“El Mercado Eléctrico de América Central : Situación Actual y Perspectivas de Desarrollo.” René González Castellón Direc

1. “El Mercado Eléctrico de América Central : Situación Actual y Perspectivas de Desarrollo.” René González Castellón Director Ejecutivo EOR IEEE – CONCAPAN PANAMA, NOVIEMBRE DEL 2007

2. Índice • América Central • CRIE, EOR y Regulación Regional • La RTR y SIEPAC • El Mercado Eléctrico Regional • Lecciones aprendidas

3. Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas RESUMEN Población Total: 40.8 Millones Demanda Total: 2.711 GW min 6.718 GW max Generación Instalada Total: 9,042 GW Honduras Guatemala Nicaragua El Salvador Panamá Costa Rica Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) Operadores de Sistema y Mercado Nacionales UNDP-Vers5 0502

4. Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Población: 7.518 Millones Demanda: 511 MW min 1,273.3 MW max Generación Instalada: 1,526.8 MW Población: 13.018 Millones Demanda: 546.23 MW min 1,379.8 MW max Generación Instalada: 2,057.7 MW América Central CRIE, EOR y Regulación Regional Población: 5.594 Millones Demanda: 223.9 MW min 444.1 MW max Generación Instalada: 720.4 MW Población: 6.991 Millones Demanda: 359 MW min 874 MW max Generación Instalada: 1,230.4 MW Población: 4.399 Millones Demanda: 613.9 MW min 1,731.5 MW max Generación Instalada: 2,095.8 MW Población: 3.284 Millones Demanda: 457.37 MW min 1,015.8 MW max Generación Instalada: 1,411 MW Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) Operadores de Sistema y Mercado Nacionales UNDP-Vers5 0502

5. Población, Demandas y Generación Eléctrica de América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Demanda de energía promedio al mes Demanda de energía promedio al mes 593.4 GWh 552.8 GWh Honduras Guatemala Nicaragua Demanda de energía promedio al mes El Salvador 283.8 GWh Demanda de energía promedio al mes 441.1 GWh Panamá Demanda de energía promedio al mes Demanda de energía promedio al mes 725.1 GWh 551.3 GWh Costa Rica Fuentes: Operadores de Sistema y Mercado Nacionales UNDP-Vers5 0502

6. Generación de Electricidad Neta por Tipo de Recurso América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Fuentes: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) Istmo Centroamericano: Estadísticas del Subsector Eléctrico 2006 UNDP-Vers5 0502

7. Tipos de Modelos de Mercados Eléctricos en América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas UNDP-Vers5 0502

8. Principales Documentos Regulatorios del Mercado Eléctrico Regional Tratado Marco de América Central (TM). Firmado por los presidentes de los seis países de Centroamérica, en diciembre de 1996, para fomentar la integración de la región y dar inicio al proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). I y II Protocolos del TMER. Reformes importantes al Tratado Marco del MER. El Segundo Protocolo se encuentra en proceso de ratificación por las Asambleas Legislativas de América Central. América Central Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional (RTMER). Debido a la alta necesidad de la región para realizar transacciones bajo la nueva Integración Centroamericana, un reglamento fue creado para impulsar el desarrollo transitorio del Mercado Eléctrico Regional (MER), mientras es concretado el SIEPAC, Este reglamento fue aprobado por la CRIE en junio del 2002. CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). Continuando con el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional, se impulsaron los esfuerzos para la creación del Reglamento Regional (RMER) definitivo, que diera el marco regulatorio para generar gradualmente el MER. Fue así que en diciembre del 2005 fue aprobado por CRIE. La entrada en vigencia plena de este reglamento va a ser concretada cuando entre en funcionamiento el proyecto de interconexión SIEPAC. El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas UNDP-Vers5 0502

9. Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). Creada por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de Guatemala. Es el organismo encargado realizar la regulación del MER y de aprobar los reglamentos que lo rigen. Honduras Guatemala Nicaragua El Salvador Ente Operador Regional (EOR). Creado por el Tratado Marco del MER con sede en la ciudad de San Salvador el cual es el encargado de la operación técnico y comercial del MER y la coordinación de la operación del SER. Costa Rica Panamá UNDP-Vers5 0502

10. Organismos del Mercado Eléctrico Regional en América Central América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC Empresa Propietaria de la Red (EPR). Conformada con acciones de las empresas de transmisión de los seis países de AC y ENDESA e ISA Colombia, quienes han aportado parte del capital para el desarrollo del proyecto SIEPAC. El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Guatemala Honduras Nicaragua El Salvador Panamá Costa Rica UNDP-Vers5 0502

11. Diagrama de Relación de las Instituciones Regionales y los Países América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas UNDP-Vers5 0502

12. América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas La RTR actual y los nodos para ofertas comerciales UNDP-Vers5 0502

13. El sistema de transmisión del SER y sus restricciones Los enlaces de transmisión entre las seis áreas de control (seis países), son enlaces con baja capacidad de transmisión. América Central SEP SEP SEP SEP SEP SEP CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Han existido sistemas de porteo que por razones técnicas han introducido limitaciones en la capacidad de transmisión, la cual ha sido una de las principales causales de congestiones comerciales. Lecciones aprendidas Honduras Guatemala Nicaragua El Salvador Panamá Costa Rica UNDP-Vers5 0502

14. Proyecto SIEPAC América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Guatemala Honduras Nicaragua El Salvador Panamá Costa Rica UNDP-Vers5 0502

15. El Proyecto SIEPAC y la nueva RTR América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas UNDP-Vers5 0502

16. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas UNDP-Vers5 0502

17. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF) América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Son Contratos de compra y venta de energía entre dos agentes pertenecientes a diferentes países de la región centroamericana, están diseñados para dar prioridad al suministro de energía contratada por la parte compradora, mediante la obtención de Derechos de Transmisión (DT), por alguna de las partes contratantes, necesarios para asegurar los servicios de transmisión entre los nodos de inyección y retiro de la energía contratada, en la programación comercial del Pre-despacho regional. UNDP-Vers5 0502

18. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF) América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas • Características: • La parte vendedora se compromete a vender energía firme a la parte compradora en el nodo de retiro de la RTR. • La energía comprometida en un CF regional no podrá ser comprometida en un mercado nacional, y debe ser considerada como energía firme en el país donde se ubica el nodo de retiro. • Una de la partes del CF deberá tener la titularidad de los derechos de transmisión en el sentido del nodo de inyección al nodo de retiro, necesarios para validar el CF. UNDP-Vers5 0502

19. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF) América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Prioridad de abastecimiento de la contraparte de retiro del contrato En la programación comercial del Pre-despacho regional el abastecimiento de la contraparte de un contrato firme se logra mediante; la obligación de la parte de inyección de ofertas una venta al Mercado de Oportunidad Regional (MOR) de igual o mayor cantidad de energía que la cantidad contratado. UNDP-Vers5 0502

20. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución Contratos Firmes Proceso de planificación diaria del Contrato Firme Celebración del contrato Revisiones regulatorias Agente vendedor Agente comprador Regulad. Nac. América Central CRIE Validaciones regulatorias Oferta diaria del contrato CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC Proceso diario de recepción de ofertas El Mercado Eléctrico Regional Revisión de requisitos (DT) e inconsistencias Proceso de Pre-despacho Lecciones aprendidas Validación técnica y comercial Publicación del programa diario de regional de energía UNDP-Vers5 0502

21. El Mercado Eléctrico Regional y su evolución (CF) América Central CRIE, EOR y Regulación Regional La RTR y SIEPAC El Mercado Eléctrico Regional Lecciones aprendidas Un Derecho de Transmisión (DT) asigna a su Titular un derecho de uso o financiero sobre la Red de Transmisión Regional (RTR) por un determinado Periodo de Validez. El EOR organizará subastas mensuales de DT. En estas subastas se asignarán a los adjudicatarios de los respectivos DT por períodos de validez mensual y anual. El EOR pondrá a disposición en las subastas la Capacidad Operativa de Transmisión de la RTR considerando los DT asignados, las contingencias y los mantenimientos programados. UNDP-Vers5 0502

22. Riesgos Identificados del MER Los riesgos relacionados con el desarrollo y maduración del Mercado Eléctrico regional tales como: * La aprobación de los seis países al II Protocolo al Tratado Marco, será posterior al año 2008, impidiendo la operación del MER en el 2009. * La escasa o nula inversión en plantas generadoras de energía eléctrica (mayor a 300 MW) operando al 2012, no permitirá cumplir el objetivo de desarrollo del Proyecto (MER creado y funcionando sosteniblemente).

23. Lecciones Aprendidas FACTORES POLITICOS Y REGULATORIOS. Aunque el MER tiene una alta estructuración normativa y sus reglamentos y protocolos son bastante claros, los procesos políticos y los esfuerzos para armonizar los reglamentos locales con los regionales, funcionan más lentamente de lo previsto debido a que los diferentes gobiernos de la región están pasando por momentos y coyunturas diferentes. NECESIDADES DE GENERACION Y TRANSMISION. La interacción de los factores de obsolescencia a nivel generación y a nivel transmisión podría generar situaciones críticas en el desarrollo del MER. Ambos procesos son claves y necesarios para facilitar el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional. NECESIDADES DE COINCIDENCIA. Debido a que la interacción de los factores políticos y de inversión es crítica, aún es necesario generar compromiso y hacer coincidir los intereses de los inversionistas y las voluntades políticas para beneficio de los pueblos del Istmo Centroamericano.

24. www.enteoperador.orgrgonzalez@enteoperador.org