Potencial de desarrollo del MER Salvador López Alfaro Director CENCE 4/9/ 2012

1. Sistema de Interconexión Eléctrica de Países de América Central y su RegulaciónMERCADO ELECTRICO REGIONAL Potencial de desarrollo del MER Salvador López Alfaro Director CENCE 4/9/ 2012

2. Temas a desarrollarMERCADO ELECTRICO REGIONAL • Desarrollo de la Interconexión de América Central. • Transacciones en el MER, limitaciones de transmisión de los enlaces actuales. • Capacidad transmisión con la LT SIEPAC. • Aporte de los enlaces Extraregionales.

3. Cronología de las Interconexiones Eléctricas Internacionales en América Central Bloque Norte Bloque Sur 1986 Guatemala El Salvador 1976 Honduras Nicaragua 1982 Nicaragua Costa Rica Junio 2004 El Salvador Honduras 1976 Costa Rica Panamá Bajas capacidades de transmisión

4. Evolución del Desarrollo Regulatorio del MER 1996 - 1998 Tratado Marco del MER Primer Protocolo al TM Diseño General del MER 2000 Reglamento Transitorio del MER (RTMER) 2002 Diagnóstico y diseño operación técnica y comercial del MER Diagnóstico y diseño de la transmisión en el MER 2003 - 2004 Reglamento de la transmisión del MER Reglamento de la operación técnica y comercial del MER Reglamento del MER (RMER) 2005 2007 Segundo Protocolo al TM

5. Las Instituciones Regionales (1/2) Comisión Regional de Interconexión Eléctrica - CRIE Creada por el Tratado Marco del MER. Es el organismo encargado de realizar la regulación del MER y de aprobar los reglamentos que lo rigen. Ente Operador Regional - EOR Creado por el Tratado Marco del MER, es el encargado de la operación técnica y comercial del MER. Empresa Propietaria de la Red – EPR Ejecutora física de la Línea SIEPAC, fue constituida por partes iguales, de las seis empresas eléctricas públicas de América Central designadas por su respectivo gobierno. Posteriormente se incorporaron otros socios: ENDESA (España); ISA (Colombia); y CFE (México).

6. Las Instituciones Regionales (2/2) Regulación Mercado Eléctrico Regional

7. Transacciones por Año * Datos de RTMER desde Noviembre 2002 hasta Octubre 2010.

8. Evolución y la Implementación Gradual del RMER Operación técnica del MER Inauguración de edificio sede donde se ubica el Centro Regional de Coordinación de Transacciones (CRCT) Desarrollo y puesta en servicio del SCADA Regional y la supervisión y coordinación de la operación en tiempo real Realización de estudios técnico de seguridad operativa y evaluación de estudios técnicos de nuevas instalaciones Conformación de Comités de Trabajo regionales (EOR – OS/OM) para el análisis de temas técnicos y operativos Operación Comercial del MER Implementación del Cargo por Regulación (CRIE) y del Cargo por Servicio de Operación (EOR) del MER Desarrollo de la herramienta informática para la administración comercial del MER bajo el RMER (fase de pruebas)

9. Empresa Responsable de SIEPAC

10. 11.11% Accionista por País 1.Costa Rica 2.Panamá 3.Nicaragua4.El Salvador5.Honduras 6.Guatemala7.México8.Colombia 9.España

11. La Línea SIEPAC Panaluya Río Lindo Previsión de puesta en servicio de la mayoría de tramos durante el año 2011 Guate Norte Cajón T Aguacapa Nejapa Ahuachapán Aguacaliente 15 de Sept. Planta Nicaragua Lago Ticuantepe Nicaragua LINEA SIEPAC VOLTALE DE TRANSMISIÓN: 230kV CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN: 300 MW Cañas Al 30 de mayo del 2011 se tiene un avance de 99,8% de servidumbres disponibles Parrita Palmar Norte Panamá Río Claro Veladero

12. Situación Actual

13. Avance de las obras por país

14. Interconexión México - Guatemala • BENEFICIOS • Se ha mantenido la estabilidad y continuidad en la red de América Central y México. • Se han atenuado oscilaciones de baja magnitud adecuadamente. • Se ha mejorado la calidad de frecuencia al formarse una masa inercial de mayor tamaño. • Se han realizado transacciones económicas aprovechando la diversidad de costos. Panaluya San Buenaventura Guate Norte 34 000 MW Cajón T SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL MÉXICANO Aguacapa Nejapa Ahuachapán Aguacaliente 15 de Sept. Sandino Lago Ticuantepe TAPACHULA Nicaragua LOS BRILLANTES Cañas Parrita 6 500 MW Palmar Norte Río Claro Panamá Veladero AMÉRICA CENTRAL El 25 de Abril de 2010 se declaró la operación comercial transitoria de la interconexión con una exportación desde México de 120 MW.

15. Interconexión Colombia Panamá • Línea de transmisión eléctrica de 614km, en corriente directa (HVDC), entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en Panamá, con capacidad de transporte de 600 MW. • Se realizó el proceso de contratación del diseño de línea para construcción y el estudio de Medio Ambiente. Se realizara un DAA con el fin de tomar una decisión sobre el corredor en el cual se ejecutaría el EIAS. Inicio de operaciones para 2014. • Los intercambios esperados (en función de las diferencias de costos) ayudarán a dinamizar el MER, y optimizar el valor de los cargos regionales de transmisión (línea SIEPAC). • La integración representa una excelente oportunidad para todos los agentes del mercado en las dos regiones (Andina y América Central).

16. Transacciones Comerciales 2010-2011 y 2012

17. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional año 2010-2011 2010 2011

18. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Enero 2012 Información Oficial

19. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Febrero 2012 Información Oficial

20. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Marzo 2012 Información Oficial

21. Transaccionesen el Mercado Eléctrico Regional Abril 2012 Información Oficial

22. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Mayo 2012 Información Oficial

23. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Junio 2012 Información Oficial

24. Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Julio 2012 Energía de Contratos y Ofertas de Oportunidad Información Oficial

25. Flujos Netos en laRed de Transmisión Regional 2011 Guatemala El Salvador Flujo Neto Tipo de Transacciones 150.7 GWh 150.7 GWh Honduras Flujo Neto El Salvador 113.5 GWh 37.2 GWh Nicaragua Honduras Flujo Neto 43.2 GWh 6.0 GWh Nicaragua Flujo Neto Costa Rica 30.6 GWh 24.6 GWh Panamá Flujo Neto Costa Rica Inyección neta por país Flujo neto entre países 38.1 GWh 62.7 GWh 62.7GWh Retiro neto por país No se incluyen emergencias o fallas de transmisión Información Oficial

26. Precios Promedio del MER – 2010 y 2011 2011 Precios promedio Por Mes 2010 Información Oficial

27. Precios Promedio del MER - Julio 2012 • Se incluyen únicamente precios cuando existen Ofertas de Oportunidad • Los precios promedio diarios, se calculan obteniendo el promedio simple por día de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes. • Los precios promedio horario, se calculan obteniendo el promedio simple por hora de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes Información Oficial

28. Capacidad de Porteo para máxima demanda 2011 y 2012

29. Porteo RTR 2010

30. Porteo RTR 2011 y 2012 2012 2011

31. REFUERZOS NACIONALES PARA ALCANZAR LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE 300 MW EN LA RTR. Refuerzos son responsabilidad del Sistema de Planificación de la Transmisión del EOR, actividad permanente por la dinámica de las redes.

32. Refuerzos en Guatemala

33. Refuerzos El Salvador

34. Refuerzos Honduras

35. Refuerzos Nicaragua

36. Refuerzos Costa Rica

37. Refuerzos Panamá

38. Máximas capacidades de transferencia Norte–Sur con la entrada de la Línea de SIEPAC

39. Máximas capacidades de transferencia Sur-Norte con la entrada de la Línea de SIEPAC

40. Máximas capacidades de transferenciaEnlaces Extra-regionales

41. Reprograman licitación de interconexión eléctrica ALEX E. HERNÁNDEZ La línea de transmisión costaría $500 millones. LA PRENSA/Ana Rentería La licitación que debía realizarse hoy, para comprar la capacidad de transmisión a través del proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, fue reprogramada para la próxima semana. El acto, donde se espera la participación de seis generadoras, será el martes 21 de agosto. La empresa Interconexión Eléctrica Colombia Panamá S.A. (ICP), gestora del proyecto, decidió dar una semana más a las compañías para que completen los requisitos que deben cumplir al presentar sus propuestas. La línea de transmisión de 600 kilómetros representará una inversión de 500 millones de dólares. De 2007 a la fecha se han invertido $5 millones. Suspenden indefinidamente Subasta de DEFASI: La razón dada es por no alcanzar aspectos de viabilidad.

42. Opciones de mejora de los costos regionales con una planificación Integrada Opciones analizadas por el GTPIR del CEAC

43. Alternativas para optimizar el despacho Regional • Planes de expansión para cada país aislado y con autonomía de cada Sistema Eléctrico Nacional. • Si se coordina la planificación de la expansión a nivel regional (SPTGR) contando con el primer circuito de la línea SIEPAC y se opera en forma coordinada el sistema interconectado regional. • Beneficios identificados: • Se encontraron beneficios de reducción en las necesidades de potencia de la región cercanas a los 2000 MW y los $938 millones. • Si se usan fuentes renovables se encuentran beneficios mayores.

44. Alternativas para optimizar el despacho Regional • También se han analizado los beneficios potenciales de la interconexión con Colombia, suponiendo intercambios directos Colombia-MER, y de la ampliación de la línea SIEPAC en un segundo circuito (600Mw) • El costo variable refleja un costo marginal de generación en cada país vecino: • Para México, un valor fijo de 123 US$/MWh • Para Colombia, un valor promedio de 55 US$/MWh que varia a nivel estacional y anual

45. Alternativas para optimizar el despacho Regional • Con SIEPAC2 e interconexión con Colombia se obtendrían ahorros sustanciales en los costos de operación. • Se tienen que hacer los estudios económicos para evaluar los costos de inversión de las líneas de transmisión de Interconexión con Colombia.

46. Realidad de la situación actual del MER LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LOS PROCESOS DEL RMER CALENDARIO AJUSTADO AL 15 DE JULIO DE 2012 en la Ciudad de Guatemala

47. Implantación gradual del RMER a partir 1 enero de 2013 Interfaces regulatorias nacionales Derogar: a)RTMER b)Regulaciones Transitorias vigentes a)SIMECR b) Modelos del SPTR c) CCSD d)Régimen Tarifario de la RTR

48. Normativa de Detalle Complementaria Limitaciones del SIMECR y plan gradual de cumplimiento de los requisitos del SIMECR Modelos especializados del SPTR Cumplimiento gradual de los CCSD Solicitud de complementar con la normativa de detalle

49. Principales componentes

50. Resolución CRIE-P-09-2012de fecha 3 de julio de 2012 Quinto. Instruir al Secretario Ejecutivo que notifique vía correo electrónico la certificación de la presente resolución al EOR y la publique en la página Web de la CRIE