SIEPAC
Sistema de Interconexión
Eléctrica de los Países de
América Central
Pepesca
Guate Norte
Rio Lindo
Guate Este
Cajón
Nejapa
Suyapa
Ahuachapán
15 de Sept.
Pavana
León
Ticuantepe
Cañas
Parrita
Panamá
Canal
Rio Claro
Tratado Marco del Mercado
Eléctrico Regional
Veladero
Golfo de
Panamá
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.
COOPERACIÓN TÉCNICA CEAC- BID
GRUPO DIRECTOR
Representante de la política
energética nacional
(1 por país)
COMITÉ PROGRAMACIÓN
EVALUACIÓN
GRUPO ASESOR
Consultores individuales
Sector Eléctrico
(2 por país)
UNIDAD EJECUTORA
DEL PROYECTO
CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA
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
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
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.
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.
COMPONENTES FUNDAMENTALES
DEL TRATADO MARCO:
II: Generación Regional
•
Promoción del desarrollo de plantas
generación eléctrica de carácter regional
de
•
El EOR en coordinación con los OS&M realizara
la operación del MER con criterio de despacho
económico
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)
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).
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)
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).
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.
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
GOBIERNOS
CRIE
Reguladores
nacionales
OS/OMs
nacionales
EOR
MER
G
T
GC
D/C
mercado de
corto plazo
C
contratos
AVANCES DE SIEPAC
I: Mercado Eléctrico Regional (MER)
 Suscripción y Ratificación del 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
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
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 (20042008). Abril 2001
 Elaboración del Diseño Preliminar de la Línea
SIEPAC. Mayo 2001
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: $370 millones (Torres de
Doble Circuito). Diciembre 2005
AVANCES DE SIEPAC
III: Transmisión Regional
 Diseño final: 1,800 km de línea de transmisión
230 KV de un circuito sencillo con prevista para
doble circuito. 2005
 Elaboración de diseño final de ingeniería. 2005
 Regulación Regional de Transmisión: Expansión,
operación,
mantenimiento,
derechos
de
transmisión y remuneración (RMER -2005)
 Presupuesto actual: US$ 494 millones
 Constitución de servidumbres: 2004-2009
 Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 –
Agosto 2010 (4 años)
LINEA SIEPAC
PRIMER SISTEMA DE
TRANSMISIÓN REGIONAL
Panaluya
T
Aguacapa
Ahuachapán
País
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Total
Río Lindo
Cajón
Guate Norte
Nejapa
Aguacaliente
15 de Sept.
Planta Nicaragua
Ticuantepe
230 KV, Circuito sencillo
en torres de doble circuito
Costo M$ 494
Ruta de Línea a 230 KV
Subestación de interconexión
Subestación nacional
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
Palmar Norte
Panamá
Río Claro
Veladero
ESQUEMAS LINEAS REGIONALES
Honduras
SIEPAC
Líneas de 230 KV
Capacidad entre países 300 MW
Guatemala SIEPAC
SIEPAC
Nicaragua
Costa Rica
El Salvador
SIEPAC
Interconexión existente
Red nacional
Línea SIEPAC
Interconexión ES-HO
Panamá
AVANCES DE SIEPAC
IV: Organismos Regionales
 Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en
1998
 Constitución del Comité
Eléctrica (CIE) en 1999
de
Interconexión
 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
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
Tratado Marco del
Mercado Eléctrico de
América Central
Primer Protocolo TM
Diseño General
del MER
Reglamento
Transitorio
del MER
Diagnostico de la
Operación Técnica
y Comercial del MER
Diseño Detallado de la
Operación Técnica y
Comercial del MER
Reglamento de
la Operación
Técnica y Comercial
del MER (ROTC)
Diagnostico de la
Transmisión en el
MER
Diseño Detallado de la
Transmisión en el MER
Reglamento de
Transmisión
del MER (RT)
Reglamento del
MER (RMER)
Segundo
Protocolo
al TM
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