Este documento presenta un resumen de los avances y desafíos de los proyectos de integración eléctrica regional en América Central. Se destaca que se ha logrado finalizar la construcción del primer circuito del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central, mejorar la implementación del Mercado Eléctrico Regional y desarrollar el primer Plan de Expansión de la Generación y Transmisión Regional. Entre los principales desafíos se encuentran duplicar la capacidad del SIEPAC, consolidar las interconexiones

1. Sesión 5: Proyectos de Integración Eléctrica Regional:
Avances y Retos
Ing Salvador Lopez Alfaro
Presidente
Ente Operador Regional
7 de septiembre de 2016
ENTE OPERADOR REGIONAL
Semana de la Energía Sostenible para
América Latina y el Caribe
XI FORO DE INTEGRACIÓN ENERGETICA REGIONAL (FIER 2016)
V SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE ELECTRICIDAD (ELEC 2016)
INICIATIVA SE4ALL EN LAS ÁMERICAS

2. ENTE OPERADOR REGIONAL
Ing. Salvador López Alfaro

3. Contenido
1
El Sector Eléctrico Regional
Demandas de Potencia
Capacidades de Generación
Infraestructura del SIEPAC
2
El Mercado Eléctrico
Regional
Estructura interinstitucional
Evolución de la
Reglamentación Regional
Tipos de Mercados
Transacciones de Energía a
Julio 2016
La Planificación de la
Transmisión Regional
3
Reflexiones
Grandes avances realizados
Temas en proceso de
resolución
Principales desafíos
3

4. EL SECTOR ELÉCTRICO
 Demanda de Potencia
 Capacidad de Generación
 Infraestructura del SIEPAC

5. Demanda Máxima en América Central (MW)
0,0
1.000,0
2.000,0
3.000,0
4.000,0
5.000,0
6.000,0
7.000,0
8.000,0
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total
1,691
1,098 1,515
715
1,767 1,618
8,404
Título del gráfico
Demanda Máxima en cada país – no coincidente

6. Matriz energética por país:
Instalada y a desarrollar

7. Capacidad de Generación Instalada (MW)
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
MW
Térmica FO
Térmica Carbón
Cogeneración
Hidro
Geo
Eolica
Solar
POR PAÍS
4.619,5
792,6
1.217,2
6.126,9
472,4
996,2
535,2
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
MW
Térmica FO Térmica Carbón Cogeneración
Hidro Geo Eolica
Solar
31%
5%
8%
42%
3%
7% 4%
Térmica FO
Térmica Carbón
Cogeneración
Hidro
Geo
Eolica
Solar
REGIONAL
%

8. Infraestructura del Sistema de Interconexión
Eléctrica de los Países de América Central
Proyecto SIEPAC –
Inició en Diciembre 2010
(Rio Claro – Veladero)
Finalizó en Octubre 2014
(Parrita Palmar)
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Agua caliente
Veladero
Cajón
San Buenaventura
Panaluya
Ahuachapán
Sandino
Guate Norte
Palmar
15 de Sept.
T
BN- Binacional
S - SIEPAC
230 138 115 69
9,089
3,388
1,552
4,294
Km de línea de transmisión por nivel de
voltaje
Apoyar la formación y
consolidación progresiva
de un Mercado Eléctrico
Regional (MER)
Establecer la infraestructura de
interconexión eléctrica que
permita los intercambios de
energía eléctrica entre los
participantes del MER.
Objetivos:

9. EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL Estructura institucional del MER
 Evolución de la reglamentación regional
 Tipos de mercados
 Estadisticas de transacciones de energía en el MER –
Acumulado 2013 a Julio 2016
 Estadisticas de transacciones por país.

10. Estructura institucional del MER
Gobiernos
Países A.C
CRIE
EOR
Reguladores
Nacionales
OS/OM
Nacionales
Agentes del MER
(Generadores, Transmisores, Distribuidores, Comercializadores, Grandes usuarios )
Regulación
Operación técnica y
Administración
comercial
CDMER
Órgano Político
TRATADO MARCO DEL MERCADO
ELÉCTRICO REGIONAL & PROTOCOLOS 1° , 2°
Ministerios de
Energía

11. 11
Evolución de la reglamentación del MER
RTMER
Ene - May
2013
RMER + PDC
2002
Periodo
de
transición
Procedimiento de Detalle Complementario al RMER
(PDC). Contiene reglas complementarias al RMER
para operar el MER, considerando limitaciones
físicas y técnicas en los Sistemas de Medición
Comerciales de los países. (Vigencia 36 meses)
RTMER: Reglamento
Transitorio del MER
2017?
RMER
Periodo de transición:
• RTMER oficial y RMER +PDC indicativo
• Desarrollo de interfaces regulatorias MEN-
MER
• Sintonización de la Base de Datos Regional
• Identificación de ajustes a los sistemas
informáticos
• Implementación de los procesos
comerciales con el SIMECR

12. 12
El Mercado Eléctrico Regional.
Agentes Compran o
Retiran
Se basa en ofertas de inyección y retiro
de energía.
Se basa en compromisos contractuales entre
agentes, donde se tiene libertad para definir los
precios y condiciones.
Mercado de Oportunidad
Regional (MOR)
Mercado de Contratos Regional
(MCR)
Agentes Venden o
inyectan
- Ofertas de Oportunidad de los Agentes (inyección y retiro)
- Ofertas de Flexibilidad asociada a los Contratos No Firmes
- Ofertas de Oportunidad de inyección asociada a los Contratos
Firmes
- Contratos No Firmes Físicos Flexibles
- Contratos Financieros
- Contratos Firmes
El periodo de mercado
es de 1 hora.
Agentes Compran o
Retiran
Agentes Venden o
inyectan
TIPOS DE TRANSACCIONES DE ENERGÍA

13. TRANSACCIONES DE INYECCION (RMER + PDC)
22
91 120
164
216
242
293
334
412
510
590
690
125
240
374
490
610
761
868
951
1.038
1.161
1.310
1.446
120
218
318
448
562
676
800
914
1.023
1.139
1.236
1.368
118
220
361
555
671
791
942
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ACUMULADOS EN GWh
2013 – JULIO 2016
ACUM - 2013 ACUM - 2014 ACUM - 2015 ACUM - 2016

14. TRANSACCIONES DE ENERGÍA POR PAÍS (GWh)
2015 – JULIO 2016
476
174
16
18
76
183
843
82
3
22
280
139
- 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.0001.1001.2001.300
GUA
ELS
HON
NIC
CRI
PAN
INYECCIONES MER
(GWh totales por País)
-
159
31
141
26
981
152
34
172
17
- 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200 1.300
GUA
ELS
HON
NIC
CRI
PAN
RETIRO MER
(GWh totales por País)

15. PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN REGIONAL

16. Estudios del Sistema de Planificación
16
Horizonte 10 años
Planificación indicativa de la
generación
Ampliaciones planificadas de la
transmisión
Estudios de Largo Plazo
Horizonte 5 años
Revisar la capacidad de transmisión
de la RTR
Impacto en la RTR de nuevas
plantas y ampliación de las redes
Estudios de mediano plazo
Propuestas por iniciadores
Impacto en la RTR de las
ampliaciones
Informe de beneficios e
inconveniente (si CRIE lo solicita)
Evaluación ampliaciones a riesgo
Horizonte 5 años
Identificación para cada año de
elementos que conforman la RTR
Considera las ampliaciones
planificadas y a riesgo
Definición y actualización RTR
Formular el plan de expansión indicativo de la generación y la transmisión
regional, previniendo el establecimiento de márgenes regionales de reserva y
ponerlo a disposición de los agentes del MER. Funciones EOR – TRATADO MARCO

17. Premisas técnicas para la preparación del Plan
Planes de
expansión
Nacionales
después de
2018 - Fijas
Optimizables
Proyección de la
demanda
informadas por
cada país
Planes de
expansión
Nacionales
antes de
2018-Fijas
Costos de
inversión
informados
y costos de
referencia
SIEPAC
Precios de
Combustibles
proyecciones del EIA
Opciones de
Proyectos de
Generación
Se
consideraron
7 escenarios
de expansión
Costo de falla (Energía
no servida)
Tasa de
descuento 12.6
4 % - Horizonte
del estudio 10
años

18. Alcances de la Planificación de Largo Plazo
2015 2016 2017 2018 2019 2020
MW 200 200 200 300 450 600
200 200 200
300
450
600
0
100
200
300
400
500
600
700
CapacidadOperativa(MW)
BENEFICIOS:
Maximizar el Beneficio Social de
los Agentes que inyectan y retiran
Mejorar la confiabilidad a nivel
regional
Aumentar de la competencia en
el MER.
Procurar que en todo momento
se mantenga una capacidad
operativa de intercambio
internacional mínima entre
cualquier par de Países Miembros
Según el estudio de Planificación de la Expansión de la Transmisión Regional,
el incremento de 300MW en 2018 a 450MW en 2019, se debe a:
 la puesta en servicio de 14 Ampliaciones Planificadas
 25 Ampliaciones a Riesgo
 Se incluye 6 ampliaciones del segundo circuito SIEPAC (2 Planificadas y 4 a riesgos)
 Inversión total: $ US$ 194.7 Millones.

19. Ampliaciones cuya construcción debería comenzar en los próximos dos años
Tipo de Ampliación
Ampliaciones Planificadas Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
Líneas nuevas 12 1044 km 143,197
Líneas a Repotenciar 11 462 km 39,287
Transformadores --- --- ---
Ampliaciones A Riesgo Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
Líneas nuevas 4 357 km 52,029
Líneas a Repotenciar 17 473 km 37,955
Transformadores 4 562 MVA 20,220
Total 292,688
Obras relacionadas al Proyecto SIEPAC
Ampliaciones SIEPAC Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
SIEPAC -Planificadas 6 803 98,624
SIEPAC - A Riesgo 4 357 52,029
Total 10 1,160 150,653
Resultados del estudio de Expansión a Largo Plazo

20. IMPORTANTES AVANCES EN EL MER

21. AÑO GESTIÓN
01 junio 2013
Implementación del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional(RMER) con su
Procedimiento de Detalle Complementario(PDC).
Octubre 2014
Finalización de la construcción del primer circuito del SIEPAC, con una
capacidad de transmisión de 300 megavatios –MW (último tramo en CR)
2015
Implementación de los Derechos de Transmisión a corto plazo, bajo la figura de
Derechos Firmes.
Diciembre 2015
Primer Plan Estratégico del MER, los 3 organismos creados por el Tratado
Marco
Marzo 2016
Primer Plan de Expansión de la Generación de la Transmisión Regional
AVANCES RELEVANTES EN EL MER

22. TEMAS RELEVANTES EN EL MER

23. 23
Completar los refuerzos
nacionales de transmisión en
algunos países de A.C que
están limitando el transporte
de energía en su capacidad
fijada de 300MW.
Mejorar el mecanismo actual
de asignación de los
Derechos Firmes y de
Transmisión a corto plazo.
Reforzar la institucionalidad
del MER:
• Recurso de apelación ante las
decisiones de la CRIE
• Institucionalidad y financiamiento
del CDMER
Resolver las perturbaciones
técnicas en la Red como las
Oscilaciones No
amortiguadas
Electromecánicas.
TEMAS RELEVANTES EN EL MER

24. IMPORTANTES DESAFÍOS

25. 25
IMPORTANTES DESAFÍOS
Gestionar en
la aprobación
de un Tercer
Protocolo al
Tratado
Marco del
MER
Avanzar en la
consolidación
de las
interconexion
es eléctricas
México y
Colombia
Desarrollo e
implementaci
ón de los
Contratos
Firmes y
Derechos de
Transmisión a
Largo Plazo
Duplicar la
capacidad del
SIEPAC a
600MW
Manejo del
cambio de
matriz
energética a
energías
renovables

26. ENTE OPERADOR REGIONAL
Diagonal Universitaria, entre 25 Calle Poniente y 17 Avenida Norte, Colonia Layco.
San Salvador, El Salvador, C.A.
PBX : (503) 2245-9900 FAX : (503) 2208-2368.
www.enteoperador.org
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