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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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
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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.
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