xi-fier 05 sistema de integración eléctrico centroamericano siepac
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Sesión 5: Proyectos de Integración Eléctrica Regional:
Avances y Retos
Ing Salvador Lopez Alfaro
Presidente
Ente Operador Regional
7 de septiembre de 2016
ENTE OPERADOR REGIONAL
Semana de la Energía Sostenible para
América Latina y el Caribe
XI FORO DE INTEGRACIÓN ENERGETICA REGIONAL (FIER 2016)
V SEMINARIO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE ELECTRICIDAD (ELEC 2016)
INICIATIVA SE4ALL EN LAS ÁMERICAS
ENTE OPERADOR REGIONAL
Ing. Salvador López Alfaro
Contenido
1
El Sector Eléctrico Regional
Demandas de Potencia
Capacidades de Generación
Infraestructura del SIEPAC
2
El Mercado Eléctrico Regional
Estructura interinstitucional
Evolución de la Reglamentación Regional
Tipos de Mercados
Transacciones de Energía a Julio 2016
La Planificación de la Transmisión Regional
3
Reflexiones
Grandes avances realizados
Temas en proceso de resolución
Principales desafíos
3
EL SECTOR ELÉCTRICO
Demanda de Potencia Capacidad de Generación Infraestructura del SIEPAC
Demanda Máxima en América Central (MW)
0,0
1.000,0
2.000,0
3.000,0
4.000,0
5.000,0
6.000,0
7.000,0
8.000,0
Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total
1,691 1,098 1,515
715
1,767 1,618
8,404
Título del gráfico
Demanda Máxima en cada país – no coincidente
Matriz energética por país: Instalada y a desarrollar
Capacidad de Generación Instalada (MW)
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
MW
Térmica FO
Térmica Carbón
Cogeneración
Hidro
Geo
Eolica
Solar
POR PAÍS
4.619,5
792,6 1.217,2
6.126,9
472,4 996,2
535,2
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
MW
Térmica FO Térmica Carbón Cogeneración
Hidro Geo Eolica
Solar
31%
5%
8%
42%
3% 7% 4%
Térmica FO
Térmica Carbón
Cogeneración
Hidro
Geo
Eolica
Solar
REGIONAL
%
Infraestructura del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
Proyecto SIEPAC – Inició en Diciembre 2010 (Rio Claro – Veladero)
Finalizó en Octubre 2014 (Parrita Palmar)
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Agua caliente
Veladero
Cajón
San Buenaventura Panaluya
Ahuachapán
Sandino
Guate Norte
Palmar
15 de Sept.
T
BN- Binacional S - SIEPAC
230 138 115 69
9,089
3,388
1,552
4,294
Km de línea de transmisión por nivel de voltaje
Apoyar la formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléctrico Regional (MER)
Establecer la infraestructura de interconexión eléctrica que permita los intercambios de energía eléctrica entre los participantes del MER.
Objetivos:
EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL Estructura institucional del MER Evolución de la reglamentación regional Tipos de mercados Estadisticas de transacciones de energía en el MER –
Acumulado 2013 a Julio 2016 Estadisticas de transacciones por país.
Estructura institucional del MER
Gobiernos
Países A.C
CRIE
EOR
Reguladores Nacionales
OS/OM Nacionales
Agentes del MER (Generadores, Transmisores, Distribuidores, Comercializadores, Grandes usuarios )
Regulación
Operación técnica y
Administración
comercial
CDMER Órgano Político
TRATADO MARCO DEL MERCADO
ELÉCTRICO REGIONAL & PROTOCOLOS 1° , 2°
Ministerios de
Energía
11
Evolución de la reglamentación del MER
RTMER
Ene - May
2013
RMER + PDC
2002
Periodo de
transición
Procedimiento de Detalle Complementario al RMER (PDC). Contiene reglas complementarias al RMER para operar el MER, considerando limitaciones físicas y técnicas en los Sistemas de Medición Comerciales de los países. (Vigencia 36 meses)
RTMER: Reglamento Transitorio del MER
2017?
RMER
Periodo de transición: • RTMER oficial y RMER +PDC indicativo • Desarrollo de interfaces regulatorias MEN-
MER • Sintonización de la Base de Datos Regional • Identificación de ajustes a los sistemas
informáticos • Implementación de los procesos
comerciales con el SIMECR
12
El Mercado Eléctrico Regional.
Agentes Compran o Retiran
Se basa en ofertas de inyección y retiro de energía.
Se basa en compromisos contractuales entre agentes, donde se tiene libertad para definir los
precios y condiciones.
Mercado de Oportunidad Regional (MOR)
Mercado de Contratos Regional (MCR)
Agentes Venden o inyectan
- Ofertas de Oportunidad de los Agentes (inyección y retiro) - Ofertas de Flexibilidad asociada a los Contratos No Firmes - Ofertas de Oportunidad de inyección asociada a los Contratos
Firmes
- Contratos No Firmes Físicos Flexibles - Contratos Financieros - Contratos Firmes
El periodo de mercado es de 1 hora.
Agentes Compran o Retiran
Agentes Venden o inyectan
TIPOS DE TRANSACCIONES DE ENERGÍA
TRANSACCIONES DE INYECCION (RMER + PDC)
22
91 120 164
216
242 293
334
412
510
590
690
125
240
374
490
610
761
868
951
1.038
1.161
1.310
1.446
120
218
318
448
562
676
800
914
1.023
1.139
1.236
1.368
118
220
361
555
671
791
942
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
ACUMULADOS EN GWh 2013 – JULIO 2016
ACUM - 2013 ACUM - 2014 ACUM - 2015 ACUM - 2016
TRANSACCIONES DE ENERGÍA POR PAÍS (GWh) 2015 – JULIO 2016
476
174
16
18
76
183
843
82
3
22
280
139
- 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200 1.300
GUA
ELS
HON
NIC
CRI
PANINYECCIONES MER
(GWh totales por País)
-
159
31
141
26
981
152
34
172
17
- 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000 1.100 1.200 1.300
GUA
ELS
HON
NIC
CRI
PAN
RETIRO MER (GWh totales por País)
PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN REGIONAL
Estudios del Sistema de Planificación
16
Horizonte 10 años
Planificación indicativa de la generación
Ampliaciones planificadas de la transmisión
Estudios de Largo Plazo
Horizonte 5 años
Revisar la capacidad de transmisión de la RTR
Impacto en la RTR de nuevas plantas y ampliación de las redes
Estudios de mediano plazo
Propuestas por iniciadores
Impacto en la RTR de las ampliaciones
Informe de beneficios e inconveniente (si CRIE lo solicita)
Evaluación ampliaciones a riesgo
Horizonte 5 años
Identificación para cada año de elementos que conforman la RTR
Considera las ampliaciones planificadas y a riesgo
Definición y actualización RTR
Formular el plan de expansión indicativo de la generación y la transmisión regional, previniendo el establecimiento de márgenes regionales de reserva y ponerlo a disposición de los agentes del MER. Funciones EOR – TRATADO MARCO
Premisas técnicas para la preparación del Plan
Planes de expansión Nacionales después de 2018 - Fijas
Optimizables
Proyección de la demanda
informadas por cada país
Planes de expansión Nacionales
antes de 2018-Fijas
Costos de inversión
informados y costos de referencia
SIEPAC
Precios de Combustibles
proyecciones del EIA
Opciones de Proyectos de Generación
Se consideraron 7 escenarios de expansión
Costo de falla (Energía no servida)
Tasa de descuento 12.6 4 % - Horizonte del estudio 10
años
Alcances de la Planificación de Largo Plazo
2015 2016 2017 2018 2019 2020
MW 200 200 200 300 450 600
200 200 200
300
450
600
0
100
200
300
400
500
600
700
Cap
acid
ad O
pe
rati
va (
MW
)
BENEFICIOS: Maximizar el Beneficio Social de
los Agentes que inyectan y retiran Mejorar la confiabilidad a nivel
regional Aumentar de la competencia en
el MER. Procurar que en todo momento
se mantenga una capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros
Según el estudio de Planificación de la Expansión de la Transmisión Regional, el incremento de 300MW en 2018 a 450MW en 2019, se debe a: la puesta en servicio de 14 Ampliaciones Planificadas 25 Ampliaciones a Riesgo Se incluye 6 ampliaciones del segundo circuito SIEPAC (2 Planificadas y 4 a riesgos) Inversión total: $ US$ 194.7 Millones.
Ampliaciones cuya construcción debería comenzar en los próximos dos años
Tipo de Ampliación
Ampliaciones Planificadas Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
Líneas nuevas 12 1044 km 143,197
Líneas a Repotenciar 11 462 km 39,287
Transformadores --- --- ---
Ampliaciones A Riesgo Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
Líneas nuevas 4 357 km 52,029
Líneas a Repotenciar 17 473 km 37,955
Transformadores 4 562 MVA 20,220
Total 292,688 Obras relacionadas al Proyecto SIEPAC
Ampliaciones SIEPAC Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)
SIEPAC -Planificadas 6 803 98,624
SIEPAC - A Riesgo 4 357 52,029
Total 10 1,160 150,653
Resultados del estudio de Expansión a Largo Plazo
IMPORTANTES AVANCES EN EL MER
AÑO GESTIÓN
01 junio 2013 Implementación del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional(RMER) con su Procedimiento de Detalle Complementario(PDC).
Octubre 2014 Finalización de la construcción del primer circuito del SIEPAC, con una capacidad de transmisión de 300 megavatios –MW (último tramo en CR)
2015 Implementación de los Derechos de Transmisión a corto plazo, bajo la figura de Derechos Firmes.
Diciembre 2015 Primer Plan Estratégico del MER, los 3 organismos creados por el Tratado Marco
Marzo 2016
Primer Plan de Expansión de la Generación de la Transmisión Regional
AVANCES RELEVANTES EN EL MER
TEMAS RELEVANTES EN EL MER
23
Completar los refuerzos nacionales de transmisión en
algunos países de A.C que están limitando el transporte de energía en su capacidad
fijada de 300MW.
Mejorar el mecanismo actual de asignación de los
Derechos Firmes y de Transmisión a corto plazo.
Reforzar la institucionalidad del MER:
• Recurso de apelación ante las decisiones de la CRIE
• Institucionalidad y financiamiento del CDMER
Resolver las perturbaciones técnicas en la Red como las
Oscilaciones No amortiguadas
Electromecánicas.
TEMAS RELEVANTES EN EL MER
IMPORTANTES DESAFÍOS
25
IMPORTANTES DESAFÍOS
Gestionar en la aprobación de un Tercer Protocolo al Tratado Marco del MER
Avanzar en la consolidación de las interconexiones eléctricas México y Colombia
Desarrollo e implementación de los Contratos Firmes y Derechos de Transmisión a Largo Plazo
Duplicar la capacidad del SIEPAC a 600MW
Manejo del cambio de matriz energética a energías renovables
ENTE OPERADOR REGIONAL
Diagonal Universitaria, entre 25 Calle Poniente y 17 Avenida Norte, Colonia Layco.
San Salvador, El Salvador, C.A. PBX : (503) 2245-9900 FAX : (503) 2208-2368.
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