Marzo 2013

Objetivos del Proyecto SIEPAC. 1. Apoyar la formación y consolidación

progresiva de un Mercado Eléctrico Regional, mediante la creación y establecimiento de mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados, que facilite la participación del sector privado, particularmente en el desarrollo de las adiciones de generación.

2. Construcción de la infraestructura de interconexión eléctrica que facilite los intercambios de energía eléctrica entre los participantes en el mercado eléctrico.

Finalidad de la Empresa Propietaria de la Red (EPR)

El Tratado Marco autoriza a la EPR a desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener un primer sistema de transmisión regional que interconectará los sistemas eléctricos de los seis países de América Central.

GOBIERNOS

CRIE CONSEJO DIRECTOR EOR

6 OPERADORES NACIONALES SECRETARÍA CDMER 6 REGULADORES NACIONALES

180 GENERADORES 51 DISTRIBUIDORES 9 TRANSMISORES NLS

28 COMERCIALIZADORES 62 GRANDES CONSUMIDORES

EPR

331 AGENTES

Organización del Mercado Eléctrico Regional MER

Empresa Propietaria de la Red

EPR es una sociedad regida por el derecho privado, constituida en Panamá, facultada por los Gobiernos de América Central para diseñar, financiar, construir y mantener un Primer Sistema de Transmisión Regional que interconecte los sistemas eléctricos de los países centroamericanos.

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Asociación público - privada de nueve accionistas

Accionistas

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DISTRIBUCIÓN CAPITAL ACCIONARIO

ACCIONISTA Miles US$ Capital Social INDE 6,500 CEL - ETESAL 6,500 ENEE 6,500 ENATREL 6,500 ICE - CNFL 6,500 ETESA 6,500 ENDESA 6,500 ISA 6,500 CFE 6,500 TOTAL 58,500

El Costo del proyecto y la Estructura del Financiamiento

Fuentes de Financiamiento Total Miles US$

1. Aportación Capital Social 58.500

2. Préstamos del BID 253.500

3. Préstamos del BCIE 109.000

4. Préstamo CAF 15.000

5. Préstamos de Accionistas 13.500

6. Préstamos de BANCOMEXT 44.500

TOTAL COSTO PROYECTO 494.000

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DISTRIBUCIÓN PRESUPUESTO INVERSIÓN

CATEGORÍAS DE INVERSIÓN Total Presupuesto (Miles US$)

1. INGENIERÍA Y ADMINISTRACIÓN 78.160

1.1 INGENIERÍA 68.207

1.2 ADMINISTRACIÓN 9.953

2. COSTOS DIRECTOS 387.489

2.1 TERRENOS Y SERVIDUMBRES 29.133

2.2 LÍNEAS 301.609

2.3 CONEXIÓN A SUBESTACIONES 45.817

2.4 EQUIPO DE COMPENSACIÓN 10.931

3. COSTOS ESTUDIOS AMBIENTALES 3.657

5. COSTOS FINANCIEROS Y OTROS

24.694

TOTAL 494.000

DESCRIPCION CONSTRUCTIVA • 1.793 kilómetros de líneas de transmisión de 230 kV con previsión

en torres para un segundo circuito

• Cada circuito viene equipado con conductor 1024.5 MCM ACAR 519.1 mm2 y cada estructura dispone de 2 cables de guarda, uno de Alumoweld 7 No. 8 58.56 mm2, y el otro con OPGW que vendrá equipado con fibra óptica 12 Monomodo (Single Mode) y 24 Dispersión desplazada (Non Zero Dispersion)

• Conexión a 15 subestaciones de los países de la región, mediante 28 bahías de acceso

• Tres bancos de reactores de potencia inductiva de 20 MVAR instalados en uno en Guatemala, y dos en Nicaragua

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Infraestructura del Sistema de Comunicaciones en Línea SIEPAC

• La Línea SIEPAC incluye un cable OPGW con 36 fibras ópticas

• Plataforma Básica (DWDM) que permite la convergencia de las diferentes señales de información.

• Esta infraestructura de fibras ópticas viabilizará la Autopista Mesoamericana de la Información (AMI), prevista en el ahora Proyecto Mesoamérica.

• Para ejecutar las inversiones complementarias en este campo y utilizar las fibras ópticas excedentarias, EPR ha constituido REDCA.

• REDCA tiene como objetivo ser un Carrier of Carriers en la región prestando servicios de interconexión entre los países del SIEPAC y hacia Internet.

• REDCA ha sido constituida en Panamá y su Centro de Gestión Regional operará desde Nicaragua.

Cable OPGW

Equipo DWDM

• El 18 de mayo de 2006, se adjudicó la licitación pública internacional para la construcción de la línea de Transmisión mediante dos contratos llave en mano

• Contratistas principales

• El 24 de octubre de 2006, se inició la ejecución de las actividades correspondientes a la ejecución de la línea de Transmisión

• El 2 de octubre de 2007 se inició la ejecución de las actividades correspondientes a las bahías de Subestación al Contratista TECHINT S.A. de C.V.

• El 10 de mayo de 2010, se inicio la ejecución de actividades para las bahías de compensación reactiva inductiva en las subestaciones de Ticuantepe y Sandino en Nicaragua y Panaluya en Guatemala.

12 LICITACIONES E INICIO DE EJECUCIÓN

NUMERO DE LOTE PAÍSES ADJUDICATARIO

Lote 1. Guatemala, El Salvador y Honduras TECHINT S.A. de C.V. Lote 2. Nicaragua, Costa Rica y Panamá APCA (Consorcio) ABENGOA-INABENSA

• Legislaciones diferentes en cada país

• Obtención servidumbre de paso

• Gestión de licencias ambientales

• Relación con las empresas de transmisión nacionales

• Relación con contratistas

13 PRINCIPALES RETOS EN LA ETAPA DE CONSTRUCCION

• Luego de haber firmado contratos globales de construcción (llave en mano) EPR y sus contratistas enfrentaron diversos problemas diferentes en cada país dada la naturaleza heterogénea de los mismos en cuanto a legislaciones ambientales, de obtención de servidumbres, autonomía de las regiones (municipios, cantones departamentos etc.)

14 LEGISLACIONES DIFERENTES

• Se constituye en el principal problema encontrado en la construcción y que causó mayores retrasos y sobrecostos

• La construcción de este tipo de proyectos encuentra cada vez mayor oposición en la sociedad

• A excepción de Panamá, los mecanismos legales en cada país no son determinantes para obtener servidumbres

• Las empresas publicas eléctricas tienen mejores ventajas de obtener servidumbres dada su naturaleza estatal y amplio conocimiento que de ellas tiene la sociedad

• Las empresas privadas como EPR enfrentan una mayor oposición

• Se obtuvo apoyo de los gobiernos y de las empresas eléctricas nacionales

15 SERVIDUMBRE DE PASO DE LA LÍNEA

• En Guatemala y El Salvador por la autonomía que gozan los Gobiernos regionales municipales, se tuvieron graves dificultades concernientes a la obtención de “licencias de construcción” que están en el ámbito municipal y por los requerimientos de pagos por impuestos, tasas o tributos

• Por concepto de separación de actividades productivas y para

dar certeza a las inversiones extranjeras en los países se deberían tener esquemas tributarios claros

16 RELACIÓN CON GOBIERNOS MUNICIPALES

• Aunque en menor grado, EPR tuvo diferencias con los cuerpos técnicos de las empresas de transmisión nacionales, dado que debía construir bahías en subestaciones nacionales de estas entidades.

• La gran mayoría de empresas de transmisión de la región están en un

modelo de transmisor único, en el país, por lo que no era muy común tener en sus subestaciones bahías de otras entidades

• La dificultades se dieron en temas técnicos de acoplamientos de

equipamientos de control, protección y telecomunicaciones principalmente

• Todos los problemas fueron superados no sin antes tener un costo

financiero para EPR

17 RELACIÓN CON EMPRESAS DE TRANSMISIÓN NACIONALES

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

Cajón San Buenaventura

Panaluya

Ahuachapán

Sandino

Guate Norte

15 de Sept.

T

Río Claro

INCLUYE PREVISTA PARA SEGUNDO CIRCUITO

Palmar Norte

PAIS KMS Tramos

GTM 283 3

SLV 286 4

HND 274 4

NIC 307 3

CRI 493 5

PAN 150 1

TOT 1793 20

Toncontín

UNICO TRAMO PENDIENTE

Avance General

Enlace en Operación

• De los 20 tramos planificados EPR tuvo en resumen la siguiente secuencia de construcción • Inicio de construcción

• Octubre 2006 • Primer Tramo en Operación

• Noviembre 2010 • Penúltimo tramo en Operación

• Diciembre 2012

• Por lo tanto en poco mas de 6 años EPR ha construido 19 Tramos, 1793 kilómetros con 28 bahías de subestación en seis países siendo el mayor esfuerzo de construcción de infraestructura de 230 KV en toda la región

19 CRONOLOGIA DE CONSTRUCCIÓN

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COMPARACION DE COSTOS AMERICA CENTRAL

EMPRESA DE TRANSMISIÓN

US MILES /KM

No.1 433.3

No.2 309.6

EPR 274.5

El Consejo de Electrificación de América Central CEAC , realizó un estudio de costos en transmisión, en los cuales se demostró que en los últimos años América Central muy pocas empresas habían construido líneas de 230 KV en la región. Del estudio efectuado se obtienen los siguiente datos que muestran que aun con los problemas de los costos adicionales al presupuesto original, los costos promedio obtenidos por EPR son los menores de la región

• El año 2012 ha sido crucial para EPR ya que es cuando ya se ha iniciado formalmente la estructuración del cobro del IAR en la región por lo tanto en los 19 tramos ya en servicio ha iniciado la etapa de operación y mantenimiento de EPR en un 93% de sus activos.

• Se ha encontrado que ahora se tiene nuevos retos, entre los cuales se destaca: • Gestión regulatoria para recaudación del IAR • Legislación tributaria en cada país • Cumplimiento de los criterios de calidad del servicio • Compromisos ambientales • Conversión de EPR de una entidad que ha construido a un agente

transmisor cuya función primordial es el mantenimiento de su red • Atender constantes solicitudes de apertura de la red • Vandalismo y sabotajes

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RETOS DE LA ETAPA OPERATIVA

• El mantenimiento de una empresa típica de transmisión lleva las etapas siguientes:

• Planificación • Ejecución • Evaluación y Control

• La etapa de Ejecución es la que ocupa mas recursos técnicos y financieros

• Las etapas 1 y 3 son propias de la administración de EPR

• EPR como empresa totalmente regulada por CRIE tiene como objetivo tener los costos más bajos posibles de mantenimiento

• Por esta razón prevé la gestión por contratos externos (outsourcing) de toda la etapa de Ejecución ya sea con los transmisores nacionales o con contratistas privados

• Según la resolución CRIE 3-61 del año 2012 EPR estaría en este año procediendo a

ejecutar un concurso internacional para la contratación de la ejecución de la totalidad del mantenimiento de sus activos de transmisión en la región

22 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

De acuerdo a lo establecido en el Articulo 12 del Tratado Marco la red de transmisión regional (RTR) es de libre acceso, por esta razón la EPR se ha visto obligada a atender las solicitudes de conexión que se están presentando

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APERTURAS DE LA LINEA

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SOLICITUD DE APERTURA DE LA LINEA SIEPAC

Subestación Desarrollador Solicitud a la CRIE País

Dominical EISA SI Panamá

La Vega TRECSA SI Guatemala

San Agustín TRECSA NO Guatemala

San Miguel Progreso NO Guatemala

La Unión Cutuco Energy NO El Salvador

San Nicolás ENEE NO Honduras

La Virgen ENATREL SI Nicaragua

El Ventarrón SIGLO XXI NO Nicaragua

Los Inocentes VERSANT NO Costa Rica

Jacó ICE SI Costa Rica

Lago

Nicaragua

Panamá

Aguacapa

Nejapa

Cañas

Ticuantepe

Parrita

Aguacaliente

Veladero

Cajón

San Buenaventura Panaluya

Ahuachapán

Sandino

Guate Norte

15 de Sept.

T

Río Claro

INCLUYE PREVISTA PARA SEGUNDO CIRCUITO

Palmar Norte

Subestación Solicitud a la CRIE

Dominical EISA SI

La Vega TRECSA NO

San Agustín TRECSA NO

San Miguel Progreso NO

La Unión Cutuco En NO

San Nicolás ENEE NO

La Virgen ENATREL SI

El Ventarrón SIGLO NO

Los Inocentes VERSANT NO

Jacó ICE SI

SE en construcción

Toncontín

SE La Unión

SE Los Inocentes

Línea terminada

Aperturas de Línea

Línea en construcción

Enlace en Operación

SE finalizada

SE La Vega

SE Jacó

SE San Agustín (El Rancho)

SE Dominical

SE San Miguel SE San Nicolás

(La Entrada)

SE La Virgen

SE El Ventarrón

• Es de conocimiento general que la preocupación actual por el medio ambiente es un tema que ha propiciado la creación de legislación y regulaciones ambientales

• EPR tuvo que cumplir con todas las nuevas

reglamentaciones ambientales exigidas, tanto por los Organismos ambientales de cada país como por los entes financieros del proyecto (BID; BCIE etc.)

• Como parte de la obtención de los permisos

ambientales se le pusieron una serie de compromisos de obligatorio cumplimiento

26 COMPROMISOS AMBIENTALES

• Informes semestrales de cumplimiento • Planes de Contingencia • Sistema de Alertas Tempranas • Plan de Compensaciones Forestales • Monitoreo de Contaminación Electromagnética • Monitoreo de Ruido • Implementación de sistema de mitigación para

Impacto de Aves • Plan de Conservación del Colibri Esmeralda

(Honduras) • Apoyo para rescate arqueológico en Subestación

Ticuantepe Nicaragua

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COMPROMISOS AMBIENTALES

País Compensación Forestal

Guatemala Se indemnizó en efectivo al Instituto Nacional de Bosques para sus programas de reforestación

El Salvador Apoyo a reforestación área protegida Magdalena y Parque Nacional San Diego La Barra

Honduras Cuenca del Río Coyolar

Nicaragua Varias fincas y 47 hectáreas del Río Tamarindo

Costa Rica 32 hectáreas áreas de conservación en Guanacaste

Panamá 65 hectáreas de la zona de amortiguamiento del Volcán Barú

28 COMPENSACIONES FORESTALES

EPR durante la etapa constructiva y ahora en la etapa operativa ha enfrentado diversos actos de vandalismo y sabotaje como:

• Robos de cable incluso instalado (sin tensión) en El Salvador y Guatemala

• Robo de puestas a tierra • Robo de piezas o elementos estructurales de torres

Ahora ya en operación se ha tenido continuidad de estas acciones a excepción del robo del cable por estar ya en servicio energizado con alta tensión El caso más grave ocurrió en El Salvador como se muestra a continuación

29

VANDALISMO Y SABOTAJE

30

SABOTAJE EN TORRE AHUACHAPAN NEJAPA

31

SABOTAJE TORRE AHUACHAPAN NEJAPA

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VANDALISMO EN HONDURAS Y EL SALVADOR

• El RMER en su Libro III establece las principales regulaciones para la EPR entre las cuales se destacan a continuación las que tienen relación directa :

• Libre Acceso • Coordinación Técnica Operativa • Régimen de Calidad del Servicio • Régimen Tarifario para EPR • Ampliaciones • Diseño de Ampliaciones • Criterios de Calidad Seguridad y Desempeño

33 EL RMER Y LA EPR

• Líneas de transmisión: • Indisponibilidad programada:

• En horas/año/100 km y salidas/año/100 km • Indisponibilidad forzada:

• En horas/año/100 km y salidas/año/100 km • Equipos de conexión:

• Indisponibilidad programada: en horas/año/unidad y salidas/año/unidad

• Indisponibilidad forzada: en horas/año/unidad y salidas/año/unidad

• Equipos estáticos de compensación: • Indisponibilidad programada: en horas/año/unidad y

salidas/año/unidad • Indisponibilidad forzada: en horas/año/unidad y

salidas/año/unidad

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PRINCIPALES INDICES APLICABLES A EPR

Hasta la fecha EOR no ha definido los valores “Objetivo” de estos índices

TRANSMISIÓN REGIONAL: AMPLIACIONES

Por medio del Sistema de Planeación de la Transmisión Regional (SPTR) se elaborará un plan indicativo de las ampliaciones de la misma y se identifican:

• Ampliación Planificada: Las que se realizan por iniciativa regional propuesta por el EOR y aprobada por la CRIE.

• Ampliación a Riesgo: Las que se realizan por uno o más agentes.

• Ampliación a Riesgo con Beneficio Regional: Las que se realizan por uno o más agentes pero se reconoce un Ingreso Autorizado Regional.

Resolución CRIE P-16-2012

• En la región centroamericana es el mayor esfuerzo de construcción de activos de transmisión en 230 KV en los últimos 10 años

• Es difícil percibir en la región el enorme despliegue de

recursos técnicos, financieros que están detrás de este proyecto

• Aun no se reciben directamente en la región los beneficios ya

que el MER aun esta en desarrollo • Se podría acelerar que la región comience a percibir

beneficios si se completan los temas pendientes del RMER, como los Derechos de Transmisión

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REFLEXIONES

• El SIEPAC es un proyecto de infraestructura de los países por lo que bajo esta visión se convierte en un proyecto con las siguientes peculiaridades con respecto a los beneficios • No son tangibles directamente • Se ven en el mediano o largo plazo • Sus costos se deben socializar

• El 44 % de la línea del SIEPAC actualmente construida, poco más de 726 kilómetros son obras de beneficio directo a las redes nacionales

37 REFLEXIONES

Ambiental

Permitirá la instalación de Plantas Generadoras Regionales de gran tamaño y por ende Reducción de emisiones.

Complementariedad hidrológica y térmica de los países

Optimización generación con recursos naturales

Potencia el uso de recursos energéticos renovables de la región.

Social

Incrementará la calidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica.

Ahorro de combustible

Impacto directo en la reducción del precio de la energía eléctrica al consumidor final

Económico

Permitirá la Planificación y Operación Regional.

Facilitará Menores Costos Unitarios para las inversiones.

Posibilitará un mercado regional de energía eléctrica.

Promoción de la competencia.

BENEFICIOS A LARGO PLAZO

CONCLUSIONES • La Línea SIEPAC está en servicio, lo que actúa como estímulo para

grandes proyectos de generación regional que ahora si pueden concretarse.

• SIEPAC es un proyecto singular que junta voluntades de los países y además de los beneficios propios de una integración eléctrica, suma los de telecomunicaciones y los ambientales.

• La integración trae beneficios tangibles que trascienden los intereses nacionales, y van en beneficio directo de todos los ciudadanos de la región centroamericana, por los que se justifica realizar el esfuerzo y vencer las dificultades.