banco de capacitores de 43.2 MVAR, S/E Santo Tomas 70%

Refuerzos Honduras


Año entrada en

operación Observación OBRAS ENEE

Incrementar la capacidad térmica de la línea Prados - Frontera con Nicaragua de 159 MVA a 330 MVA

0 ND

Incrementar seguridad ante contingencia sencilla línea

Sandino – Aguacaliente (SIEPAC), soporte de

transferencias N – S – N.

Subestación Amarateca. Barra 230 Esquema interruptor y medio. Cuatro bahías de línea a 230 kV. Transformador 230 kV / 138 kV de 150 MVA. Dos bahías de línea de 138 kV

40 Ene-13

Confiabilidad, anillo de 230 kV mejora el perfil de cargabilidad de líneas.


Año entrada en

operación Observación OBRAS ENATREL

Línea Sandino – Masaya 230 kV 46 2013Incremento seguridad y confiabilidad

Bancos de capacitores, 27 MVAR distribuidos en varias S/E.

44Octubre 2012 –

Marzo 2013

Incremento estabilidad de voltaje, soporte de Transferencias N – S – N

Incrementar la capacidad térmica de la línea León – Frontera con Honduras 230 kVde 159 MVA a 330 MVA

0 ND


Sandino – Aguacaliente (SIEPAC), soporte de

transferencias N – S – N.

Incrementar la capacidad térmica de la línea Amayo – Frontera con Costa Rica 230 kV de 250 MVA a 340 MVA

0 ND


Ticuantepe - Cañas (SIEPAC), soporte de transferencias N – S

– N.

Refuerzos Nicaragua


Año entrada en

operación Observación

OBRAS UEN – TRANSPORTE – ICE

Incrementar la capacidad del enlace Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Frontera a 300 MVA

0 Sep-13Incremento Transferencias N – S y seguridad operativa

Incrementar a 340 MVA la capacidad térmica de la línea Liberia – Frontera con Nicaragua 230 kV

0 Dic-13

Incrementa confiabilidad y soporte para transferencias N – S ante contingencias Ticuantepe - Cañas

Refuerzos Costa Rica

Refuerzos Panamá


Año entrada en

operación Observación

OBRAS ETESA

Instalación de 210 MVAR, 120 MVAR (6 x 20 MVAR) en subestación Panamá II 115 KV y 90 MVAR (3 x 30 MVAR) en subestación Llano Sánchez 230 KV

74 Ene-13

Incremento de estabilidad de voltaje y reserva de potencia reactiva. Incrementar capacidad de importación de Panamá.

Máximas capacidades de transferencia Norte–Sur con la entrada de la Línea de SIEPAC

Máximas capacidades de transferencia

Resultados de la sensibilidad ante la entrada de todos los tramos SIEPAC*

Máximas capacidades de transferencia Norte - Sur

PORTEO PORTEO PORTEO PORTEO

GUA-SAL GUA-HON SAL-HONEL

SALVADORHONDURA

S HON-NICNICARA

GUA NIC-CRICOSTA RICA CRI-PAN

DEMANDA MÁXIMA 100 100 100 180 270 80 70 150 50 5

DEMANDA MEDIA 120 60 60 160 270 160 100 210 90 5

DEMANDA MÍNIMA 220 180 180 170 300 240 120 230 110 110


Resultados de la sensibilidad ante la entrada de todos los tramos SIEPAC*

Máximas capacidades de transferencia Sur-NortePORTEO PORTEO PORTEO PORTEO

GUA-SAL GUA-HON SAL-HON

EL SALVADO

RHONDUR

AS HON-NICNICARA

GUA NIC-CRICOSTA RICA CRI-PAN

DEMANDA MÁXIMA 40** 80** 80 170 300 100 130 130 120 20DEMANDA MEDIA 170 230 110 230 300 60 150 90 70 230DEMANDA MÍNIMA 200 200 280 240 300 180 200 210 200 190

*: Los valores fueron determinados en los análisis de capacidades individuales en el estudio de máximas transferencias en agosto 2012. Estos valores aún deben de confirmarse en una segunda etapa de los análisis (análisis dinámico y transitorios). En los análisis se consideraron en servicio todos los elementos SIEPAC, excepto el enlace PARRITA-PALMAR**: Permitiéndose una sobrecarga máxima de 10% en el transformador 230/138 Kv de subestación Moyuta.

Máximas capacidades de transferencia Sur-Norte con la entrada de la Línea de SIEPAC


Enlaces Extra-regionales

Enlace 2010 2011 2012 2013 2014 2015México-Guatemala 120 120 120 120 120 Por

determinarColombia-Panamá (con un transformador en Los Brillantes)

--- --- --- --- 105 105

Colombia-Panamá (con un segundo transformador en Los Brillantes)

--- --- --- --- 300 300

Máximas capacidades de transferenciaEnlaces Extra-regionales

[email protected]

Reprograman licitación de interconexión eléctrica ALEX E. HERNÁNDEZ

La línea de transmisión costaría $500 millones. LA PRENSA/Ana Rentería

La licitación que debía realizarse hoy, para comprar la capacidad de transmisión a través del proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, fue reprogramada para la próxima semana.El acto, donde se espera la participación de seis generadoras, será el martes 21 de agosto.La empresa Interconexión Eléctrica Colombia Panamá S.A. (ICP), gestora del proyecto, decidió dar una semana más a las compañías para que completen los requisitos que deben cumplir al presentar sus propuestas.La línea de transmisión de 600 kilómetros representará una inversión de 500 millones de dólares. De 2007 a la fecha se han invertido $5 millones.

Suspenden indefinidamente Subasta de DEFASI:La razón dada es por no alcanzar aspectos de viabilidad.

mailto:[email protected]

Opciones de mejora de los costos regionales con una planificación Integrada

Opciones analizadas por el GTPIR del CEAC

Alternativas para optimizar el despacho Regional

• Planes de expansión para cada país aislado y con autonomía de cada Sistema Eléctrico Nacional.

• Si se coordina la planificación de la expansión a nivel regional (SPTGR) contando con el primer circuito de la línea SIEPAC y se opera en forma coordinada el sistema interconectado regional.

• Beneficios identificados:• Se encontraron beneficios de reducción en las

necesidades de potencia de la región cercanas a los 2000 MW y los $938 millones.

• Si se usan fuentes renovables se encuentran beneficios mayores.


• También se han analizado los beneficios potenciales de la interconexión con Colombia, suponiendo intercambios directos Colombia-MER, y de la ampliación de la línea SIEPAC en un segundo circuito (600Mw)

• El costo variable refleja un costo marginal de generación en cada país vecino:– Para México, un valor fijo de 123 US$/MWh – Para Colombia, un valor promedio de 55 US$/MWh

que varia a nivel estacional y anual


• Con SIEPAC2 e interconexión con Colombia se obtendrían ahorros sustanciales en los costos de operación.

• Se tienen que hacer los estudios económicos para evaluar los costos de inversión de las líneas de transmisión de Interconexión con Colombia.

LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LOS PROCESOS DEL RMER

CALENDARIO AJUSTADO AL 15 DE JULIO DE 2012 en la

Ciudad de Guatemala

Realidad de la situación actual del MER

47

Implantación gradual del RMER a partir 1 enero de 2013

a)SIMECRb) Modelos del SPTRc) CCSDd)Régimen Tarifario de la RTR

Interfaces regulatorias nacionales

Derogar:a)RTMERb)Regulaciones Transitorias vigentes

Normativa de Detalle Complementaria

a) Limitaciones del SIMECR y plan gradual de cumplimiento de los requisitos del SIMECR

b) Modelos especializados del SPTR

c) Cumplimiento gradual de los CCSD

Solicitud de complementar con la normativa de detalle

Principales componentes

Resolución CRIE-P-09-2012de fecha 3 de julio de 2012

Quinto. Instruir al Secretario Ejecutivo que notifique vía correo electrónico la certificación de la presente resolución al EOR y la publique en la página Web de la CRIE51

PROCESOS DE PREDESPACHO, POSDESPACHO,

CONCILIACIÓN, FACTURACIÓN Y LIQUIDACIÓN DEL RMER (2/2)

52

53

54

PROCESO SUBASTAS DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN DEL RMER

Requieren DT asociado

No requieren DT

La implementación de los Contratos Firmes depende la implementación de las Subastas de Derechos de Transmisión Firmes.

Subastas de DT :Principales avances

• La preparación del texto inicial de la normativa de detalle se completara este viernes 30 de marzo de 2012.

• La propuesta indicada en el párrafo de arriba será sometida a consulta abierta el día 2 de abril de 2012. También se publicará en el sitio Web del EOR, para quien desee comentarla.

• Ya se establecieron los escenarios de pruebas a simular y los resultados de las mismos acompañaran el proceso de consulta ( Talleres EOR & OS/OM) del texto inicial de la normativa de detalle complementaria a la implementación gradual del.

Los Retos a corto y mediano plazo

Conclusiones

1. El nivel Institucional del MER es una garantía para el desarrollo del mercado.

2. En el Norte hay un mercado más consolidado en esta fase transitoria del MER.

3. La finalización de la LT SIEPAC es una garantía, aunque no suficiente para el desarrollo del MER.

4. El seguimiento de los refuerzos nacionales y la vigilancia de la capacidad de transmisión regional es una tarea fundamental de los organismos regionales, que se refleja en la capacidad de porteo de los SN.

5. Los enlaces extraregionales tienen un potencial importante para reducir los costos marginales del MER, dependiendo de las interfaces de estos mercados con el MER.

6. Hay importantes oportunidades de mejora de las condiciones del MER, en cuanto a inversiones y costos, realizando una coordinación de la Planificación Nacional y Regional e incrementando la capacidad de transmisión regional a SIEPAC 2 (600 MW).

7. Mayor Liderazgo del CDMER, CRIE y EOR en divulgar los beneficios de la integración y la coordinación de la planificación.

8. Impulsar la armonización regulatoria para implementar el RMER y eliminar barreras para el desarrollo mercado de contratos firmes y proyectos de generación de escala regional, incluyendo la coordinación entre países de las licitaciones de compra de energía a largo plazo.

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Potencial de desarrollo del MER Salvador López Alfaro Director CENCE 4/9/ 2012