Estado de Situación Actual de la operación comercial y técnica del Mercado

y Sistema Eléctrico de América Central.

05 de abril de 2017Hotel Wyndham, Heredia, Costa Rica

Para: Cámara de Industria de Costa Rica

Presentación por: Salvador López Alfaro

1. Estadísticos Generales del Sector Eléctrico2. Operación Comercial

o Agentes Autorizados para realizar transacciones en el MERo Estadísticas de la Operación del Mercado Eléctrico Regionalo Inyecciones Anuales en el MER + Precio Promedio Anual (2013-2016)o Históricos de Inyecciones Diarias en el MERo Resultados de Asignaciones de DF Anuales Enero – Junio 2016 y de Julio a

Diciembre 20163. Operación Técnica

o Informe de eventos en el Sistema Eléctrico Regional ocurridos el 9 y 16 de enero de 2017.

o Plan de Trabajo para la atención al problema de las Oscilacioneso Estado de Situación de la ampliación de la Capacidad de Transmisión Regional de la

Línea de Interconexión México-SIEPACo Proceso de Planificación de la Expansión de la Generación y la Transmisión Regional

Contenido

Demanda máxima de potencia en América Central

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMA TOTAL

1.7021.098

1.515

715

1.767 1.618

8.414

(MW)

Actualización al 31 de diciembre de 2016.

Fuente de información: EOR

Capacidad de Generación Instalada (MW)

Datos a noviembre de 2016.Fuente de información: EOR

Total 14,774 MW

6.1275.412

1.217 991554 472

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

Hidro TérmicasFosil

Biomasa Eolica Solar Geo

Capacidad de Generación en Energía Renovable Variable (ERV) instalada al 2016 en (MW)

Total generación

ERV instalada

1,546 MW

Datos a noviembre de 2016.Fuente de información: EOR

País Eólico Solar Total

Guatemala 71 85 156

El Salvador 0

Honduras 170 411 581

Nicaragua 186.6 1.4 188

Costa Rica 293.6 1 294.6

Panamá 270 56 326

OPERACIÓN COMERCIALo Agentes Autorizados para realizar transacciones en el MER

o Estadísticas de la Operación del Mercado Eléctrico

Regional

o Inyecciones Anuales en el MER + Precio Promedio Anual

(2013-2016)

o Históricos de Inyecciones Diarias en el MER

o Resultados de Asignaciones de DF Anuales Enero – Junio

2016 y de Julio a Diciembre 2016

AGENTES DEL MER

Fuente de información: EOR

AGENTES AUTORIZADOS PARA REALIZAR TRANSACCIONES DE ENERGÍA EN EL MER, AL 03 DE ABRIL DE 2017.

239

1110,25

224,00

16,16 17,88 181,23

397,87

1947,38

5,16

1212,22

195,25 204,81

313,36

30,02

1960,8

GUATEMALA EL SALVADOR HONDURAS NICARAGUA COSTA RICA PANAMÁ TOTAL

Venta Compra

Venta y Compra de Energía en el MER 2016 (GWh)

PRINCIPALES INCREMENTO AÑO 2016 *

PAIS GWh %

GUA 268 31.8

PAN 258 185.5

ELS 142 172.4

* Respecto a las inyección del país en el año 2015

Fuente de información: EOR

Inyecciones Anuales en el MER + Precio promedio Anual

474,20

1.4461,368.40

1.947

216,00

170.50

160,17

85.06

63.67

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

2013 2014 2015 2016

Inyeciones Anuales RMER(GWh) Inyeciones Anuales RTMER (GWh) Promedio Anual de Precio Exante en el MER (US$/MWh)

RTMER + RMER

AñoInyeciones

Anuales (GWh)

Precio Promedio Anual en el MER

(US$/MWh)

2013 690.20 *170.50

2014 1,445.80 160.17

2015 1,368.40 85.06

2016 1,947.40 63.67

(01 de enero de 2013 - 31 de diciembre 2016)

Fuente de información: EOR

Histórico de Inyecciones Diarias en el MERRTMER RMER+PDC

182.1%

98.3%109.4%

Incrementos respecto al año 2013 *Febrero 2016: Inyecciones proyectadasFuente de información: EOR

El 30 marzo 2017: se presentó el mayor registro de inyección diaria programada en la historia del MER

11,651.4 MWh

Transacciones de Inyección MCR vs MOR (GWh)

103 95 106

95 95

123

81

68 63

101

120

89

78

58 57 61 54 56

66 68 79

74

54

72 78

48

61

126

60 70

98

132 136

158

164

139

22 20 28

21 25 28 25

15 25 22 29

47 42 40 43

68 60 57 59

45

30

42 43

60

40

55

80

69 55

50 53 55 55

73

50 42

MERCADO DE CONTRATOS REGIONAL (MCR)

MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL (MOR)

104% 895%

2013 - 2016

Datos al 31 de diciembre de 2016.

OPERACIÓN TÉCNICA

o Proceso de Planificación de la Expansión de la

Generación y la Transmisión Regional

OBJETIVOS DE LA PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Y LA TRANSMISIÓN REGIONAL

Identificar oportunamente las obras de expansión de la RTR que permitan:

1) Incrementar la capacidad de transmisión, para atender las perspectivas de aumento de

los intercambios de energía en el MER, vinculado a una expansión óptima de la

generación regional.

2) Alcanzar y mantener la capacidad operativa mínima de intercambio internacional, fijado

en 300 MW por la CRIE, en la resolución CRIE-P-20-2014.

Una vez identificadas obras y el plan de inversión correspondiente, es necesaria la

aprobación y construcción oportuna, para evitar el deterioro de la capacidad operativa de

la RTR.

ALCANCES DE LA PLANIFICACIÓN REGIONAL

Diagnóstico de Mediano Plazo de la RTR

Revisar la capacidad de transmisión de la RTR para transportar los flujos de potencia, asociados a los escenarios previsibles de la generación y de demanda

Formular recomendaciones para un programa de ampliaciones menores y modificaciones de las instalaciones de la RTR para mantener la confiabilidad de la red en los niveles establecidos en los CCSD, o disminuir los Costos de Suministro de Energía en el MER.

Identificar restricciones a la capacidad de transmisión de la RTR o en las redes nacionales que puedan afectar la confiabilidad en el ámbito regional o que aumenten los Costos de Suministro de Energía en el MER, y las eventuales medidas correctivas o preventivas.

Planificación de Largo Plazo de la G & T Regional

Incrementen el Beneficio Social y simultáneamente tengan un número significativo de beneficiarios.

Mejoren la confiabilidad a nivel regional.

Signifiquen un aumento de la competencia en el MER.

Debe considerar: (1) la información de planificación de la generación en los países; (2) la información aportada por los diferentes Agentes a través de los OS/OM de cada país sobre futuras expansiones, y (3) las autorizaciones de ampliaciones.

10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER

10.1.4 Libro III RMER: La Planificación Regional deberá procurar que en todo momento semantenga una capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier

par de Países Miembros del MER. Esta capacidad será fijada por la CRIE mediante Resolución.

CRITERIOS PARA DETERMINAR EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN REGIONAL (10.6.2 Libro III)

10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER

Se prepara una lista de ampliaciones de transmisión que resultan seleccionadas en base a los indicadores de evaluación Económica:

TIR, VPN, Beneficio Social

Ampliaciones cuya construcción deba iniciar en los 2 años siguientes

y su Beneficio Social > 0

Se calcula la concentración del Beneficio

Ampliaciones A Riesgo Ampliaciones Planificadas

Beneficio SocialConcentración en un solo país > 80%

Concentración en 1 agente > 50%Concentración en 3 agentes > 80%

Beneficio Social distribuido.

PLAN DE TRABAJO PARA DESARROLLO DE LOS ESTUDIOS DE PLANIFICACIÓN – DIAGNÓSTICO MEDIANO PLAZO

COMPONENTE ACTIVIDAD%

ActividadOct Nov Dic ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Solicitud de Bases de Datos a loa OS/OM 100%

Envío al EOR de las BD nacionales de parte de los OS/OM 85%

Revisión de la información recibida 100%

Actualización de la Base de datos Regional 40%

Solicitud a la CRIE de la Tasa Interna de Retorno, Costo de la Energía

No Suministrada, Metodología de cálculo del excedente del

consumidor, vida útil de las instalaciones, e información de las zonas

protegidas.

0%

Analisis Enèrgetico - condicion actual - Identificación de restricciones

de transmisión para transportar los intercambios previsibles del MER.0%

Análisis eléctrico. Simulación de contingencias e Identificación de

restricciones de transmisión para transportar los intercambios

previsibles del MER.

Análisis eléctrico - Modelación de intercambios de 300 MW entre

pares de países, Identificación de restricciones de transmisión y

determinación de refuerzos.

0%

Definición y análisis de las soluciones. 0%

Reunión con CTPET para presentación de resultados de los análisis y

soluciones0%

Análisis de Riesgo, Evaluacion economica y clasificacion de

Ampliaciones Planificadas y A Riesgo0%

Preparacion del informe de Diagnóstic de Mediano Plazo 0%

Presentación de resultados del Diagnostico de Mediano Plazo a la JD-

EOR

Remisión del informe de Diagnóstico de Mediano lazo a la CRIE 0%

Conformaciòn y

Actualizaciòn de la Base de

Datos a utilizarse en la

planificaciòn de la

expansiòn de la G y T

Regional 2017-2026

Diagnostico de mediano

Plazo 2017-2021

2016 PROGRAMA DE EJECUCION -2017

PLAN DE TRABAJO PARA DESARROLLO DE LOS ESTUDIOS DE PLANIFICACIÓN - LARGO PLAZO

COMPONENTE ACTIVIDAD%

ActividadOct Nov Dic ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Análisis de mediano plazo del sistema de generación 0%

Definicion de candidatos, casos y escenarios de expasión de la generación

regional.0%

Simulaciones de casos de expansión, análisis de riesgos técnicos y

económicos. Determinación del páln de expansión de la generación

regional óptimo.

0%

Revisión de resultados con el CTPEG y el CTPET 0%

Preparación del informe de planifcación indicativa de la expansión de la

generación regional.0%

Presentacion a JD de resultados de la planificación indicativa de la

expansión de la generación regional0%

Análisis de la red de transmisión 0%

Corridas con modelos de optimizacion: Identificación de sobrecargas para

transportar los flujos de potencia óptimizados en la operación del MER,

considerando la expansión de la generación regional.

0%

Análisis eléctrico. Modelación de despachos optimos, suimulacion para

identificación de sobrecargas y violaciones de voltaje ante contingencias

simples.

0%

Definiciòn de candidatos 0%

Modelacion y simulacion con los candidatos a las soluciones en los

modelos de optimizacion y de análisis eléctrico.0%

Evaluación económica de las soluciones propuestas (determinación de

indicadores económicos, cálculo de los beneficios sociales y concentración

de los beneficios). Análisis de Riesgos.

0%

Revisión de resultados con el CTPET 0%

Preparacion del informe de expansion de la Transmision 0%

Presentacion del informe de lanificación de la expansión de la Transmisión

regional ante JD - EOR0%

Remision a la CRIE del informe de planifiacciòn de la Exp de la G & T

regional0%

Planificacion de

largo plazo de la

Expansion de la

Generaciòn regional

2022-2026

Planificacion de

largo plazo de la

Expansion de la

Transmision

Regional 2022-2026

2016 PROGRAMA DE EJECUCION -2017

PREGUNTAS QUE RESPONDE LA PLANIFICACIÓN REGIONAL

10.2 Libro III RMER10.3 Libro III RMER

Diagnóstico de Mediano Plazo de la RTR 2018-2022

• ¿Qué ampliaciones o refuerzos de transmisión son requeridos en el Sistema Eléctrico Regional para que puedatransportarse los flujos del despacho óptimo previsible de generación, cumpliendo con los CCSD?.

• ¿Qué ampliaciones o refuerzos de transmisión son necesarios para alcanzar la capacidad operativa deintercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros del MER, que la CRIE fijó en 300 MW,cumpliendo con los CCSD?

Planificación de Largo Plazo 2018-2027

• ¿Cuál sería el plan de expansión de la generación, que minimice el costo de suministro de la demanda en la región?

• ¿Cuál sería el plan de expansión de la Transmisión Regional, que permita transportar los flujos derivados del despacho óptimo de la generación y que permita mantener la capacidad operativa de intercambio internacional mínima entre cualquier par de Países Miembros del MER?

Remisión del informe de planificación 2015-2024 por parte del EOR

28-julio2016

Aclaraciones del EOR a CRIE sobre los resultados del Estudio de Planificación

Sept-Oct 2016CRIE remitió la correspondencia

CRIE-SE-GT-330-20-12-2016

Con el informe GT-2016-15

20-diciembre-2016

En 2017, el operador regional (EOR) esta realizando una

actualización del Plan de la Expansión de la Generación y Transmisión Regional para

el periodo 2018-2017

Actividades realizadas

CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA ACTUAL Y PREVISTA PARA 2018

Capacidades actuales Capacidades previstas para 2018

Si no se indica algo diferente significa que se mantendrá la capacidad de transferencia

Considerando La Subestación La Virgen y obras asociadas (Nicaragua)

CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA ACTUAL Y PREVISTA PARA 2018

1. La razón por la que no se obtienen cambios en la capacidad de transferencia entre lasáreas de control El Salvador, Honduras, Costa Rica y Panamá, es porque no se prevé laentrada en servicio de nuevas ampliaciones de transmisión en la red troncal de 230 kV.

2. Los resultados obtenidos de la capacidad de transferencia para 2018 considerasolamente una parte de los refuerzos nacionales de líneas de transmisión identificadosen el estudio realizado por el EOR con PNNL cuya construcción ha sido confirmada porlas empresas de transmisión de Costa Rica, Panamá, y el Salvador, no se considera queentra en operación ninguno de los refuerzos de compensación capacitiva identificados endicho estudio.

3. Además ENATREL de Nicaragua, informa de la entrada en operación en 2018 de lasubestación La Virgen y líneas asociadas.

Avenida Las Magnolias No128, Colonia San Benito.

San Salvador, El Salvador, C.A.PBX : (503) 2208-2364 FAX : (503) 2208-2368.

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