Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Operador

Report
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
V FORO DE INTEGRACIÓN
ENERGÉTICA REGIONAL
LA REGULACIÓN EN LA INTEGRACIÓN
ELÉCTRICA- LA EXPERIENCIA EN
AMÉRICA CENTRAL
FERNANDO ALVAREZ
Managua, octubre 2010
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Contenido de la presentación
Antecedentes
Marco conceptual de la normativa del mercado
eléctrico regional.
Principales retos del MER, en el corto plazo.
Visión de largo plazo de la integración energética.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Tratado Marco del
Mercado Eléctrico
de América
Central, dando
origen a la
Comisión Regional
de Interconexión
Eléctrica (CRIE) y
al Ente Operador
Regional (EOR)
Julio 2002
El Mercado
eléctrico del área
centroamericana
funciona como 2
Bloques
separados: Bloque
Norte (Guatemala
– El Salvador) y
Bloque Sur
(HondurasNicaragua-Costa
Rica-Panamá )
1996
1986 a 2002
Antecedentes
Finaliza
interconexión El
Salvador –
Honduras y se
lleva a cabo la
prueba de cierre de
la misma el 21 de
Julio, evento que
marca el punto de
partida del proceso
de instauración del
MER.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
CRIE aprueba
“Reglamento
Transitorio del Mercado
Eléctrico Regional”
(RTMER)., remitido por
el EOR en Julio de ese
año y trabajado a
Iniciativa del EOR con
la colaboración de los
técnicos de la región
en un proceso de 10
meses.
Noviembre 2002
El MER inicia
operaciones
comerciales, las cuales
son reglamentadas
mediante la aplicación
de el “Protocolo
Comercial para
Transacciones de
Energía Eléctrica entre
Guatemala, El
Salvador, Honduras,
Nicaragua, Costa Rica
y Panamá”.
Septiembre 2002
2 de Septiembre 2002
Antecedentes
El Operador del
Mercado
Centroamericano
(OMCA) inicia
operaciones en El
Salvador, teniendo
como principal función,
la administración
comercial del MER en
la fase transitoria, cuya
duración se estimaba
para 18 meses. En
esta etapa, el MER
opera según lo
establecido en el
RTMER.
Diciembre
2005
Antecedentes
CRIE aprueba el “Reglamento del Mercado
Eléctrico Regional” (RMER), remitido por el
EOR en diciembre de ese año y trabajado
durante 3 años con la participación de los
Agentes de los mercados nacionales a
través de los operadores de sistema y
mercado, los operadores de sistema y
mercado, el ente operador regional, el grupo
de Consultoría, el Grupo Asesor del proyecto
SIEPAC, el Grupo Director, la Unidad
Ejecutora del Proyecto SIEPAC, los
Reguladores Nacionales y la CRIE.
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Antecedentes
MER - RETIROS TOTALES
MWh
5
3
1
20 1
06
-1
9
7
5
3
1
20 1
05
-1
9
7
5
3
1
20 1
04
-1
9
7
5
3
20
02
-1
20 1
03
-1
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
Mes
RETIRO TOTAL
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Tendencia
Antecedentes
• Entre las principales razones de la reducción se encuentran:
• Restricciones de transmisión
– Costa Rica, ha restringido el flujo de Este al Centro debido a las
limitantes del embalse de filo de agua ubicados en el Norte
(Garita); esto afecta las transacciones provenientes de Panamá
al bloque Norte.
– El Salvador tiene restricciones con el corredor de Occidente al
Centro, lo cual limita las transacciones de Guatemala al resto de
los países ubicados al Sur de la región.
– Nicaragua, tuvo problemas con el auto-transformador de Los
Brasiles. Esta situación afectó la capacidad de transmisión
(porteo) en ambos sentidos, en especial las transacciones
provenientes de Costa Rica y Panamá.
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Antecedentes
• Limitantes Comerciales:
– Honduras (principal comprador del MER en
el 2004):
– Debido a la instalación de 410 MW ha
reducido el precio de su sistema, asimismo
ha incrementado los flujos provenientes de
la zona sur del país, razón por la cual ha
reducido las compras realizadas al MER.
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Antecedentes
Aspectos Regulatorios:
• El Salvador
– Acuerdo No. 78-E-2005 el "Procedimiento Transitorio para el
Cálculo del Precio en el MRS“.
– Acuerdo No. 132-E-2005 de fecha 25 de agosto del mismo año, la
SIGET acordó extender la vigencia del mecanismo Transitorio.
– Acuerdo No. 136-E-2005 de fecha 1 de septiembre de 2005 año,
la SIGET acordó modificar el "Mecanismo Transitorio de Calculo
del Precio en el MRS“.
– Acuerdo No. 168-E-2005, ampliar el Grupo de Generadores
Identificados (GGI).
– Por otro lado si se desea exportar, deberían de comprar la energía
al precio de la última máquina que sirvió la energía, la cual
generalmente es una unidad térmica, con lo cual no sería
despachado en el MER.
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Antecedentes
Aspectos Regulatorios:
• Guatemala
– La resolución CNEE-156-2005, establece que el AMM debe asignar el
cargo de sobrecosto por generación forzada por compra obligada de los
contratos referidos en el articulo 40 del reglamento del AMM a cada
participante consumidor del Mercado Mayorista.
– El Acuerdo Gubernativo 657-2005, el cual modifica el articulo 40 del
Reglamento del AMM, estableciendo el mandato de repartir entre los
Participantes Consumidores del Mercado Mayorista los costos
diferenciales provenientes de los Contratos Existentes.
– Las disposiciones CNEE-156-2005 y CNEE-180-2005, afectan las
transacciones del MER partiendo del hecho que trasladan al total de la
demanda los sobrecostos de los contratos existentes, en el componente
de Energía y la Potencia, deben sumarse al precio de venta de energía
para exportación los sobrecostos que ascienden a un aproximado de US
7.00 $/MWh.
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Antecedentes
Aspectos Regulatorios:
• Panamá
– La Legislación Panameña desde el inicio del mercado
eléctrico de ese país, ha contemplado la aplicación del
Cargo por Transacciones Esporádicas, el que se aplica a
las transacciones de importación de energía al mercado de
Panamá.
– El Pliego Tarifario por servicios públicos de transmisión con
vigencia del 1 de julio del 2005 al 30 de junio del 2009,
estipula que dicho cargo es de US$/MWh 3.19. Vale
aclarar que antes de la publicación de este nuevo pliego el
valor del Cargo por Transacciones Esporádicas era de
US$/MWh 5.53.
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Marco conceptual de la normativa
del mercado eléctrico.
Proyecto SIEPAC :
Sistema de
transmisión regional
denominado Línea
SIEPAC.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
La creación y puesta
en marcha de un
mercado eléctrico
centroamericano
mayorista.
Marco conceptual de la normativa
del mercado eléctrico.
• Primer Sistema de Interconexión Eléctrica
• 1999 Se crea la Empresa Propietaria de la Red (EPR).
• 2002 Se suscribe y ratifica el financiamiento del BID al
proyecto por US$240 Millones
• 2002-2005 Licitaciones.
• 2006-2007 Concluir servidumbres, adjudicación
contrato llave en mano de la Línea e Iniciar las Obras.
• 2011 Entrada en Operación del Proyecto
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Marco conceptual de la
normativa del mercado eléctrico.
• Principales Accionistas
–
–
–
–
–
–
–
–
–
INSTITUTO NACIONAL DE ELECTRIFICACION (INDE)
COMISION EJECUTIVA HIDROELECTRICA DEL RIO LEMPA (CEL)
EMPRESA NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA (ENEE)
EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA, SA (ENTRESA)
INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE)
EMPRESA DE TRANSMISION ELECTRICA, S.A. (ETESA)
ENDESA INTERNACIONAL S.A.(ENDESA)
INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA)
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)
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LINEA SIEPAC
PRIMER SISTEMA DE
TRANSMISION REGIONAL
Panaluya
Río Lindo
Cajón
Guate Norte
T
Aguacapa
Ahuachapán
País
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Total
Nejapa
Aguacaliente
15 de Sept.
Planta Nicaragua
Ticuantepe
INCLUYE PREVISTA
PARA SEGUNDO CIRCUITO
Lago
Nicaragua
KMS
281
285
270
321
490
150
1797
300 MW de capacidad
28 bahías en 15 subestaciones
Cable OPGW de 36 fibras
Cañas
Parrita
Ruta de Línea a 230 KV
Subestación de interconexión
Subestación nacional
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Palmar Norte
Río Claro
Panamá
Veladero
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
•
Enmarcado
dentro
de
la
normativa general se desarrolla el
modelo conceptual y estructural
del mercado eléctrico regional.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Se siguió un proceso ordenado y de
amplia participación de todos los
actores integrantes de los mercados
eléctricos nacionales y regionales así
como de consultores internacionales:
– Grupo Director.
– Unidad Ejecutora del proyecto
SIEPAC.
– Consultores internacionales.
– Reguladores Nacionales.
– Operadores de sistema y
mercado y sus agentes.
– Ente Operador Regional.
– Comisión Regional de
Interconexión Eléctrica.
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Primer Protocolo
del TM
Tratado Marco
del Mercado
Eléctrico
Regional de
América Central
Segundo
Protocolo al TM
Diseño Detallado
de la Operación
Técnica y
Comercial del
MER
Diseño
General del
MER
Reglamento de la
Operación
Técnica y
Comercial del
MER
Reglamento
del MER
Diseño
Detallado de la
Transmisión en
el MER
Reglamento de
la Transmisión
en el MER
Reglamento
Transitorio
del MER
Desarrollo del marco regulatorio regional
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Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Institucionalidad en el MER
• Ente Regulador Regional:
• Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
• Operador de Sistema y Mercado:
• Ente Operador Regional EOR.
• Agente transmisor regional:
• Empresa Propietaria de la Red EPR.
• Ente Político Regional:
• Consejo Director.
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Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Premisas
• Respetar la autonomía de los países.
• Promover la competencia entre los agentes
mercado.
• Garantizar la economía y seguridad
suministro de electricidad.
• Incorporar la inversión privada en
infraestructura regional.
• Dar simplicidad, eficiencia y transparencia a
reglas de operación del mercado.
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del
del
la
las
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Objetivos específicos del mercado eléctrico
regional
• Incrementar la eficiencia del abastecimiento regional de
electricidad.
• Desarrollar proyectos para abastecer la demanda regional.
• Incrementar la competencia y seguridad del suministro de
electricidad.
• Viabilizar el desarrollo de la redes de transmisión a escala
regional.
• Permitir el incremento de los intercambios de electricidad.
• Establecer los criterios operativos de calidad y seguridad
regionales.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Principios básicos de la organización y
funcionamiento del MER:
• Las transacciones en el MER se llevarán a cabo a
través de la infraestructura de la red de transmisión
regional (RTR).
• Se garantizará el libre acceso de los agentes a las
redes de transmisión tanto nacionales como
regionales.
• Los agentes del mercado podrán comprar y vender
energía libremente en cualquiera de los países que
conforman el MER.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Principios básicos de la organización y
funcionamiento del MER
• Los agentes del mercado podrán instalar plantas de
generación en cualquiera de los países miembros
del MER.
• Las transacciones de electricidad, se realizarán
mediante contratos a plazo entre los agentes del
mercado y a través de intercambios de oportunidad
producto de un despacho económico regional.
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Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Tipos de mercados
en el MER
• Mercado de Contratos
• Mercado de Oportunidad
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Objeto del
Mercado
de
Contratos
Regional
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
• Brindar instrumentos de manejo del
riesgo a vendedores y compradores de
energía en el MER, con el fin de
promover el comercio de energía eléctrica
en la región y el desarrollo de inversiones
y expansiones regionales, tanto en el
campo de la generación, como en el de la
infraestructura de transmisión que se
requiera .
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Requisitos a
cumplir para
adquirir
compromisos
en el
Mercado de
Contratos
Regional
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• Condiciones
exigidas
por
la
regulación regional y nacional de
cada país, para poder celebrar los
contratos de energía; y
• Capacidad financiera para respaldar
las transacciones que se deriven de
dichos contratos en el Mercado de
Oportunidad Regional, a través del
mecanismo de garantías financieras.
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Objetivo del
Mercado de
Oportunidad
Regional
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• Contar con un ámbito en el que se
realicen intercambios a nivel regional
que aprovechen ofertas de inyección
y retiro de oportunidad puestas a
disposición del MER. Estas ofertas
de inyecciones y retiros serán
coordinadas e informadas al EOR por
intermedio de los respectivos
Operadores de Sistema y Mercado
OS/OM.
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
Objetivos de
las
transacciones
de
oportunidad
del mercado:
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
• Optimizar el uso de recursos disponibles
en la región, independientemente del país
en que se localicen, dentro de un marco
de reglas comunes.
• Crear un mercado organizado de
intercambios de oportunidad con base en
la competencia.
• Promover el uso eficiente de la capacidad
instalada en generación y de la capacidad
de transmisión regional.
Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
• Oportunidades de inversión en infraestructura: La
regulación regional promueve el desarrollo eficiente de
proyectos de transmisión a escala regional
estableciendo los mecanismo para el reconocimiento
de las inversiones y sus costos asociados.
• Por medio del sistema de planificación regional el EOR
identifica los proyectos candidatos para reforzar o
ampliar la RTR clasificándolos en tres categorías:
– Ampliación planificada.
– Ampliación a riesgo con beneficio regional.
– Ampliación a riesgo.
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Marco conceptual de la normativa del
mercado eléctrico regional
• Mecanismos
inversiones
para
el
reconocimiento
de
las
– Ampliaciones Planificadas. Se adjudica por licitación pública
internacional al canon anual más bajo. Y dentro de sus ingresos
reconocidos se incluirá el Valor Esperado por Indisponibilidad
(VEI).
– Ampliaciones a riesgo con beneficio regional: se calculará como
un porcentaje del canon o del costo estándar y se le agregará el
Valor Esperado por Indisponibilidad (VEI).
– Ampliaciones a riesgo: se desarrollará conforme la regulación
nacional y se le reconocerá el Valor Esperado por
Indisponibilidad (VEI).
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Principales retos del MER, en el corto plazo.
Cumplir con la armonización regulatoria de los
Mercados Eléctricos Nacionales con el MER.
Implantar el RMER en forma plena.
Favorecer las inversiones privadas con reglas
generales cumplidas por los Estados.
Fortalecer la institucionalidad del MER.
Incrementar los intercambios y consolidar el
MER.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
Visión a largo plazo de la integración
energética
Superado el proceso de aplicación del
reglamento del MER, de la armonización
regulatoria del corto y mediano plazo y dada
la puesta en operación del SIEPAC, a largo
plazo se pretende:
• Diseño de sistemas de control y despacho de energía
más complejo, derivado de la magnitud y complejidad
crecientes del mercado a atender.
• Compras coordinadas de los agentes que se dedican a
la actividad de distribución.
• Mayor volumen de transacciones y una mejora sustantiva
en la eficiencia y confiabilidad en el suministro de
electricidad.
• Operación de plantas de generación regionales.
• Un mercado regional competitivo único con
despacho centralizado.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA
GRACIAS
FERNANDO ALVAREZ
GERENTE DE MERCADO
[email protected]
4ta avenida 15-70 zona 10 Edificio Paladium
Oficina 13B Nivel 13
Tels.(502) 2366-4219 23 (502) 2366-4223
Fax. (502) 23664227
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