ENTE OPERADOR REGIONAL Desarrollo actual del Mercado Eléctrico Regional: Proyecto SIEPAC San Salvador, El Salvador Marzo 2013 Contenido 1. El Sistema Eléctrico Regional 2. Descripción del Proyecto SIEPAC 3. Estado de Construcción de la Línea SIEPAC 4. Estado Actual de la Regulación Regional 5. Cambio RTMER a RMER + PDC 6. Descripción comercial del MER 7. Principales Retos (Corto y Largo Plazo) Interconexiones Eléctricas Internacionales en América Central Bloque Norte 1986 Guatemala El Salvador Bloque Sur 1976 Honduras Nicaragua 1982 Nicaragua Costa Rica 2002 El Salvador Honduras 1976 Costa Rica Panamá Sistema Eléctrico Regional Guatemala Demanda Max: 1651.8MW Demanda Min: 540.8MW *Gen. Inst. 2,590.5 MW Honduras Demanda Max: 1383.9MW Demanda Min: 354.5MW *Gen. Inst. 1,788.8 MW Total Regional Año 2012: Demanda Max 7006.3MW *Generación Neta 42,292 GWh El Salvador Demanda Max: 979 MW Demanda Min: 341 MW *Gen. Inst. 1,503.5 MW Costa Rica Demanda Max: 1593.7MW Demanda Min: 588.9MW *Gen. Inst. 2,650.4 MW *FUENTE: CEPAL - CENTROAMÉRICA: ESTADÍSTICAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO Nicaragua Demanda Max: 647.1MW Demanda Min: 227.7MW *Gen. Inst. 1,093.7 MW Panamá Demanda Max: 1368.7MW Demanda Min: 607.5MW *Gen. Inst. 2,295.6 MW Objetivos Proyecto SIEPAC La formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante la creación y establecimiento de los mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados, que facilite la participación del sector privado en el desarrollo de las adiciones de generación eléctrica Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica (líneas de transmisión, equipos de compensación y subestaciones) que permita los intercambios de energía eléctrica entre los participantes del MER El EOR, Misión y Visión Misión Visión • Dirigir y coordinar, la operación técnica del Sistema Eléctrico Regional (SER) y realizar la gestión comercial del Mercado Eléctrico Regional (MER), con transparencia y excelencia, en base a criterio técnico y económico de acuerdo con la Regulación Regional. • Ser una entidad de prestigio internacional en el desarrollo y consolidación de la integración eléctrica de América Central y futuros países que se interconecten contribuyendo al bienestar económico y social de la región. Sede EOR: Ciudad de San Salvador, República de El Salvador Coordinación operativa EOR – OS/OM La coordinación técnica y comercial del MER, el EOR la realiza en conjunto con los Operadores de Sistema y Mercado (OS/OM) de los países de la región. Parte fundamental de esta coordinación son los Comités Técnicos Seguridad Operativa Planeamiento Revisión RTR Comunicación y SCADA Planificación de la generación En algunos casos también se ha requerido de la colaboración de los Agentes Transmisores. Operativo Comités técnicos actuales Operación en tiempo real Operación Comercial Planificación de la transmisión SCADA Regional del EOR En el SCADA Regional se supervisan en tiempo real: Tipo de Equipos Subestaciones Lineas Transformadores Unidades de Generación Cargas Capacitores Interruptores Seccionadores Mediciones Analógicas Cantidad 442 589 765 599 608 109 3,530 5,278 11,731 Estado Construcción Línea SIEPAC Guate Norte – Panaluya (Dic 2012) Próximos tramos a entrar en operación Panaluya – San Buenaventura Previsión primer trimestre 2013 Panaluya Guate Norte Aguacapa–Ahuachapán (Ene 2012) Aguacapa T Ahuachapán Ahuachapán–Nejapa (Feb 2012) San Buenaventura–Torre 43 (Mar 2012) San Buenaventura Cajón Nejapa Sandino– Agua Caliente (Feb 2013) Agua caliente Ticuantepe – Sandino (Enero 2013) 15 de Sept. Nejapa–15 de Septiembre (Mar 2012) Ticuantepe – Cañas (Nov 2011) Sandino Ticuantepe Cañas Río Claro – Veladero (Dic 2010) 15 de Septiembre–Agua Caliente (Dic 2012) Parrita Cañas – Parrita (Ago 2012) Palmar Veladero Palmar – Río Claro (Nov 2012) En febrero y marzo 2012 entraron en operación los tramos Ahuachapan – Nejapa y Nejapa – 15 de Septiembre respectivamente, propiedad de 9 ETESAL, el cual es un refuerzo de transmisión en El Salvador y es paralelo al tramo de la Línea SIEPAC entre las mismas subestaciones. Estado Actual de la Regulación Regional Resolución CRIE-P-23-2012 Primero • DECLARAR la puesta en operación comercial por tramos de la línea de transmisión del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central – SIEPAC – después de cumplidos los requisitos establecidos en la regulación vigente. Segundo • DECLARAR la entrada en vigencia del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional – RMER-, a partir del día 1 de enero de 2013, con excepción de las disposiciones específicas suspendidas mediante la resolución CRIE-P-17-2012 de fecha 4 de octubre del año en curso. Tercero • APROBAR, el periodo de transición de tres meses, solicitado por el EOR, contados a partir de la entrada en vigencia del RMER y del PDC, periodo durante el cual se aplicará el Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER, y los Acuerdos CRIE-05-28 y CRIE-08-30 con carácter oficial y el RMER y PDC con carácter indicativo. Una vez agotado el presente periodo de transición y sin necesidad de declaración posterior, se procederá a la aplicación del RMER y el PDC, en la forma aprobada por la CRIE. Periodo de Transición (Enero – Marzo 2013) El EOR está llevando dos procesos paralelos, que implica envío diario de información de los OS/OM para RMER y RTMER. Esta información es diferente para cada caso. AGENTES AGENTES 2 1 RTMER OS/OM RMER + PDC OS/OM Los instrumentos para hacer negocios en RTMER y RMER+PDC también son diferentes. Implementación inicial RMER (+PDC) Resolución CRIE-NP-19-2012 Remuneración Servicio Transmisión Regional Procedimiento de Detalle Complementario al RMER (PDC) Resolución CRIE 01-2009 Cargo CRIE y Cargo EOR Resolución CRIE-P-17-2012 Resolución CRIE-09-2005 RMER Operación técnica y comercial del MER bajo el RMER Organización comercial del MER bajo el RMER Contratos Firmes Mercado de Contratos Regional Requieren DT asociado No requieren DT Contratos No Firmes Mercado Eléctrico Regional Financieros Mercado de Oportunidad Regional Ofertas de Inyección y Retiro de energía Físicos Flexibles Cambio del RTMER al RMER+PDC Inicio 1 de abril 2013 Principales retos Corto Plazo • Completar implementación del RMER + PDC • Desarrollo de interfaces regulatorias MEN – MER • Derogación RTMER Mediano Plazo • Implementación de Contratos Firmes y Subasta de Derechos de Transmisión • Planificación de la generación y transmisión regional de mediano y largo plazo. Mayor Información ENTE OPERADOR REGIONAL – EOR Diagonal Universitaria entre 25 Calle Poniente y 17 Avenida Norte, Colonia Layco San Salvador, El Salvador PBX: (503) 2208-2364 FAX: (503) 2208-2368 Sitio Web www.enteoperador.org