Proyecto SIEPAC

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SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los
Países de América Central Tratado Marco del
Mercado Eléctrico Regional
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PROYECTO SIEPAC

• 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 (Regulador) y EOR (Operador).
• El desarrollo del primer sistema de transmisión
  regional denominado Línea SIEPAC.

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PROYECTO SIEPAC
GRUPO DIRECTOR Representante de la política
energética nacional (1 por país)
COMITÉ PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN Sector
Eléctrico (2 por país)
GRUPO ASESOR Consultores individuales
UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO
CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA
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DEFINICIÓN Y OBJETIVO FUNDAMENTAL
El objetivo del Tratado Marco Mercado Eléctrico
de América Central es 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
respeto y protección al medio ambiente.
PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO
Competencia, Gradualidad y Reciprocidad
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PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO

• Competencia Libertad en el desarrollo de las
  actividades de prestación del servicio con reglas
  objetivas, transparentes y no discriminatorias.
• Gradualidad Previsión para la evolución
  progresiva del Mercado, mediante la incorporación
  de nuevos participantes, el aumento progresivo de
  la operación coordinada, el desarrollo de las
  redes de interconexión, y el fortalecimiento de
  los órganos regionales
• Reciprocidad Derecho de cada Estado para aplicar
  a otro Estado las mismas reglas y normas que ese
  Estado aplica temporalmente de conformidad con el
  principio de gradualidad

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO I
Mercado Eléctrico Regional (MER)

• El MER es el ámbito en el que se realizan las
  transacciones regionales de electricidad entre
  los agentes del mercado.
• Intercambios de corto plazo, derivados de un
  despacho de energía con criterio económico
  regional
• Contratos de mediano y largo plazo.
• El mercado debe evolucionar gradualmente de una
  situación inicial limitada hacia una mas amplia,
  abierta y competitiva, apoyado en la
  infraestructura existente y futura tanto nacional
  como regional.

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO I
Mercado Eléctrico Regional (MER)

• Las transacciones del mercado se realizaran entre
  sus agentes Generadores, transmisores,
  distribuidores, comercializadores y grandes
  consumidores. Todos los agentes de los mercados
  mayoristas nacionales serán agentes del MER.
• Los agentes podrán realizar las transacciones de
  energía eléctrica libremente y sin discriminación
  alguna
• La integración vertical es permitida si se crean
  unidades de negocio con separación de costos.

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• COMPONENTES FUNDAMENTALES
• DEL TRATADO MARCO
• II Generación Regional
• Promoción del desarrollo de plantas de generación
  eléctrica de carácter regional
• El EOR en coordinación con los OSM realizara la
  operación del MER con criterio de despacho
  económico

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO III
Transmisión Regional

• Los sistemas interconectados nacionales de la
  región integran la red de transmisión regional,
  la cual será de libre acceso a los agentes
• La remuneración de las redes regionales será
  aprobada por la CRIE y la remuneración de las
  redes nacionales será aprobada por los
  reguladores nacionales, y no serán
  discriminatorias para su uso en función regional.
• Desarrollo del primer sistema de transmisión
  regional (Línea SIEPAC)

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO III
Transmisión Regional

• El libre acceso (Open Access) asegura
• Que todos los participantes del Mercado tengan
  acceso al sistema de transmisión, con tarifas
  no-discriminatorias que contengan los términos y
  condiciones mínimas para un servicio de
  transmisión.
• Que todos los participantes tengan el mismo
  acceso a la información de la transmisión (Open
  Access Same Time Information System - OASIS).

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO IV
Entes Regionales

• Comisión de Interconexión Eléctrica Regional
  (CRIE) (Ente Regulador Regional)
• Ente Operador Regional (EOR)
• Consejo Director del MER (CDMER)

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO V
Régimen Básico de Sanciones

• Los agentes, OS/OM y el EOR están obligados a
  acatar, sujetarse y cumplir con lo dispuesto en
  la Regulación Regional (Tratado Marco,
  Protocolos, Reglamentos y Resoluciones de CRIE)
• La CRIE vigilara el cumplimiento de la Regulación
  Regional e impondrá las sanciones que procedan de
  acuerdo al Tratado y sus Protocolos.
• Se establecen los principios básicos,
  incumplimientos, sanciones y el procedimiento
  sancionador (debido proceso).

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COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO VI
Cargos Regionales de Regulación y Operación

• Elaboración y aprobación del presupuesto de CRIE
  y establecimiento del Cargo por Servicio de
  Regulación.
• Elaboración y aprobación del presupuesto de EOR
  y establecimiento del Cargo por Servicio de
  Operación.
• Los agentes que demanden o consuman energía en
  cada uno de los países miembros pagaran los
  cargos por regulación y por operación, en función
  de dicha energía.

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GOBIERNOS CDMER
CRIE
Reguladores nacionales
OS/OMs nacionales
EOR
MER      
G
T
D/C
GC
MOR
C
MERCADOS ELECTRICOS NACIONALES (6)      
MERCADOS ELECTRICOS BINACIONALES (2) IMG -
ICP      
MCR
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AVANCES DE SIEPAC I Mercado Eléctrico Regional
(MER)

• Suscripción y Ratificación del Tratado Marco y
  Primer Protocolo. 1996-1998
• Aprobación de Diseño General del MER en 2000 y
  del Reglamento Transitorio (RTMER) en 2002
• Inicio operación MER bajo RTMER. Agosto 2002
• Aprobación de Reglamento del MER (RMER) y del
  Convenio General. Diciembre 2005
• Desarrollo del SCADA/EMS Regional. 2005-2008
• Suscripción del Segundo Protocolo al TM. 2007
• Ratificación del Segundo Protocolo al TM
  (ratificado en cinco países). 2007-2010

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Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América
Central


Primer Protocolo TM

Diseño General del MER

Reglamento Transitorio del MER


DESARROLLO REGULATORIO DEL MER

Diagnostico de la Operación Técnica y Comercial
del MER
Diagnostico de la Transmisión en el MER


Diseño Detallado de la Operación Técnica y
Comercial del MER



Diseño Detallado de la


Transmisión en el MER

Reglamento de la Operación Técnica y
Comercial del MER (ROTC)
Reglamento de Transmisión del MER (RT)




Segundo Protocolo al TM
Reglamento del MER (RMER)











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AVANCES DE SIEPAC II Generación Regional

• Acuerdo de promover condiciones propicias en el
  Tratado Marco. 1998
• Incorporación de aspectos claves de generación
  regional en el Diseño General del MER (2000) y en
  el RMER (2005) Contratos Firmes Reforzamiento
  de Transmisión Regional Derechos de
  Transmisión.
• CT-11103-II Impulso de proyectos de generación
  regional y demanda regional a través del MER.
  2010

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AVANCES DE SIEPAC III Transmisión Regional

• Estudio de Factibilidad Técnico Económico de
  Línea SIEPAC en 1997
• Constitución de la Empresa Propietaria de la Red
  (EPR) con seis socios (estatales) en Febrero
  1999. Incorporación Endesa (2001), ISA (2005),
  CFE (2008).
• Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo
  (2001) y de Mediano Plazo (2004-2008). Abril 2001
• Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo 2001

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AVANCES DE SIEPAC III Transmisión Regional

• Inicio operaciones EPR. Marzo 2002.
• Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental
  nacionales y obtención de Licencias Ambientales.
  2002-2004
• Realización de topografía final para la Línea y
  para la servidumbre. 2003
• Diseño final 1,800 Km. de línea de transmisión
  230 KV de un circuito sencillo con prevista para
  doble circuito. 2005

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AVANCES DE SIEPAC III Transmisión Regional

• Regulación Regional de Transmisión Expansión,
  operación, mantenimiento, derechos de transmisión
  y remuneración (RMER -2005)
• Presupuesto actual US 494 millones
• Constitución de servidumbres 2004-2010
• Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006
  Diciembre 2010 (4.5 años)

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LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISIÓN
REGIONAL
País
KMS
Panaluya
Río Lindo
Cajón
Guate Norte
Guatemala
281
T
285
El Salvador

Aguacapa
270
Honduras

Nejapa
Ahuachapán
321
Nicaragua

Aguacaliente
15 de Sept.
490
Costa Rica

150
Panamá

Total

Planta Nicaragua
1797
Lago
Ticuantepe
Nicaragua
300 MW de capacidad 28 bahías en 15
subestaciones Cable OPGW de 36 fibras
230 KV, Circuito sencillo en torres de doble
circuito Costo M 494
Cañas
Parrita
Palmar Norte
Panamá
Río Claro
Veladero
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AVANCE DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC
31-05-10 Cimentaciones Cimentaciones Cimentaciones Izado de Estructuras Izado de Estructuras Izado de Estructuras Tendido de Conductores Tendido de Conductores Tendido de Conductores
  Total Realiz Total Realiz Total Realiz
Guatemala 663 586 88 663 473 71 283 8 3
El Salvador 737 731 99 737 704 96 286 29 10
Honduras 714 713 99 714 656 92 274 0 0
Nicaragua 752 743 99 752 728 97 304 293 96
Costa Rica 1320 976 74 1320 947 72 493 181 37
Panamá 398 398 100 398 398 100 150 150 100
TOTAL 4584 4139 90 4584 3899 85 1791 655 37
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FINALIZACIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC
  Honduras
8 11/Ene/2011
9 31/May/2011
10 21/Dic/2010
11 21/Dic/2010
San Buenaventura
Panaluya
Guate Norte
Cajón
Aguacapa
T
  Guatemala
1 25/Ene/2011
2 31/Dic/2010
3 31/May/2011
Nejapa
Ahuachapán
Aguacaliente
15 de Sept.
  Costa Rica
15 26/Oct/2010
16 03/Dic/2010
17 31/Dic/2011
18 30/Jun/2011
19 12/Oct/2010
Sandino
  El Salvador
4 04/Ene/2011
5 15/Ene/2011
6 15/Ene/2011
7 15/Dic/2010
Lago
Ticuantepe
Nicaragua
  Panamá
20 12/Dic/2010
Cañas
Parrita
  Nicaragua
12 21/Dic/2010
13 30/Nov/2010
14 14/Dic/2010
Palmar Norte
Río Claro
Panamá
Veladero
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RED DE TRANSMISION ACTUAL
México
Honduras
Capacidad entre países 60 MW
Guatemala
Nicaragua
El Salvador
Costa Rica
Interconexión existente 230 Kv Interconexión
existente 400 Kv
Panamá
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PROXIMA RED DE TRANSMISION
México
Capacidad entre países 300 MW
Honduras
SIEPAC
Guatemala
SIEPAC
SIEPAC
Nicaragua
El Salvador
Costa Rica
SIEPAC
Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC
Panamá
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INTERCONEXION DE LA LÍNEA SIEPAC
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AVANCES DE SIEPAC IV Organismos Regionales

• Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en
  1998
• Constitución del Comité de Interconexión
  Eléctrica (CIE) en 1999
• Constitución de Junta Directiva de CRIE. Abril
  2000
• Constitución de Junta Directiva de EOR. Febrero
  2001
• Elaboración de Reglamentos Internos de EOR y CRIE
  en 2000-2001

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AVANCES DE SIEPAC IV Organismos Regionales

• Selección de Sedes definitivas Guatemala para
  CRIE y El Salvador para el EOR. Octubre 2002
• Operación del MER directamente por el EOR Junio
  de 2006
• CT-111003-IV Fortalecimiento institucional de
  CRIE y EOR. 2009-2010
• Operación de CRIE y EOR con Cargos CRIE y EOR.
  Enero 2010
• Consejo Director del MER (CDMER) . 2010

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AVANCES DE SIEPAC V Otros

• Aplicación gradual de Criterios de Calidad,
  Seguridad y Desempeño del RMER. Ajuste de AGC.
  2010
• Desarrollo del Sistema de Planificación de la
  Expansión de la Transmisión Regional (SPTR).
  2010-2011
• Armonización regulatoria Interconexiones
  Extra-regionales (IMG y ICP). 2010-2011

30
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS
31
EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS
28.5