“el mercado eléctrico de américa central : situación actual y perspectivas de desarrollo.”...
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“El Mercado Eléctrico de América Central : Situación Actual y Perspectivas de
Desarrollo.”
René González Castellón
Director Ejecutivo EOR
IEEE – CONCAPAN PANAMA, NOVIEMBRE DEL 2007
Índice
CRIE, EOR y
Regulación Regional
América Central
La RTR y SIEPAC
El Mercado
Eléctrico Regional Lecciones
aprendidas
Lecciones
aprendidas
UNDP-Vers5 0502
3
Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central
RESUMEN
Población Total: 40.8 Millones
Demanda Total: 2.711 GW min 6.718 GW max
Generación
Instalada Total: 9,042 GW
Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)
Operadores de Sistema y Mercado Nacionales
Guatemala
El SalvadorEl Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
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Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central
Población: 13.018 Millones
Demanda: 546.23 MW min 1,379.8 MW max
Generación
Instalada: 2,057.7 MW
Población: 7.518 Millones
Demanda: 511 MW min 1,273.3 MW max
Generación
Instalada: 1,526.8 MW
Población: 6.991 Millones
Demanda: 359 MW min 874 MW max
Generación
Instalada: 1,230.4 MW
Población: 5.594 Millones
Demanda: 223.9 MW min 444.1 MW max
Generación
Instalada: 720.4 MW
Población: 4.399 Millones
Demanda: 613.9 MW min 1,731.5 MW max
Generación
Instalada: 2,095.8 MW
Población: 3.284 Millones
Demanda: 457.37 MW min 1,015.8 MW max
Generación
Instalada: 1,411 MW
Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)
Operadores de Sistema y Mercado Nacionales
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
5
Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central
Fuentes: Operadores de Sistema y Mercado Nacionales
Demanda de
energía promedio al mes
Guatemala
El SalvadorEl Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
593.4 GWh
Demanda de
energía promedio al mes
552.8 GWh
Demanda de
energía promedio al mes
441.1 GWh
Demanda de
energía promedio al mes
283.8 GWh
Demanda de
energía promedio al mes
725.1 GWh
Demanda de
energía promedio al mes
551.3 GWh
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
6
Generación de Electricidad Neta por Tipo de Recurso
Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)
Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2006
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
GU ES HO NI CR PA
Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbon Cogen Eolica
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
7
Tipos de Modelos de Mercados Eléctricos en América Central
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
8
Tratado Marco de América Central (TM). Firmado por los presidentes de los seis países de Centroamérica, en diciembre de 1996, para fomentar la integración de la región y dar inicio al proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). I y II Protocolos del TMER. Reformes importantes al Tratado Marco del MER. El Segundo Protocolo se encuentra en proceso de ratificación por las Asambleas Legislativas de América Central.
Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER). Debido a la alta necesidad de la región para realizar transacciones bajo la nueva Integración Centroamericana, un reglamento fue creado para impulsar el desarrollo transitorio del Mercado Eléctrico Regional (MER), mientras es concretado el SIEPAC, Este reglamento fue aprobado por la CRIE en junio del 2002.
Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Continuando con el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional, se impulsaron los esfuerzos para la creación del Reglamento Regional (RMER) definitivo, que diera el marco regulatorio para generar gradualmente el MER. Fue así que en diciembre del 2005 fue aprobado por CRIE. La entrada en vigencia plena de este reglamento va a ser concretada cuando entre en funcionamiento el proyecto de interconexión SIEPAC.
Principales Documentos Regulatorios del Mercado Eléctrico Regional
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
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Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central
Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).
Creada por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de Guatemala. Es el organismo encargado realizar la regulación del MER y de aprobar los reglamentos que lo rigen.
Ente Operador Regional (EOR).
Creado por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de San Salvador el cual es el encargado de la operación técnico y comercial del MER y la coordinación de la operación del SER.
Guatemala
El El SalvadorSalvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica Panamá
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
10
Empresa Propietaria de la Red (EPR).
Conformada con acciones de las empresas de transmisión de los seis países de AC y ENDESA e ISA Colombia, quienes han aportado parte del capital para el desarrollo del proyecto SIEPAC.
Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central
Guatemala
El El SalvadorSalvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
11
Diagrama de Relación de las Instituciones Regionales y los Países
MERMERGG TT
MERCADO DE OPORTUNIDADMERCADO DE OPORTUNIDAD
Ccontracts
LU
EOR OS Y MNACIONAL
REGULADOR NACIONAL
GOBIERNOS
CRIE
D/CD/C
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
12
GUATEMALAESTE
AHUACHAPAN
15 DE SEPT.
AGUA CALIENTE
LOS PRADOS
LEON 1
MASAYA
LIBERIA
PROGRESO
RIO CLARO
RED DE TRANSMISION REGIONAL ACTUAL
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
COSTA RICA
PANAMA
60 HERTZFRECUENCIA
115KV
230KVVOLTAJES DE OPERACIÓN
DATOS DEL SISTEMA
60 HERTZFRECUENCIA
115KV
230KVVOLTAJES DE OPERACIÓN
DATOS DEL SISTEMA
EL SALVADOR
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
La RTR actual y los nodos para ofertas
comerciales
UNDP-Vers5 0502
13
El sistema de transmisión del SER y sus restricciones
SEP
SEP
SEP
SEP
SEP
SEP
Los enlaces de transmisión entre las seis áreas de control (seis países), son enlaces con baja capacidad de transmisión.
Han existido sistemas de porteo que por razones técnicas han introducido limitaciones en la capacidad de transmisión, la cual ha sido una de las principales causales de congestiones comerciales.
Guatemala
El SalvadorEl Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
14
Proyecto SIEPAC
Guatemala
El El SalvadorSalvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
15
El Proyecto SIEPAC y la nueva RTR
GuatemalaGuatemalaGuatemala
El SalvadorEl SalvadorEl Salvador
NicaraguaNicaraguaNicaragua
Costa RicaCosta RicaCosta Rica
PanamáPanamPanamááInterconexión Existente
Red Nacional
SIEPAC
SISTEMA TRANSMISION 230 KV SISTEMA TRANSMISION 230 KV
300 MW300 MW
SIEPACSIEPAC
SIEPACSIEPAC
SIEPACSIEPAC
SIEPACSIEPAC
HondurasHondurasHonduras
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
16
El Mercado Eléctrico Regional y su evolución
BLOQUENORTEBLOQUENORTE
BLOQUE SUR
BLOQUE SUR
MERFASE IMER
FASE I
MERFASE IIMER
FASE II
MERFASE IIIMER
FASE III
EL SALVADORHONDURAS
(INTERCONEXION)
EL SALVADORHONDURAS
(INTERCONEXION)
RefuerzosNacionalesRefuerzosNacionales
LINEA SIEPACLINEA SIEPAC
NuevosProyectos
NuevosProyectos
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
UNDP-Vers5 0502
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El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF)
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
Son Contratos de compra y venta de energía entre dos agentes pertenecientes a diferentes países de la región centroamericana, están diseñados para dar prioridad al suministro de energía contratada por la parte compradora, mediante la obtención de Derechos de Transmisión (DT), por alguna de las partes contratantes, necesarios para asegurar los servicios de transmisión entre los nodos de inyección y retiro de la energía contratada, en la programación comercial del Pre-despacho regional.
UNDP-Vers5 0502
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El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF)
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
Características:
•La parte vendedora se compromete a vender
energía firme a la parte compradora en el nodo
de retiro de la RTR.
•La energía comprometida en un CF regional no
podrá ser comprometida en un mercado
nacional, y debe ser considerada como energía
firme en el país donde se ubica el nodo de retiro.
•Una de la partes del CF deberá tener la
titularidad de los derechos de transmisión en el
sentido del nodo de inyección al nodo de retiro,
necesarios para validar el CF.
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El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF)
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
Prioridad de abastecimiento de la
contraparte de retiro del contrato
En la programación comercial del Pre-
despacho regional el abastecimiento de
la contraparte de un contrato firme se
logra mediante; la obligación de la parte
de inyección de ofertas una venta al
Mercado de Oportunidad Regional (MOR)
de igual o mayor cantidad de energía
que la cantidad contratado.
UNDP-Vers5 0502
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El Mercado Eléctrico Regional y su evolución
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
Proceso diario de recepción de ofertas
Validaciones regulatorias
Oferta diaria del contrato
Celebración del contrato
Validación técnica y comercial
Revisión de requisitos (DT) e inconsistencias
Proceso de Pre-despacho
Proceso de planificación diaria del Contrato Firme Proceso de planificación diaria del Contrato Firme
Publicación del programa diario de regional de energía
CRIE Regulad. Nac.
Revisiones regulatoriasAgente
vendedorAgente
comprador
Contratos Firmes
UNDP-Vers5 0502
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El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF)
La RTR y SIEPAC
El Mercado Eléctrico
Regional
Lecciones aprendidas
CRIE, EOR y Regulación
Regional
América Central
Un Derecho de Transmisión (DT) asigna a su
Titular un derecho de uso o financiero sobre
la Red de Transmisión Regional (RTR) por un
determinado Periodo de Validez.
El EOR organizará subastas mensuales de
DT. En estas subastas se asignarán a los
adjudicatarios de los respectivos DT por
períodos de validez mensual y anual. El EOR
pondrá a disposición en las subastas la
Capacidad Operativa de Transmisión de la
RTR considerando los DT asignados, las
contingencias y los mantenimientos
programados.
Los riesgos relacionados con el desarrollo y
maduración del Mercado Eléctrico regional tales
como:
* La aprobación de los seis países al II Protocolo al
Tratado Marco, será posterior al año 2008,
impidiendo la operación del MER en el 2009.
* La escasa o nula inversión en plantas generadoras
de energía eléctrica (mayor a 300 MW) operando al
2012, no permitirá cumplir el objetivo de desarrollo
del Proyecto (MER creado y funcionando
sosteniblemente).
Riesgos Identificados del MER
FACTORES POLITICOS Y REGULATORIOS. Aunque el MER tiene
una alta estructuración normativa y sus reglamentos y protocolos
son bastante claros, los procesos políticos y los esfuerzos para
armonizar los reglamentos locales con los regionales, funcionan
más lentamente de lo previsto debido a que los diferentes
gobiernos de la región están pasando por momentos y coyunturas
diferentes.
NECESIDADES DE GENERACION Y TRANSMISION. La
interacción de los factores de obsolescencia a nivel generación y a
nivel transmisión podría generar situaciones críticas en el desarrollo
del MER. Ambos procesos son claves y necesarios para facilitar el
desarrollo del Mercado Eléctrico Regional.
NECESIDADES DE COINCIDENCIA. Debido a que la interacción
de los factores políticos y de inversión es crítica, aún es necesario
generar compromiso y hacer coincidir los intereses de los
inversionistas y las voluntades políticas para beneficio de los
pueblos del Istmo Centroamericano.
Lecciones Aprendidas
www.enteoperador.org
rgonzalez@enteoperador.org
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