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

ENTE OPERADOR REGIONAL

Ing. Salvador López Alfaro

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

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 Estadisticas de transacciones de energía en el MER –

Acumulado 2013 a Julio 2016 Estadisticas de transacciones por país.

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

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

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

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

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 1.000 1.100 1.200 1.300

GUA

ELS

HON

NIC

CRI

PANINYECCIONES 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

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

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

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

Cap

acid

ad O

pe

rati

va (

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 interconexiones eléctricas México y Colombia

Desarrollo e implementación 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

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