1 / 31

Golfo de

Pepesca. Guate Norte. Rio Lindo. Guate Este. Cajón. Nejapa. Suyapa. Ahuachapán. Pavana. 15 de Sept. León. Ticuantepe. Cañas. Parrita. Panamá. Canal. Panamá. Rio Claro. Veladero. Golfo de. Panamá. SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

aitana
Télécharger la présentation

Golfo de

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. Pepesca Guate Norte Rio Lindo Guate Este Cajón Nejapa Suyapa Ahuachapán Pavana 15 de Sept. León Ticuantepe Cañas Parrita Panamá Canal Panamá Rio Claro Veladero Golfo de Panamá SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional

  2. PROYECTO SIEPAC • El Proyecto SIEPAC consiste en : • La creación y puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista denominado Mercado Eléctrico Regional (MER) y sus organismos regionales CRIE y EOR. • El desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado Línea SIEPAC.

  3. COOPERACIÓN TÉCNICA CEAC- BID GRUPO DIRECTOR Representante de la política energética nacional (1 por país) COMITÉ PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN Sector Eléctrico (2 por país) GRUPO ASESOR Consultores individuales UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA

  4. DEFINICIÓN Y OBJETIVO FUNDAMENTAL El objetivo del Tratado Marco Mercado Eléctrico de América Central es : Formación y crecimiento gradual de un mercado eléctrico regional competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio, que contribuya al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respeto y protección al medio ambiente. PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO Competencia, Gradualidad y Reciprocidad

  5. PRINCIPIOS DEL TRATADO MARCO • Competencia:Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio con reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias. • Gradualidad, Previsión para la evolución progresiva del Mercado, mediante la incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación coordinada, el desarrollo de las redes de interconexión, y el fortalecimiento de los órganos regionales • Reciprocidad:Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de gradualidad

  6. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: I: Mercado Eléctrico Regional (MER) • El MER es el ámbito en el que se realizan las transacciones regionales de electricidad entre los agentes del mercado. • Intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional • Contratos de mediano y largo plazo. • El mercado debe evolucionar gradualmente de una situación inicial limitada hacia una mas amplia, abierta y competitiva, apoyado en la infraestructura existente y futura tanto nacional como regional.

  7. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: I: Mercado Eléctrico Regional (MER) • Las transacciones del mercado se realizaran entre sus agentes: Generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y grandes consumidores. Todos los agentes de los mercados mayoristas nacionales serán agentes del MER. • Los agentes podrán realizar las transacciones de energía eléctrica libremente y sin discriminación alguna • La integración vertical es permitida si se crean unidades de negocio con separación de costos.

  8. COMPONENTES FUNDAMENTALES • DELTRATADO MARCO: • II: Generación Regional • Promoción del desarrollo de plantas de generación eléctrica de carácter regional • El EOR en coordinación con los OS&M realizara la operación del MER con criterio de despacho económico

  9. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: III: Transmisión Regional • Los sistemas interconectados nacionales de la región integran la red de transmisión regional, la cual será de libre acceso a los agentes • La remuneración de las redes regionales será aprobada por la CRIE y la remuneración de las redes nacionales será aprobada por los reguladores nacionales, y no serán discriminatorias para su uso en función regional. • Desarrollo del primer sistema de transmisión regional (Línea SIEPAC)

  10. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: III: Transmisión Regional • El libre acceso (Open Access) asegura: • Que todos los participantes del Mercado tengan acceso al sistema de transmisión, con tarifas no-discriminatorias que contengan los términos y condiciones mínimas para un servicio de transmisión no discriminatorio. • Que todos los participantes tengan el mismo acceso a la información de la transmisión (Open Access Same Time Information System - OASIS).

  11. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: IV: Entes Regionales • Comisión de Interconexión Eléctrica Regional (CRIE) (Ente Regulador Regional) • Ente Operador Regional (EOR) • Consejo Director del MER (CDMER)

  12. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: V: Régimen Básico de Sanciones • Los agentes, OS/OM y el EOR están obligados a acatar, sujetarse y cumplir con lo dispuesto en la Regulación Regional (Tratado Marco, Protocolos, Reglamentos y Resoluciones de CRIE) • La CRIE vigilara el cumplimiento de la Regulación Regional e impondrá las sanciones que procedan de acuerdo al Tratado y sus Protocolos. • Se establecen los principios básicos, incumplimientos, sanciones y el procedimiento sancionador (debido proceso).

  13. COMPONENTES FUNDAMENTALES DEL TRATADO MARCO: VI: Cargos Regionales de Regulación y Operación • Elaboración y aprobación del presupuesto de CRIE y establecimiento del Cargo por Servicio de Regulación. • Elaboración y aprobación del presupuesto de EOR y establecimiento del Cargo por Servicio de Operación. • Los agentes que demanden o consuman energía en cada uno de los países miembros pagaran los cargos por regulación y por operación, en función de dicha energía.

  14. APROBACION EN HONDURAS • Tratado Marco del Mercado Electrico Regional y Primer Protocolo: Decreto 219-98 del 29 de agosto de 1998 • Segundo Protocolo al Tratado Marco: Decreto 147-2007 del 26 de enero del 2008

  15. GOBIERNOS CRIE Reguladores nacionales OS/OMs nacionales EOR MER G T D/C GC mercado de corto plazo C contratos

  16. AVANCES DE SIEPAC I: Mercado Eléctrico Regional (MER) • Suscripción y Ratificacióndel Tratado Marco y Primer Protocolo 1996-1998 • Aprobación de Diseño General del MER en 2000 y Aprobación del Reglamento Transitorio del MER (RTMER) en 2002 • Aprobación de Reglamento del MER (RMER) y Convenio General. Diciembre 2005 • Desarrollo del SCADA/EMS Regional. 2005-2008 • Suscripción del Segundo Protocolo al TM. 2007 • Implantación del RMER (incluyendo el desarrollo del SIIM) y Ratificación del Segundo Protocolo al TM (ratificado en cinco países). 2008-2009

  17. AVANCES DE SIEPAC II: Generación Regional • Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco. 1998 • Incorporación de aspectos claves de generación regional en el Diseño General del MER (Contratos Firmes – Reforzamiento de Transmisión Regional – Derechos de Transmisión) en 2000 • Incorporación de aspectos claves de Generación Regional en el RMER. 2002-2005 • Desarrollo regulatorio regional y nacional para mejorar las condiciones propicias para el desarrollo de plantas de generación eléctrica de carácter regional

  18. AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional • Elaboración de Estudio de Factibilidad Técnico Económico de Línea SIEPAC en 1997 • Constitución de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) con seis socios en Febrero 1999. Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005), CFE (2008). • Elaboración de Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo (2001) y de Mediano Plazo (2004-2008). Abril 2001 • Elaboración del Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo 2001

  19. AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional • Presupuesto inicial. $320 millones (Torres de Circuito Sencillo). Noviembre 2001 • Instalación de Administración de la EPR. Marzo 2002. • Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental nacionales y obtención de Licencias Ambientales. 2002-2004 • Realización de topografía final para la Línea y para la servidumbre. 2003 • Presupuesto inicial: $370 millones (Torres de Doble Circuito). Diciembre 2005

  20. AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional • Diseño final: 1,800 km de línea de transmisión 230 KV de un circuito sencillo con prevista para doble circuito. 2005 • Elaboración de diseño final de ingeniería. 2005 • Regulación Regional de Transmisión: Expansión, operación, mantenimiento, derechos de transmisión y remuneración (RMER -2005) • Presupuesto actual: US$ 494 millones • Constitución de servidumbres: 2004-2009 • Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 – Agosto 2010 (4 años)

  21. Ruta de Línea a 230 KV Subestación de interconexión Subestación nacional LINEA SIEPAC PRIMER SISTEMA DE TRANSMISIÓN REGIONAL País KMS Panaluya Río Lindo Guate Norte Cajón Guatemala 281 T 285 ElSalvador Aguacapa 270 Honduras Nejapa Ahuachapán 321 Nicaragua Aguacaliente 15 de Sept. 490 Costa Rica 150 Panamá Total Planta Nicaragua 1797 Lago Ticuantepe Nicaragua 300 MW de capacidad 28 bahías en 15 subestaciones Cable OPGW de 36 fibras 230 KV, Circuito sencillo en torres de doble circuito Costo M$ 494 Cañas Parrita Palmar Norte Panamá Río Claro Veladero

  22. ESQUEMAS LINEAS REGIONALES Honduras Líneas de 230 KV Capacidad entre países 300 MW SIEPAC Guatemala SIEPAC SIEPAC Nicaragua El Salvador Costa Rica SIEPAC Panamá Interconexión existente Red nacional Línea SIEPAC Interconexión ES-HO

  23. AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales • Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en 1998 • Constitución del Comité de Interconexión Eléctrica (CIE) en 1999 • Constitución de Junta Directiva de CRIE. Abril 2000 • Constitución de Junta Directiva de EOR. Febrero 2001 • Elaboración de Reglamentos Internos de EOR y CRIE en 2000-2001

  24. AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales • Contratación de la Unidad de Transacciones (OS&M de El Salvador) para brindar el servicio de Operación del Mercado Centroamericano (Servicio OMCA) por parte del EOR. Agosto 2002 • Selección de Sedes definitivas: Guatemala para CRIE y El Salvador para el EOR. Octubre 2002 • Operación del MER directamente por el EOR: Junio de 2006 • Desarrollo y fortalecimiento institucional de CRIE y EOR. Estructura Organizacional y personal de planta. 2002-2009

  25. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central Primer Protocolo TM Diseño General del MER Reglamento Transitorio del MER DESARROLLO REGULATORIO DEL MER Diagnostico de la Operación Técnica y Comercial del MER Diagnostico de la Transmisión en el MER Diseño Detallado de la Operación Técnica y Comercial del MER Diseño Detallado de la Transmisión en el MER Reglamento de la Operación Técnica y Comercial del MER (ROTC) Reglamento de Transmisión del MER (RT) Segundo Protocolo al TM Reglamento del MER (RMER)

More Related