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7 de septiembre de 2016
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XI FORO DE INTEGRACIÓN ENERGETICA REGIONAL (FIER 2016)
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Temas en proceso de
resolución
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EL SECTOR ELÉCTRICO
 Demanda de Potencia
 Capacidad de Generación
 Infraestructura del SIEPAC
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
Matriz energética por país:
Instalada y a desarrollar
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
%
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:
EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL Estructura institucional del MER
 Evolución de la reglamentación regional
 Tipos de mercados
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Acumulado 2013 a Julio 2016
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Estructura institucional del MER
Gobiernos
Países A.C
CRIE
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OS/OM
Nacionales
Agentes del MER
(Generadores, Transmisores, Distribuidores, Comercializadores, Grandes usuarios )
Regulación
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Energía
11
Evolución de la reglamentación del MER
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12
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Retiran
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Mercado de Oportunidad
Regional (MOR)
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Agentes Venden o
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Firmes
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es de 1 hora.
Agentes Compran o
Retiran
Agentes Venden o
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TIPOS DE TRANSACCIONES DE ENERGÍA
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
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1.161
1.310
1.446
120
218
318
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800
914
1.023
1.139
1.236
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361
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671
791
942
-
200
400
600
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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
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)
PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN REGIONAL
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16
Horizonte 10 años
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planificadas y a riesgo
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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
Premisas técnicas para la preparación del Plan
Planes de
expansión
Nacionales
después de
2018 - Fijas
Optimizables
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demanda
informadas por
cada país
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expansión
Nacionales
antes de
2018-Fijas
Costos de
inversión
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SIEPAC
Precios de
Combustibles
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Generación
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del estudio 10
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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.
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
IMPORTANTES AVANCES EN EL MER
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
TEMAS RELEVANTES EN EL MER
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
IMPORTANTES DESAFÍOS
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
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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XI-FIER 05 Sistema de Integración Eléctrico Centroamericano SIEPAC

  • 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
  • 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
  • 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
  • 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 NOTA IMPORTANTE El contenido del presente documento, junto con cualquier archivo adjunto, puede contener información propiedad del Ente Operador Regional -EOR.- titular de los derechos de autor de todo el contenido, diseño e imagen. Por lo anterior, está prohibido copiar, transmitir, retransmitir, transcribir, almacenar, alterar o reproducir parcial o total por cualquier medio electrónico o mecánico esta información, sin permiso por escrito por parte del EOR. Dicha información podría ser de carácter confidencial, propietaria o con derechos reservados y privilegios legales asociados. Su uso se debe circunscribir solamente al individuo o entidad para el cual la información fue originalmente destinada. Asimismo, el Ente Operador Regional-EOR, no se hace legalmente responsable por daños de cualquier tipo causados por el contenido del mensaje, por errores u omisiones, o por los archivos adjuntos. La integridad y seguridad de este mensaje no pueden ser garantizadas en el Internet. Si usted no es el destinatario de este mensaje, por favor elimínelo. Asimismo, le agradecemos informarnos de cualquier uso indebido de nuestra infraestructura mediante el envío de un correo electrónico a : consultas- informacion@enteoperador.org GRACIAS