MERCADOS REGIONALES EN IBEROAM

1
MERCADOS REGIONALES EN IBEROAMÉRICA

• EL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICAS DE LOS
  PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL (SIEPAC)
• ESTADO ACTUAL Y FUTURO INMEDIATO
• (Noviembre, 2004)
• Lic. Álvaro Barrantes Ch.

2
Temario

• 1. Antecedentes del MER
• 2. Mercado Centroamericano
• Características de la Región
• Características de los Sistemas Eléctricos
  Nacionales
• Transacciones Regionales
• 3. Proyecto SIEPAC y el MER
• Definición Características y Beneficios
• El MER y la Interconexión
• El Tratado Marco del MER
• Organización y Entes Involucrados
• Transacciones
• 4. La CRIE
• Objetivos y Funciones
• Organización
• Financiamiento
• 5. Diseño y Reglamentación del Mercado
• Diseño Detallado del Mercado
• Reglamento de Transmisión
• 6. Conclusiones

3
(1.) ANTECEDENTES DE LA INTEGRACIÓN ELÉCTRICA
REGIONAL
4
Ubicación Geográfica del Proyecto
5
Características de la Región
6
Mercado Eléctrico de América Central

• Antecedentes
• Sistemas propios nacionales.
• Estructura vertical de empresas eléctricas.
• Propiedad del Estado.
• Falta de capacidad económica del Estado para
  invertir.
• Fuertes subsidios.
• Falta de un marco jurídico específico.

7
HACIA EL MER

• DOS DECADAS DE TRANSACCIONES ENTRE LOS PAISES
  (1983-1999)
• TRES AÑOS MERCADOS SPOT NACIONALES (1999-2002)
• INTERCONEXION CENTROAMERICANA (2002)
• INTEGRACIÓN ECONÓMICA REGIONAL E INTERNACIONAL

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Sector EléctricoProblemas Detectados

• Falta de una infraestructura más adecuada a las
  necesidades de cada país y del área en general
  (escasa capacidad de transmisión).
• Falta de una organización adecuada que garantice
  o propicie mayores intercambios, a pesar de
  varios esfuerzos regionales, que se han dado en
  las últimas décadas.
• Falta de normativa regulatoria de aplicación
  general y obligatoria para todos los países del
  área.
• Problemas técnicos, económicos, políticos y de
  organización en los sistemas eléctricos
  nacionales de cada uno de los países de la
  región.
• Situación económica del área y de cada país.
• Problemas políticos internos y entre países del
  área.

9
CÓMO LA REGION HA SUPERADO LASBARRERAS
REGLAMENTARIAS ENTRE LOS PAISES PARA VIABILIZAR
EL PROYECTO DEINTEGRACION ENERGÉTICA."

 
10
(No Transcript)
11
(2.) EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL DE AMÉRICA
CENTRAL (MER)
12
CAPACIDAD INSTALADA y DEMANDA MÁXIMA 2003
13
ENERGIA NETA INYECTADA Y VENTAS FINALES 2003
14
PERDIDAS DE TRANSMISION Y DISTRIBUCION 2003
Pérdidas Prom. 17
15
INDICES DE ELECTRIFICACION 2003
16
CAPACIDAD INSTALADA POR RECURSO 2003
17
EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA ICA
87
44
18
EVOLUCION DE LA GENERACIÓN NETA ICA
100
40
19
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS ICA
20
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS ICA
21
INTERCAMBIOS 2003 ICA
22
EVOLUCIÓN DE LAS REFORMAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO
23
ASPECTOS QUE REQUIEREN ATENCION

• Manejo de costos varados (stranded)
• PPAs heredados
• Manejo de subsidios
• Re-integración
• Vertical (nacional y regional)
• Horizontal (nacional y regional)
• Falta de leyes antimonopolio e instituciones de
  defensa de la competencia
• Fortalecimiento institucional
• Asimetría de información, riesgo de captura
• Capacitación de personal técnico

24
Mercado Eléctrico de América Central

• Evolución
• Primeros pasos
• Apertura a inversión privada.
• Necesidad de respaldo por contingencias.
• Necesidad de mejora en la calidad.
• Respaldo legal contratos entre partes.

25
Mercado Eléctrico de América Central

• Evolución
• Segunda parte
• Construcción de interconexiones eléctricas con
  países vecinos.
• Contratos de interconexión con países vecinos o
  acuerdos para el manejo de transacciones.

26
Mercado Eléctrico de América Central

• Evolución
• Tercera parte
• Proyecto SIEPAC
• Aprobación del Tratado Marco del Mercado
• Eléctrico de América Central.
• Se crea el Marco Jurídico básico específico.
• Se crean 2 instituciones y 1 agente
• Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
• Ente Operador Regional
• Empresa Propietaria de la Red.

27
(3.) EL PROYECTO SIEPAC (Sistema de
Interconexión Eléctrica de los Países de América
Central)
28
PROYECTO SIEPAC - Objetivo

• Este Proyecto consiste en la creación y
  puesta en marcha de un mercado eléctrico
  centroamericano mayorista y del desarrollo de un
  sistema de transmisión regional. Este mercado se
  crearía sin menoscabo de los esfuerzos de
  reestructuración que cada país está llevando a
  cabo a nivel nacional, y permitirá a cualquier
  agente calificado vender o comprar electricidad,
  independiente de su ubicación geográfica.

29
PROYECTO SIEPAC- Componentes

• El Proyecto SIEPAC consiste en
• La creación y puesta en marcha de un mercado
  eléctrico centroamericano mayorista denominado
  Mercado Eléctrico Regional (MER) y sus organismos
  regionales CRIE y EOR. (Componente
  institucional)
• El desarrollo del primer sistema de transmisión
  regional denominado Línea SIEPAC. (Componente
  físico)

30
ESQUEMA DE INTERCONEXIONES ACTUALES DE LOS PAISES
DE AMERICA CENTRAL
BELICE
SIMBOLOGIA
CAPITAL DE NACION
GUATEMALA
SUBESTACION
LINEA DE INTERCONEXION
15 SEPT.
TEGUCIGALPA
OCEANO PACIFICO
PAVANA
SAN SALVADOR
MANAGUA
OCEANO ATLANTICO
BLOQUE NORTE
SAN JOSE
Tramo Recién Concluido Honduras - El Salvador
BLOQUE SUR
CIUDAD PANAMA
31
EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANO Desarrollo
Gradual
BLOQUE SUR
Línea SIEPAC
Otras Líneas futuras
LINEA EL SALVADOR HONDURAS
MERCADO REGIONAL Fase A
MERCADO REGIONAL Fase B
MERCADO REGIONAL Fase C
BLOQUE NORTE
Refuerzos Nacionales Transm.
32
EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANO Desarrollo
Gradual
MERCADOS NACIONALES GU-ES-NI-PA
SCADA REGIONAL AÑO 2005
Refuerzos Nacionales
TRANSACCIONES BILATERALES
MERCADO REGIONAL TRANSITORIO AÑO 2002
MERCADO REGIONAL DEFINITIVO AÑO 2005
LINEA SIEPAC AÑO 2008
MONOPOLIO CON PPA HO-CR
OMCA Outsourcing EOR
33
LINEA SIEPAC
Panaluya
Rio Lindo
Cajón
Guate Norte
Guate Este
T
Santa Rosa
Tamara
Nejapa
Ahuachapán
Pavana
15 de Sept.
Planta Nicaragua
Lago
Ticuantepe
Nicaragua
Capacidad entre países 300 MW
Cañas
Circuito sencillo 230 KV
Circuito doble de 230 kv
Parrita
Subestación de interconexión
Palmar Norte
Rio Claro
Subestación nacional
Panamá
Veladero
34
SIEPAC Costos(U.S. millones y )
35
SIEPAC - Financiamiento

• BID 171 Millones (52)
• Gobierno de España 70 Millones (21)
• EPR 89 Millones (27)
• 
  ---------------------------------
• Total 330 Millones (100)

36
ORGANIZACIÓN COOPERACION TECNICA DEL BID PARA
DESARROLLAR MERCADO ELECTRICO REGIONAL
GRUPO DIRECTOR
COMITÉ PROGRAMACION EVALUACION Sector
Eléctrico (2 por país)
PANEL DE EXPERTOS Consultores individuales
TECNICOS DE LA REGION
CONSULTOR PRINCIPAL Planificación de la CT
UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO
CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA
37
REGLAMENTOS DEL MER-Consultorias
A. Reglamento Técnico -Comercial -
Comercial - Técnico B. Reglamento de
Transmisión - Calidad - Expansión -
Tarifas C. Reglamentos Internos - EOR -
CRIE
Los reglamentos regionales deben ser coordinados
con los respectivos nacionales. Los órganos
regionales y nacionales deben conocer los
alcances de su responsabilidad respectiva.
38
El Mercado Eléctrico Regional y la Interconexión
39
DEFINICIÓN
El MER (Mercado Eléctrico Regional) es el
séptimo mercado, superpuesto con los seis
mercados o sistemas nacionales existentes, con
regulación regional y en el cual los agentes
habilitados realizan transacciones
internacionales de energía eléctrica en la región
centroamericana.
40
Beneficios de las Interconexiones

• Razones técnicas pues se daría una mayor
  confiabilidad de la cobertura de la demanda, un
  aumento en la confiabilidad de la red eléctrica
  en las áreas fronterizas y una mayor estabilidad
  y garantía de la frecuencia.
• Ahorros de costos pues se daría una reducción en
  las pérdidas, menores necesidades de reservas de
  operación en cada país y se optimizaría el
  sistema centroamericano como un todo.
• Menor necesidad de equipamiento o inversión
  futura dada la complementariedad de los sistemas
  nacionales que implica menores necesidades de
  potencia instalada, posibles escalonamientos de
  la construcción de nuevas centrales generadoras y
  la existencia de las economías de escala en la
  construcción de plantas generadoras

41
Beneficios de la Interconexión1. Razones de
Carácter Técnico

• Mayor confiabilidad de la cobertura de la
  demanda al apoyarse conjuntamente los sistemas
  ante situaciones de fallo de grupos de generación
  eléctrica, se permite cubrir la demanda desde los
  sistemas vecinos, con lo que se evitan cortes de
  suministro, muy costosos para la industria y la
  sociedad en general, y en cierta medida
  limitantes del desarrollo económico.
• Aumento importante de la confiabilidad de la red
  en áreas fronterizas por el apoyo mutuo de las
  redes de transmisión. Muy claro en países cuya
  forma geográfica hace que las áreas limítrofes
  sean las más desabastecidas, al encontrarse
  alejadas de los centros de producción y de
  reparto de potencia.
• Mayor estabilidad y garantía de la frecuencia
  por el aumento de la inercia en los sistemas
  interconectados.

42
Beneficios de la Interconexión 2. Ahorros de
Costos

• Reducción de pérdidas especialmente en sistemas
  que comparten una frontera de gran longitud y con
  zonas eléctricamente complementarias.
• Menores reservas de operación en cada sistema al
  posibilitarse compartir las centrales de reserva,
  tanto primaria como secundaria, lo que permite
  reducir a largo plazo la construcción de
  centrales, al apoyarse en las de los países
  vecinos, y posibilitar la creación de centrales
  supranacionales, compartidas por varios países.
• Intercambios económicos de energía al
  posibilitarse la producción de las centrales de
  mínimo costo en cada momento, reduciendo la
  factura energética conjunta. Hecho de sumo
  interés en sistemas abastecidos con fuentes
  energéticas importadas (centrales térmicas de
  fuel, Diesel, etc.).
• Mejora de utilización de las centrales por la
  posibilidad de integración de las curvas de carga
  de los distintos sistemas que presentan
  diferencias horarias, estacionales, climáticas,
  etc., aprovechando la diversificación del mercado
  para una mejor explotación del conjunto de las
  centrales de generación.

43
Beneficios de la Interconexión 3. Menor
Necesidad de Inversión Futura

• Menores necesidades de potencia instalada por la
  complementariedad de los sistemas y el
  desplazamiento horario de sus curvas de carga,
  dado que se permite el apoyo mutuo, compartiendo
  la generación.
• Posible escalonamiento de la construcción de
  nuevas centrales generadoras al contar con las
  centrales de reserva de otros sistemas.
• Economías de escala al ser posible la
  construcción de centrales con grupos de mayor
  tamaño, al planificar en un ámbito supranacional,
  lo que permite optimizar los recursos.

44
OBJETIVOS DEL MER

• Incrementar la eficiencia en el abastecimiento
  regional de energía
• Viabilizar proyectos de generación de mayor
  escala para la demanda agregada
• Incrementar la competencia y seguridad del
  suministro de energía eléctrica
• Viabilizar el desarrollo de la red de transmisión
  regional
• Promover e incrementar los intercambios de
  energía eléctrica
• Uniformizar los criterios de calidad y seguridad
  operativa

45
BENEFICIOS DEL MER

• Sustancial aumento de la seguridad jurídica para
  inversionistas, reduciendo el riesgo y con ello
  facilitando el acceso a fuentes de
  financiamiento, disminuyendo las tasas de retorno
  pretendidas, lo cual se traduce en menores
  precios en general.
• Mejoras tecnológicas en la oferta por el cambio
  de escala, lo cual acarrea disminución de
  precios.
• Mayor competencia al crearse un mercado de
  mayores dimensiones, con posibilidad de actuación
  de más oferentes.

46
BENEFICIOS DEL MER

• Mayor calidad de servicio, producto de una
  infraestructura de transmisión más robusta y
  aplicación sistemática de criterios de calidad y
  seguridad uniforme (gradualmente)
• Mejorar los modos de compartir Servicios
  Auxiliares, llevando a mejoras en la calidad del
  servicio y tarifas de los consumidores finales.

47
PREMISAS PARA EL DISEÑO DEL MER

• Institucionalizar desde el principio
• Construir sobre la base de la realidad
• Respetar autonomías de los países
• Promover la competencia leal
• Economía y seguridad en el abastecimiento
• Incorporar la inversión privada al esfuerzo de
  inversión regional a través del MER
• Otorgar simplicidad, eficiencia y predictibilidad
  a las reglas del MER
• Permitir el desarrollo de la infraestructura de
  transmisión

48
El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional
49
Bases del Tratado Marco

• Es Ley en cada país de la región.
• Este Tratado Marco entró en vigencia a nivel
  regional en enero de 1999 y constituye el
  esqueleto jurídico de la integración regional del
  mercado eléctrico.
• El objetivo de éste es la formación y
  crecimiento gradual de un Mercado Eléctrico
  regional competitivo () basado en el trato
  recíproco y no discriminatorio, que contribuya al
  desarrollo sostenible de la región dentro de un
  marco de respecto y protección al medio ambiente
  (artículo 1).
• Este se regirá por los principios de competencia,
  gradualidad y reciprocidad (artículo 3).

50
Objetivos del Tratado Marco

• Establecer los derechos y obligaciones de las
  Partes.
• Establecer las condiciones para el crecimiento
  del Mercado Eléctrico Regional, que abastezca en
  forma oportuna y sostenible la electricidad
  requerida para el desarrollo económico y social.
• Incentivar una mayor y competitiva participación
  privada en el sector eléctrico.
• Impulsar la infraestructura de interconexión
  necesaria para el desarrollo del Mercado
  Eléctrico Regional.
• Crear las condiciones necesarias para propiciar
  niveles aceptables de calidad, confiabilidad y
  seguridad en el suministro de energía eléctrica
  en la región.
• Establecer reglas objetivas, transparentes y no
  discriminatorias para regular el funcionamiento
  del mercado eléctrico regional y las relaciones
  entre los agentes participantes, así como la
  creación de los Entes regionales apropiados para
  el logro de estos objetivos.
• Propiciar que los beneficios derivados del
  mercado eléctrico regional lleguen a todos los
  habitantes de los países de la región.

51
Entes Creados por el Tratado Marco

• EOR Ente Operador de la Red, conformada por dos
  delegados por país (2000).
• CRIE Comisión Regional de Interconexión
  Eléctrica, como regulador de la interconexión.
  Conformada por un delegado por país (2000).
• EPR ó EPL Empresa Propietaria de Red o de la
  Línea, propiedad de los seis países y algunos
  socios extraregionales (1999).

52
Organización y Entes Involucrados en el Proyecto
SIEPAC
53
MER ENTES INVOLUCRADOS (1)

• Los gobiernos nacionales
• Los reguladores nacionales
• Los operadores nacionales (G/T/D/C/OSM)
• ? Públicos ? Privados
• La CRIE (regulador regional)
• El EOR (operador regional)
• La EPR o EPL (propietaria de la línea)
• Los organismos financieros internacionales
• ?BID ?BEI ?BCIE
• Gobierno español (cofinanciador).

54
MER ENTES INVOLUCRADOS (2)

• Entes relacionados con el sector eléctrico
  regional
• CEAC (Consejo de Electrificación de América
  Central)
• CEPAL, etc.
• Entes creados ad hoc
• Grupo Director.
• Unidad Ejecutora
• Grupo Asesor.
• CPE (Comité de Programación y Evaluación)
• Comité de Vigilancia
• CRCT (Centro Regional de Coordinación y
  Transacciones),
• OMCA (Operador del Mercado Centroamericano), etc.
• Inversionistas privados v.g. ENDESA.
• Consultores empresas e individuales.

55
AGENTES DEL MER

• Los agentes del MER serán
• Agentes habilitados por la regulación nacional y
  regional para participar en transacciones
  internacionales.
• La Empresa Propietaria de la Red (EPR)
• Las Empresas de Transmisión (ET) con
  equipamientos que participan en la RTR

56
COORDINACIÓN INTER-MERCADOS

• Coordinación regulatoria
• CRIE con la participación de los reguladores
  nacionales
• Coordinación de la operación técnica y comercial
  Sistema jerárquico descentralizado de operación
  dirigido por el EOR e integrado por los seis
  Operadores de Sistema y de Mercado (OSM)
• Coordinación técnica y operativa de la RTR
• EOR con participación de las Empresas de
  Transmisión (ET)

57
El Mercado Eléctrico Regional
GOBIERNOS
CRIE
Reguladores nacionales
OS/OMs nacionales
EOR
MER      
G
T
D/C
GC
mercado de corto plazo
C
contratos
58
Contrapartida de los Servicios de Consultoria
para la Conformación del MER
Recomendación EOR
Reuniones
Técnicas
Aprobación
Aprobación
Consultor
del EOR
de la CRIE
-UE -EOR-
CRIE
Minutas
Material de soporte
Recomendación de Proyecto
SIEPAC
Recomendación del CPE
Informes
Informes revisados
y recomendación de UE
Elaboración
Reuniones
Reuniones Grupo Director (con delegados de CRIE)
de Informes
Revisión
CPE (con
de
Unidad
delegados
Consultoria
Ejecutora
de EOR y
4 y 4A
CRIE)
Opiniones
Informes
Informes
Opiniones
Informes
Opiniones
Opiniones
Opiniones
Revisión
Revisión
Revisión
de la CRIE
del EOR vía
del Grupo
vía
Coordinador
Asesor
Coordinador
General
General
59
SISTEMAS DE INFORMACION SCADA/EMS y SIIM

• El EOR contará con un Sistema Regional de
  Operación en Tiempo Real (SCADA/EMS). Actualmente
  el EOR no tiene SCADA/EMS regional por lo que
  esta limitado a su función de Operador de Mercado
  Regional (OMCA)

Datos
Datos
Información
Información
Centro de
y control
y control
Control del EOR
Centro de Control
Centro de
de EPR
Control de OSM
Información
Datos
y control
Datos
Información
y control
Centro de
Unidades
empresa de
terminales
control de la
remotas del
transmisión
EOR
60
SISTEMA DE INFORMACION INTEGRADO DEL MER (SIIM)
Sistemas Externos
Data Warehouse
Sistema Integrado de Información del MER - SIIM
Sistema de Planeamiento de la Expansión (Largo
Plazo)
Sistema de Servicios de Información
(información con Valor Agregado)
Sistema de Transacciones Comerciales STC
Sistema de Pre-Despacho Operativo
Sistemas Futuros
Simulador del MER
Sistema de Planeamiento Operativo (Mediano Plazo)
Servicios Básicos de Integración
Servicios de Conexión
Sistema de Seguridad Operativa y Mantenimiento
(RTR)
Administrador y Mantenimiento del SIIM
Servicios de Conexión
Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR)
Base de Datos
SCADA/EMS HIS/SCADA
MID
Gestión Comercial de la RTR
61
Marco Institucional de la Regulación del Sector
Eléctrico Centroamericano

• Entes Regionales

• Entes Nacionales
• Guatemala CNEE
• El Salvador SIGET
• Honduras CNE
• Nicaragua INE
• Costa Rica ARESEP
• Panamá ERSP

62
ORGANIZACIÓN REGIONAL

• GRUPO DIRECTOR (6 Directores)
• COMITÉ PROGRAMACION (12 Prof.)
• CRIE (6 Comisionados 3 Profs)
• EOR (12 Directores 3 Profs)
• UE (3 Profs)
• COMITES TECNICOS
• BID
• EPR
• OMCA
• Consultores (3 Paquetes SCADA)

63
Transacciones en el MER
64
Mercado Eléctrico Regional Mercado Eléctrico Regional Mercado Eléctrico Regional Mercado Eléctrico Regional Mercado Eléctrico Regional
Evolución del Mercado Centroamericano Evolución del Mercado Centroamericano Evolución del Mercado Centroamericano Evolución del Mercado Centroamericano Evolución del Mercado Centroamericano
GWH y Porcentajes GWH y Porcentajes GWH y Porcentajes GWH y Porcentajes GWH y Porcentajes
Años Generación Neta Exportaciones Totales Exportaciones/ Gen.Neta  
1985 10 597,6 204,9 1,93 1,93
1990 14 259,1 421,5 2,96 2,96
1995 19 590,8 290,3 1,48 1,48
1998 23 796,0 242,2 1,02 1,02
1999 24 871,5 924,2 3,72 3,72
2000 26 955,4 1 478,6 5,49 5,49
2001 28 032,9 771,4 2,75 2,75
2002 29 723,9 958,8 3,32 3,32
2003 31 369,5 848,3 2,70 2,70
65
Resumen de Tendencias de CA

• La generación total del área se ha incrementado
  en porcentajes cercanos al 6 en los últimos
  años mientras que las exportaciones totales han
  crecido a tasas cercanas al 10.
• Las exportaciones (e importaciones) han crecido
  sobre todo en los últimos 4 años, de tal forma
  que la tasa promedio de variación anual del
  periodo 1998-2002, ha sido cercana al 42. El año
  1999 representa el punto de quiebra de la
  tendencia de crecimiento del mercado, pues en
  este año, las transacciones internacionales se
  incrementaron en un 282 aunque posteriormente
  se han dado decrecimientos de las transacciones
  con respecto a este año base.
• Existe una alta variabilidad en las exportaciones
  (y las importaciones), pues estas han dependido
  normalmente de los sobrantes de energía en cada
  país, lo cual a su vez depende de una amplia
  cantidad de variables, tales como la evolución
  de la demanda por energía, la hidraulicidad, los
  precios de los hidrocarburos, condiciones
  socio-políticas y económicas de cada país, etc.
• La tendencia de las transacciones internacionales
  de electricidad ha cambiado parcialmente en los
  últimos años (a partir de 1999), sobre todo a
  raíz del crecimiento de los intercambios de
  energía entre Guatemala y El Salvador, los cuales
  han sido relativamente constantes en los últimos
  años.
• Las transacciones internacionales representan un
  porcentaje poco significativo de la energía
  disponible o de la producción total. En general,
  las exportaciones han representado tan solo un
  3,3 de la generación total (promedio de los
  últimos 5 años) aunque este porcentaje ha venido
  creciendo (con fluctuaciones) en los últimos
  años, de tal forma que fue un 1,93 en 1985 y
  2,70 en el 2003, con un máximo histórico de 5,5
  en el año 2000.

66
(No Transcript)
67
(No Transcript)
68
PRECIOS PROMEDIO MENSUAL EN LA RTR PERIODO
2002-2003
69
Conclusión General sobre las Transacciones
Regionales

• En Centroamérica en general, las transacciones
  internacionales de energía eléctrica, aunque no
  son muy significativas, han venido creciendo en
  forma importante en los últimos años de tal
  forma que para algunos países pueden ser vitales.
  La evolución futura dependerá de la solución que
  se de a las restricciones actuales.

70
(4.) LA COMISIÓN REGIONAL DE INTERCONEXIÓN
ELÉCTRICA (CRIE)
71
ROL DE LA CRIE

• Los objetivos de la Comisión Regional de
  Interconexión Eléctrica (CRIE) son
• Ser el regulador de la interconexión regional
• Hacer cumplir el marco legal y reglamentario
• Procurar el desarrollo y la consolidación del
  Mercado
• Velar por la transparencia y adecuado
  funcionamiento del Mercado
• Promover la competencia entre los agentes del
  Mercado

72
FUNCIONES DE LA CRIE

• Emisión de reglamentación del mercado.
• Regular la transmisión y generación regional.
• Evitar abusos de posición dominante.
• Garantizar condiciones de competencia.
• Imponer sanciones.
• Aprobar tarifas de transmisión regional.
• Resolver conflictos entre operadores
• Habilitar agentes de mercado.
• Evaluar la evolución del mercado regional.

73
RETOS

• Sostenibilidad financiera del EOR y la CRIE hasta
  la entrada de la línea SIEPAC. Identificar
  fuentes de financiamiento, incluyendo cargo a
  las transacciones del MER, la cooperación
  técnica, los países SEDE y otros.
• Aprobar el 2 Protocolo, tramitar aprobación de
  los gobiernos y los congresos nacionales.
• Definir la estructura de la CRIE con base en el
  Estudio Desarrollo Institucional y Organización
  de la CRIE preparados con la cooperación técnica
  del BID el Tratado Marco y el Diseño general del
  MER.
• Aprobación de la Reglamentación del MER.
• Definición sobre el Comité de Vigilancia

74
Estructura y Organización de la CRIE en la
Organización Transitoria

• a) Se definen los procesos básicos de la CRIE en
  el período de transición 2004-2007
• b) Definición de estructura administrativa
  mínima
• c) Estimación presupuestaria de funcionamiento
  anual para el período de transición
• d) Se identifican fuentes de financiamiento

75
ASPECTOS CONSIDERADOS EN LA DEFINICION DE LA
PROPUESTA

• Dividir el trabajo en macroprocesos
• Descomposición del trabajo en varios procesos
• Rápida adaptación en caso de cambios
• Se incluye un director ejecutivo a partir de
  enero 2005 (en revisión)
• Se tomó en cuenta la participación externa del
  grupo de vigilancia y del grupo de apoyo
  regulatorio
• Los macro procesos principales son desarrollados
  por los tres Consultores Individuales CRIE -
• Regulación
• Seguimiento, vigilancia y control de MER
• Armonización de Normativas Nacionales
• Resolución de Controversias

76
MACROPROCESOS PRINCIPALES
Macroprocesos Macroprocesos Procesos N de personas Asignación de Tareas
Regulación Modificaciones al Reglamente Transitorio 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Regulación Análisis y aprobación de las propuestas de la Unidad Ejecutora 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Armonización Normativas Nacionales Elaboración Fase I 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Armonización Normativas Nacionales Elaboración Fase II 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Armonización Normativas Nacionales Elaboración Fase III 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Monitoreo del mercado 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Resolver consultas, hacer diagnósticos y estudios 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Evaluar el funcionamiento del MER 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Habilitar y registrar agentes 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Aplicar sanciones 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Resolución de Controversias Intervenir en la selección y designación de mediadores. 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Resolución de Controversias Establecer grupos especiales y adoptar sus informes. 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Resolución de Controversias Dictar resoluciones obligatorias 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Resolución de Controversias Autorizar la adopción de medidas de compensación o suspensión de obligaciones. 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
Resolución de Controversias Vigilar la aplicación de las resoluciones y recomendaciones 3 Consultores Individual-CRIE Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico
77
MACROPROCESOS DE APOYO
Macroprocesos Macroprocesos Procesos N de personas Asignación de Tareas
Gestión Administrativa Recursos Humanos 3 1 Asistente de Administración 1 Analista Informático 1 Secretaria
Gestión Administrativa Diseño y mantenimiento de la organización 3 1 Asistente de Administración 1 Analista Informático 1 Secretaria
Gestión Administrativa Servicios logísticos 3 1 Asistente de Administración 1 Analista Informático 1 Secretaria
Gestión Administrativa Servicios informáticos 3 1 Asistente de Administración 1 Analista Informático 1 Secretaria
Gestión Financiera Planeamiento Presupuestario 1 1 Analista Financiero - Contable
Gestión Financiera Contabilidad y análisis financiero 1 1 Analista Financiero - Contable
Gestión Financiera Tesorería 1 1 Analista Financiero - Contable
Gestión Jurídica Asesoría Jurídica Interna 1 1 Especialista Legal
Gestión Jurídica Representación Judicial y extrajudicial CRIE 1 1 Especialista Legal
Gestión Jurídica Secretaría de Actas de Junta de Comisionados 1 1 Especialista Legal
Evaluación de la Gestión Interna Realización de auditorías internas y estudios de gestión Recurso Externo
Divulgación de Información Publicar información de acuerdo a las políticas de difusión 1 Analista Informático
Divulgación de Información Definir estándares de calidad para la difusión de la información Desarrollar y mantener las bases de datos y de reportes 1 Analista Informático
Divulgación de Información Verificar y controlar la disponibilidad de información en Internet 1 Analista Informático
Divulgación de Información Elaborar informes estadísticos 1 Analista Informático
Dirección General Dirección General 1 1 Director Ejecutivo
78
(No Transcript)
79
(No Transcript)
80
Detalle de la Organización
Resolución de conflictos
Regulación
Seguimiento, vigilancia Y control del MER
Divulgación de información
Monitorear el Mercado
Emitir conceptos Elaborar Diagnósticos
Desarrollar y Mantener Bases de Datos
Elaborar Reglamentos
Evaluar el Funcionamiento del Mercado, Plan de
Auditoria
Reglamentar Procedimientos
Estudiar y Analizar Conflictos
Elaborar Informes Estadísticos
Regular Estándares Técnicos, Cargo y Tarifas
Proponer Ajustes al Funcionamiento del MER
Divulgar y Publicar Información
Regular Niveles de Participación en el Mercado
Aplicar Sanciones Y otros Mecanismos de Control
81
PRESUPUESTO PERIODO TRANSITORIO
AÑO AÑO AÑO AÑO
2004 2005 2006 2007
PRESUPUESTO US 194.141 521.024 544.790 544.790
FUENTES DE FINANCIAMIENTO

• El saldo restante del aporte inicial del Gobierno
  de Guatemala como país sede.
• El financiamiento proveniente de la asistencia
  BID, hasta tanto haya sido aprobado el Segundo
  Protocolo al Tratado Marco y el mismo este
  operativo en todos los Países Miembros.
• Asistencia técnica y aportes o donaciones que
  pudieran obtenerse complementariamente.

82
La Puesta en Marcha de la CRIETemas Relevantes

• El financiamiento de una funcionalidad adecuada a
  las tareas a realizar debe garantizarse
• Los beneficiarios naturales del MER son los
  consumidores de la región, por lo que se les
  deben imputar los correspondientes cargos.
• Deben aplicarse los procedimientos para ello,
  transitoriamente y en el medio y largo plazo.
• Se trata de un cargo de escasa relevancia (del
  orden de 0,1 US/MWh).
• Decidir sobre la dedicación completa o parcial de
  los Comisionados de la CRIE
• Se recomienda en todo caso mantener una estrecha
  relación con la Comisión Reguladora nacional
  (desde la posición de comisionado regional).
• El producto de la CRIE son las decisiones de
  sus comisionados.
• La dedicación completa refuerza la independencia
  de la CRIE.
• La interrelación región-país se podría mejorar
  con Comisionados de tiempo parcial.

83
(5.) EL DISEÑO Y LA REGLAMENTACIÓN DEL MERCADO
REGIONAL
84
PROYECTO SIEPAC(Consultoría I)DISEÑO
DETALLADODEL MER(Informe Preliminar, Oct-2004)
85
Principales Temas

• 1. OBJETIVO
• 2. INTRODUCCIÓN
• 3. INSTITUCIONES Y AGENTES DEL MER
• 3.1 RELACIÓN CRIE - EOR
• 3.2 AGENTES DEL MERCADO
• 3.3 INFORMES DEL MERCADO
• 4. ORGANIZACIÓN COMERCIAL DEL MER
• 4.1 MERCADO DE CONTRATOS REGIONAL
• 4.2 MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL
• 4.3 MERCADO DE SERVICIOS AUXILIARES REGIONAL
• 4.4 USO DE PRECIOS NODALES EN EL MER

86
Principales Temas

• COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL
  DEL MER
• 5.1 COORDINACIÓN DE LA PLANEACIÓN Y SEGURIDAD
  OPERATIVA DE MEDIANO PLAZO
• 5.2 PREDESPACHO DEL MER
• 5.3 OPERACIÓN EN TIEMPO REAL
• 5.4 POSDESPACHO DEL MER TRANSACCIONES Y
  CONCILIACIONES
• 6. GARANTÍAS
• 6.1 TIPOS DE GARANTÍAS Y VALORES
• 6.2 ACTUALIZACIÓN DE GARANTÍAS
• 6.3 GARANTÍAS POR TRANSACCIONES DEL OSM
• 7. RÉGIMEN DE SANCIONES Y SOLUCIÓN DE
  CONTROVERSIAS
• 7.1 DISPOSICIONES DEL TRATADO MARCO Y SUS
  PROTOCOLOS
• 7.2 PRINCIPIOS Y CRITERIOS GENERALES
• 7.3 RÉGIMEN DE SANCIONES
• 7.4 INFRACCIONES Y SANCIONES
• 7.5 PRÁCTICAS ANTICOMPETITIVAS Y VIGILANCIA
  DEL MER
• 7.6 SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS
• 7.7 RECURSO DE REPOSICIÓN

87
Principales Temas

• 8. SUPERVISIÓN DEL MERCADO
• 8.1 CONSIDERACIONES PARA EL MER
• 8.2 FUENTES DE PODER DE MERCADO
• 8.3 SUPERVISIÓN DEL MER
• 8.4 PODER DE MERCADO EN EL MER
• 8.5 MERCADOS NACIONALES Y PODER DE MERCADO
• 8.6 MITIGACIÓN DEL PODER DE MERCADO
• 8.7 INFORMACIÓN Y DATOS DE SUPERVISIÓN
• 8.8 ANÁLISIS DEL MERCADO Y DE LOS AGENTES
• 8.9 CONDUCTAS ANTICOMPETITIVAS
• 8.10 CRITERIOS DE EVALUACIÓN
• 8.11 INVESTIGACIONES
• 8.12 LIMITES DE INTEGRACIÓN EN EL MER

88
PROYECTO SIEPAC(Consultoría II)REGLAMENTO DE
TRANSMISION(Informe Preliminar, Oct-2004)
89
Estructura del Reglamento

• 1. Objeto del Reglamento
• 2. Alcance del Reglamento
• 3. Definiciones
• 4. Modificaciones al Reglamento de Transmisión
• 5. La Red de Transmisión Regional
• 6. Derechos y Obligaciones de la EPR y otras
  Empresas Transportistas
• 7. Coordinación del Libre Acceso
• 8. Coordinación Técnica y Operativa de la RTR

90
Estructura del Reglamento

• 9. Calidad y Confiabilidad del Servicio
• 10. Servicios Auxiliares
• 11. Derechos de Transmisión
• 12. Sistema Tarifario
• 13. Sistema de Planificación de la Transmisión
  Regional
• 14. Ampliaciones de la RTR
• 15. Sistema de Liquidación y Cobranza
• 16. Diseño de Ampliaciones de la RTR,
  Planificación y Operación de la RTR

91
Estructura del Reglamento

• 17. Uso de Espacios Públicos y Privados
• 18. Consideraciones Ambientales
• 19. Criterios de Desempeño Mínimos para el Diseño
  y la Operación de la RTR
• 20. Estudios para las Ampliaciones a Riesgo de la
  RTR
• 21. Descripción de los Estudios Eléctricos para
  las Ampliaciones

92
Capítulo 2 Alcance del RT

• Funciones de la CRIE (específicas a lo
  relacionando con el RT)
• Aprobar la conexión de Agentes se conecten
  directamente a la RTR
• Aprobar las ampliaciones de la RTR que surjan del
  Sistema de Planeamiento Regional
• Aprobar las Ampliaciones a Riesgo que incluyan
  instalaciones en más de un País Miembro
• Aprobar las Ampliaciones a Riesgo, que si bien
  son iniciadas en un País Miembro, son
  identificadas como pertenecientes a la RTR

93
PREDESPACHOHorarios e Información
0800 1300 1430 1600 1700 1800
0800 1300 1430 1600 1700 1800
Intercambio de información transmisión y
contratos
EOR
Predespacho Nacional Ofertas Inyección/Retiro
OSM
Predespacho Regional
Confirmación Pred.Regional
Predespacho Regional Definitivo Transacciones de
contratos
Informar agentes MER
94
(6) CONCLUSIONES
95
LO LOGRADO A LA FECHA(1999-2004)

• CONSTITUIDOS LOS ORGANOS DE LA COOPERACION
  TECNICA
• CONTRATADOS TODOS LOS CONSULTORES
• DISEÑO GENERAL DEL MER
• APROBACIÓN DE PRÉSTAMOS EN TODOS LOS PAÍSES
• CREADOS Y OPERANDO EOR Y CRIE
• REGLAMENTO PROVISIONAL DEL MER APROBADO
• TERMINACIÓN DE LA INTERCONEXIÓN EL
  SALVADOR-HONDURAS
• CONTRATADOS ASESORES EOR Y CRIE
• DISEÑOS DE DETALLE DE LOS REGLAMENTOS
• ESPECIFICACIONES Y TRÁMITE DE LICITACIÓN DEL
  SCADA
• DISEÑO INSTITUCIONAL EOR Y CRIE
• REGLAMENTOS MER PREPARADOS PARCIALMENTE
• CONSULTORÍAS CASI FINALIZADAS
• CONSULTORÍA DE ORGANIZACIÓN DE LA CRIE FINALIZADA
• REDACCIÓN Y TRÁMITE INICIAL DE 2 PROTOCOLO
  REGIONAL
• DAR SOSTENIBILIDAD A CRIE Y EOR EN ETAPA
  TRANSITORIA (2004-2006)

96
Mercado Eléctrico de América Central

• Qué tenemos hoy?
• Nuestros Mercados y sus Proyecciones
• Un Mercado Eléctrico Regional surgido físicamente
  del cierre de las Interconexiones bilaterales.
• Con un Marco Jurídico que es Ley en las 6
  Repúblicas de América Central.
• Un Marco Jurídico que se aplica al 7mo. Mercado,
  que legalmente es superior a las leyes internas
  que regulan las transacciones nacionales.
• Reglamentación provisional aprobada y definitiva
  en trámite.
• Dos Instituciones que son la columna vertebral
  del Mercado Regional.
• La posibilidad futura y cierta de interconexión
  de la región con México y Colombia.

97
Mercado Eléctrico de América Central

• Nuestras necesidades
• Reforzar económicamente a CRIE y EOR.
• Aprobación del Protocolo que modifica el Tratado
  Marco, estableciendo las infracciones al Marco
  Legal y sus penalizaciones.
• La estricta aplicación del Marco Legal de parte
  de los Operadores de Sistemas y Mercado y
  Reguladores, de manera que refleje
  transparencia, no discriminación, sencillez y la
  gradualidad.
• La necesidad de actualizar permanentemente
  nuestra normativa a la realidad del MER.

98
TAREAS PENDIENTES

• COMPLETAR REGLAMENTOS DEL MER POR PROYECTO Y
  APROBAR POR EOR Y CRIE
• ADQUIRIR SCADA Y MODELOS
• PREPARAR REGLAMENTO GENERAL PARA APROBACION
  GOBIERNOS
• TRAMITAR Y APROBAR SEGUNDO PROTOCOLO
• CUMPLIR REQUISITOS PREVIOS PRESTAMOS BID A EPR
  RELACIONADOS CON MER
• INICIAR CONSTRUCCIÓN LÍNEA SIEPAC
• ANÁLISIS DE INTERFACES ENTRE REGULACIÓN REGIONAL
  Y NACIONAL

99
CRIE-Conclusiones

• Organismo regional único
• En etapa de consolidación
• Regula un sétimo mercado (el regional)
• Importancia de las interfases entre la regulación
  nacional y la regional
• Necesidad de ampliar y consolidar el marco legal
  y normativo

100
La Visión del Regulador

• Un Mercado Eléctrico Regional Integrado.
• Que el Mercado Eléctrico de América Central
  justifique su existencia garantizando el
  abastecimiento de las distintas demandas en cada
  uno de los países y que la calidad y los precios
  que se alcancen se vean reflejados en los
  consumidores finales de electricidad.

101
La Visión del Regulador

• Adopción del concepto
• NO SON PAISES LOS QUE HACEN TRANSACCIONES EN
  UN MERCADO ELECTRICO REGIONAL, SON AGENTES QUE
  OPERAN Y SE HAN ESTABLECIDO EN DISTINTOS LUGARES
  DE ESA REGION

102
Mercado Eléctrico de América Central
103
Mercado Eléctrico de América Central
104
LECCIONES APRENDIDASConsejos sobre Integración
de Mercados Eléctricos

• (1) Integración eléctrica está estrechamente
  ligada a la integración económica en general.
• (2) Claridad de las ventajas y desventajas de la
  integración
• ? Evaluación Costo/Beneficio
• Ventajas
• - ? Costos, ? Inversión, ?
  Eficiencia, ? Precios
• - Aprovechar complementariedad de los
  sistemas
• Desventajas
• - Pérdida de soberanía
• - Conflictos potenciales entre países
• - Mayor complejidad
• Resumen Beneficios netos al usuario
• (3) Importancia del diseño detallado del mercado
  en las etapas tempranas de proceso, elaborado con
  la intervención de todos los actores del mercado
• (no necesariamente agentes del mercado).

105
LECCIONES APRENDIDASConsejos sobre Integración
de Mercados Eléctricos

• (4) Integración eléctrica
• ? Infraestructura
• ? Marco Institucional
• Ambas deben ir de la mano.
• (5) Importancia de la institucionalización desde
  el inicio de proceso. Implica mayores costos,
  pero tiene mayores ventajas.
• (6) Marco jurídico completo
• - Supranacional
• - Atribuciones de cada ente potestades y deberes
• - Régimen de sanciones
• - Atribución sobre promoción de la competencia
• (7) Importancia de las interfases entre
  regulación nacional y la interregional
• - Ley supranacional
• - Potenciales conflictos de competencia
• - Cambios en la planificación (planes de
  expansión)

106
LECCIONES APRENDIDASConsejos sobre Integración
de Mercados Eléctricos

• (8) Necesidad de preparar (capacitar) al
  personal del regulador (nacional y regional) que
  hará frente a la integración.
• (9) Debate sin resolver en definitiva (en la
  práctica)
• Se trata de un mercado entre agentes
  (técnicamente deseable) o entre países
  (posible/frecuente)?
• (10) Costos de operación y regulación pueden
  llegar a ser altos en las etapas iniciales
• ? Distribuidos entre todos los
  beneficiarios del proceso (consumidores finales
  de cada país)

107
Mercado Eléctrico de América Central
BELICE
PEPESCA
RIO LINDO
EL CAJON
GUATE NORTE
GUATE ESTE
SUYAPA
AHUACHAPAN
NEJAPA
LEON
GRACIAS
15 SEPTIEMBRE
TICUANTEPE
CAÑAS
PARRITA
RIO CLARO
VELADERO