SIEPAC Sistema de Interconexin Elctrica de los Pases

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 Pan Rio Claro amá 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 (Regulador) y EOR (Operador). • El desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado Línea SIEPAC.

PROYECTO SIEPAC 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 de generación eléctrica de carácter regional • 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. • 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.

GOBIERNOS CDMER CRIE Reguladores nacionales OS/OMs nacionales EOR MER G T GC D/C MOR MERCADOS ELECTRICOS NACIONALES (6) C MERCADOS ELECTRICOS BINACIONALES (2): IMG - ICP MCR

AVANCES DE SIEPAC I: Mercado Eléctrico Regional (MER) ü Suscripción y Ratificación del Tratado Marco y Primer Protocolo. 1996 -1998 ü Aprobación de Diseño General del MER en 2000 y del Reglamento Transitorio (RTMER) en 2002 ü Inicio operación MER bajo RTMER. Agosto 2002 ü Aprobación de Reglamento del MER (RMER) y del Convenio General. Diciembre 2005 ü Desarrollo del SCADA/EMS Regional. 2005 -2008 ü Suscripción del Segundo Protocolo al TM. 2007 ü Ratificación del Segundo Protocolo al TM (ratificado en cinco países). 2007 -2010

DESARROLLO REGULATORIO DEL MER 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 de la Diseño Detallado Transmisión en el MER Reglamento de Transmisión del MER (RT) Reglamento del MER (RMER) Segundo Protocolo al TM

AVANCES DE SIEPAC II: Generación Regional ü Acuerdo de promover condiciones propicias en el Tratado Marco. 1998 ü Incorporación de aspectos claves de generación regional en el Diseño General del MER (2000) y en el RMER (2005): Contratos Firmes – Reforzamiento de Transmisión Regional – Derechos de Transmisión. ü CT-11103 -II Impulso de proyectos de generación regional y demanda regional a través del MER. 2010

AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional ü Estudio de Factibilidad Técnico Económico de Línea SIEPAC en 1997 ü Constitución de la Empresa Propietaria de la Red (EPR) con seis socios (estatales) en Febrero 1999. Incorporación: Endesa (2001), ISA (2005), CFE (2008). ü Estudios Eléctricos Avanzados de Corto Plazo (2001) y de Mediano Plazo (2004 -2008). Abril 2001 ü Diseño Preliminar de la Línea SIEPAC. Mayo 2001

AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional ü Inicio operaciones EPR. Marzo 2002. ü Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental nacionales y obtención de Licencias Ambientales. 2002 -2004 ü Realización de topografía final para la Línea y para la servidumbre. 2003 ü Diseño final: 1, 800 Km. de línea de transmisión 230 KV de un circuito sencillo con prevista para doble circuito. 2005

AVANCES DE SIEPAC III: Transmisión Regional ü Regulación Regional de Transmisión: Expansión, operación, mantenimiento, derechos de transmisión y remuneración (RMER -2005) ü Presupuesto actual: US$ 494 millones ü Constitución de servidumbres: 2004 -2010 ü Construcción de la línea SIEPAC Ago 2006 – Diciembre 2010 (4. 5 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

AVANCE DE LA CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC 31 -05 -10 Izado de Estructuras Cimentaciones Tendido de Conductores Total Realiz % Guatemala 663 586 88 663 473 71 283 8 3 El Salvador 737 731 99 737 704 96 286 29 10 Honduras 714 713 99 714 656 92 274 0 0 Nicaragua 752 743 99 752 728 97 304 293 96 Costa Rica 1320 976 74 1320 947 72 493 181 37 398 398 100 150 100 4584 4139 90 4584 3899 85 1791 655 37 Panamá TOTAL

FINALIZACIÓN DE LA LÍNEA SIEPAC Panaluya Guate Norte San Buenaventura Cajón Aguacapa Guatemala 1 25/Ene/2011 2 31/Dic/2010 3 31/May/2011 Ahuachapán T Nejapa 15 de Sept. Honduras 8 11/Ene/2011 9 31/May/2011 10 21/Dic/2010 11 21/Dic/2010 Costa Rica 15 26/Oct/2010 16 03/Dic/2010 17 31/Dic/2011 Aguacaliente Sandino Lago El Salvador 4 04/Ene/2011 18 30/Jun/2011 5 15/Ene/2011 19 12/Oct/2010 6 15/Ene/2011 7 15/Dic/2010 Ticuantepe Nicaragua Panamá 20 12/Dic/2010 Cañas Parrita Nicaragua 12 21/Dic/2010 13 30/Nov/2010 14 14/Dic/2010 Palmar Norte Río Claro Panamá Veladero

RED DE TRANSMISION ACTUAL México Honduras Capacidad entre países 60 MW Guatemala Nicaragua El Salvador Costa Rica Interconexión existente 230 Kv Interconexión existente 400 Kv Panamá

PROXIMA RED DE TRANSMISION México Honduras Capacidad entre países 300 MW SIEPAC Guatemala SIEPAC Nicaragua Costa Rica El Salvador Interconexión existente SIEPAC Red nacional Línea SIEPAC Panamá

INTERCONEXION DE LA LÍNEA SIEPAC

AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales ü Creación de CRIE y EOR por el Tratado Marco en 1998 ü Constitución del Comité de Interconexión Eléctrica (CIE) en 1999 ü Constitución de Junta Directiva de CRIE. Abril 2000 ü Constitución de Junta Directiva de EOR. Febrero 2001 ü Elaboración de Reglamentos Internos de EOR y CRIE en 2000 -2001

AVANCES DE SIEPAC IV: Organismos Regionales ü Selección de Sedes definitivas: Guatemala para CRIE y El Salvador para el EOR. Octubre 2002 ü Operación del MER directamente por el EOR: Junio de 2006 ü CT-111003 -IV Fortalecimiento institucional de CRIE y EOR. 2009 -2010 ü Operación de CRIE y EOR con Cargos CRIE y EOR. Enero 2010 ü Consejo Director del MER (CDMER). 2010

AVANCES DE SIEPAC V: Otros ü Aplicación gradual de Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño del RMER. Ajuste de AGC. 2010 ü Desarrollo del Sistema de Planificación de la Expansión de la Transmisión Regional (SPTR). 2010 -2011 ü Armonización regulatoria Interconexiones Extraregionales (IMG y ICP). 2010 -2011

EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS Pepesca Guate Norte Río Lindo Guate Este Cajón Nejapa Suyapa Ahuachapán 15 de Sept. Pavana León Ticuantepe Cañas Parrita Panamá Canal Pan Río Claro amá Veladero Golfo de Panamá

EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS Pepesca Guate Norte Río Lindo Guate Este 28. 5% Cajón Nejapa Suyapa Ahuachapán 15 de Sept. Pavana León Ticuantepe Cañas Parrita Panamá Canal Pan Río Claro amá Veladero Golfo de Panamá