MERCADOS REGIONALES EN IBEROAMÉRICA

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1 MERCADOS REGIONALES EN IBEROAMÉRICA
EL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICAS DE LOS PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL (SIEPAC) ESTADO ACTUAL Y FUTURO INMEDIATO (Noviembre, 2004) Lic. Álvaro Barrantes Ch.

2 Temario 1. Antecedentes del MER 2. Mercado Centroamericano
Características de la Región Características de los Sistemas Eléctricos Nacionales Transacciones Regionales 3. Proyecto SIEPAC y el MER Definición Características y Beneficios El MER y la Interconexión El Tratado Marco del MER Organización y Entes Involucrados Transacciones 4. La CRIE Objetivos y Funciones Organización Financiamiento 5. Diseño y Reglamentación del Mercado Diseño Detallado del Mercado Reglamento de Transmisión 6. Conclusiones

3 ANTECEDENTES DE LA INTEGRACIÓN ELÉCTRICA REGIONAL
(1.) ANTECEDENTES DE LA INTEGRACIÓN ELÉCTRICA REGIONAL

4 Ubicación Geográfica del Proyecto

5 Características de la Región

6 Mercado Eléctrico de América Central
Antecedentes Sistemas propios nacionales. Estructura vertical de empresas eléctricas. Propiedad del Estado. Falta de capacidad económica del Estado para invertir. Fuertes subsidios. Falta de un marco jurídico específico.

7 HACIA EL MER DOS DECADAS DE TRANSACCIONES ENTRE LOS PAISES (1983-1999)
TRES AÑOS MERCADOS SPOT NACIONALES ( ) INTERCONEXION CENTROAMERICANA (2002) INTEGRACIÓN ECONÓMICA REGIONAL E INTERNACIONAL

8 Sector Eléctrico Problemas Detectados
Falta de una infraestructura más adecuada a las necesidades de cada país y del área en general (escasa capacidad de transmisión). Falta de una organización adecuada que garantice o propicie mayores intercambios, a pesar de varios esfuerzos regionales, que se han dado en las últimas décadas. Falta de normativa regulatoria de aplicación general y obligatoria para todos los países del área. Problemas técnicos, económicos, políticos y de organización en los sistemas eléctricos nacionales de cada uno de los países de la región. Situación económica del área y de cada país. Problemas políticos internos y entre países del área.

9 “CÓMO LA REGION HA SUPERADO LAS BARRERAS REGLAMENTARIAS ENTRE LOS PAISES PARA VIABILIZAR EL PROYECTO DE INTEGRACION ENERGÉTICA."

10

11 EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL DE AMÉRICA CENTRAL
(2.) EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL DE AMÉRICA CENTRAL (MER)

12 CAPACIDAD INSTALADA y DEMANDA MÁXIMA 2003

13 ENERGIA NETA INYECTADA Y VENTAS FINALES 2003

14 PERDIDAS DE TRANSMISION Y DISTRIBUCION 2003
Pérdidas Prom. = 17 %

15 INDICES DE ELECTRIFICACION 2003

16 CAPACIDAD INSTALADA POR RECURSO 2003

17 EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA ICA
87% 44%

18 EVOLUCION DE LA GENERACIÓN NETA ICA
100% 40%

19 EVOLUCION DE LOS INTERCAMBIOS ICA

20 EVOLUCION % DE LOS INTERCAMBIOS ICA

21 INTERCAMBIOS ICA

22 EVOLUCIÓN DE LAS REFORMAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO

23 ASPECTOS QUE REQUIEREN ATENCION
Manejo de costos varados (“stranded”) PPAs heredados Manejo de subsidios Re-integración Vertical (nacional y regional) Horizontal (nacional y regional) Falta de leyes antimonopolio e instituciones de defensa de la competencia Fortalecimiento institucional Asimetría de información, riesgo de captura Capacitación de personal técnico

24 Mercado Eléctrico de América Central
Evolución: Primeros pasos: Apertura a inversión privada. Necesidad de respaldo por contingencias. Necesidad de mejora en la calidad. Respaldo legal: contratos entre partes.

25 Mercado Eléctrico de América Central
Evolución: Segunda parte: Construcción de interconexiones eléctricas con países vecinos. Contratos de interconexión con países vecinos o acuerdos para el manejo de transacciones.

26 Mercado Eléctrico de América Central
Evolución: Tercera parte: Proyecto SIEPAC Aprobación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. Se crea el Marco Jurídico básico específico. Se crean 2 instituciones y 1 agente: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Ente Operador Regional Empresa Propietaria de la Red.

27 (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central)
(3.) EL PROYECTO SIEPAC (Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central)

28 PROYECTO SIEPAC - Objetivo
Este Proyecto consiste en la creación y puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista y del desarrollo de un sistema de transmisión regional. Este mercado se crearía sin menoscabo de los esfuerzos de reestructuración que cada país está llevando a cabo a nivel nacional, y permitirá a cualquier agente calificado vender o comprar electricidad, independiente de su ubicación geográfica.

29 PROYECTO SIEPAC- Componentes
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. (Componente institucional) El desarrollo del primer sistema de transmisión regional denominado Línea SIEPAC. (Componente físico)

30 ESQUEMA DE INTERCONEXIONES ACTUALES DE LOS PAISES DE AMERICA CENTRAL
BELICE SIMBOLOGIA CAPITAL DE NACION GUATEMALA SUBESTACION 15 SEPT. TEGUCIGALPA LINEA DE INTERCONEXION OCEANO PACIFICO PAVANA SAN SALVADOR MANAGUA BLOQUE NORTE OCEANO ATLANTICO SAN JOSE Tramo Recién Concluido Honduras - El Salvador BLOQUE SUR CIUDAD PANAMA

31 EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANO
Desarrollo Gradual BLOQUE SUR Línea SIEPAC Otras Líneas futuras LINEA EL SALVADOR HONDURAS MERCADO REGIONAL Fase A MERCADO REGIONAL Fase B MERCADO REGIONAL Fase C BLOQUE NORTE Refuerzos Nacionales Transm.

32 EL MERCADO ELECTRICO CENTROAMERICANO
Desarrollo Gradual MERCADOS NACIONALES GU-ES-NI-PA SCADA REGIONAL AÑO 2005 Refuerzos Nacionales TRANSACCIONES BILATERALES MERCADO REGIONAL TRANSITORIO AÑO 2002 MERCADO REGIONAL DEFINITIVO AÑO 2005 LINEA SIEPAC AÑO 2008 MONOPOLIO CON PPA HO-CR OMCA Outsourcing EOR

33 LINEA SIEPAC Capacidad entre países 300 MW País Kms. Guatemala 281.8
Panaluya Rio Lindo País Kms. Guatemala 281.8 El Salvador 282.3 Honduras 369.4 Nicaragua 293.5 Costa Rica 462.4 Panamá 140.3 Total 1,829.7 Guate Norte Cajón Guate Este Santa Rosa T Tamara Nejapa Ahuachapán 15 de Sept. Pavana Planta Nicaragua Ticuantepe Lago Nicaragua Capacidad entre países 300 MW Cañas Circuito sencillo 230 KV Circuito doble de 230 kv Parrita Subestación de interconexión Palmar Norte Subestación nacional Rio Claro Panamá Veladero

34 SIEPAC – Costos (U.S.$ millones y %)

35 SIEPAC - Financiamiento
BID $ 171 Millones (52%) Gobierno de España $ Millones (21%) EPR $ Millones (27%) Total $ 330 Millones (100%)

36 ORGANIZACIÓN COOPERACION TECNICA DEL BID PARA DESARROLLAR MERCADO ELECTRICO REGIONAL
GRUPO DIRECTOR COMITÉ PROGRAMACION EVALUACION Sector Eléctrico (2 por país) PANEL DE EXPERTOS Consultores individuales CONSULTOR PRINCIPAL Planificación de la CT TECNICOS DE LA REGION UNIDAD EJECUTORA DEL PROYECTO CONSULTORES INDIVIDUALES Y EMPRESAS DE CONSULTORIA

37 REGLAMENTOS DEL MER-Consultorias
A. Reglamento Técnico -Comercial - Comercial - Técnico B. Reglamento de Transmisión - Calidad - Expansión - Tarifas C. Reglamentos Internos - EOR - CRIE Los reglamentos regionales deben ser coordinados con los respectivos nacionales. Los órganos regionales y nacionales deben conocer los alcances de su responsabilidad respectiva.

38 El Mercado Eléctrico Regional y la Interconexión

39 DEFINICIÓN El MER (Mercado Eléctrico Regional) es el séptimo mercado, superpuesto con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con regulación regional y en el cual los agentes habilitados realizan transacciones internacionales de energía eléctrica en la región centroamericana.

40 Beneficios de las Interconexiones
Razones técnicas: pues se daría una mayor confiabilidad de la cobertura de la demanda, un aumento en la confiabilidad de la red eléctrica en las áreas fronterizas y una mayor estabilidad y garantía de la frecuencia. Ahorros de costos: pues se daría una reducción en las pérdidas, menores necesidades de reservas de operación en cada país y se optimizaría el sistema centroamericano como un todo. Menor necesidad de equipamiento o inversión futura: dada la complementariedad de los sistemas nacionales que implica menores necesidades de potencia instalada, posibles escalonamientos de la construcción de nuevas centrales generadoras y la existencia de las economías de escala en la construcción de plantas generadoras

41 Beneficios de la Interconexión 1. Razones de Carácter Técnico
Mayor confiabilidad de la cobertura de la demanda: al apoyarse conjuntamente los sistemas ante situaciones de fallo de grupos de generación eléctrica, se permite cubrir la demanda desde los sistemas vecinos, con lo que se evitan cortes de suministro, muy costosos para la industria y la sociedad en general, y en cierta medida limitantes del desarrollo económico. Aumento importante de la confiabilidad de la red en áreas fronterizas: por el apoyo mutuo de las redes de transmisión. Muy claro en países cuya forma geográfica hace que las áreas limítrofes sean las más desabastecidas, al encontrarse alejadas de los centros de producción y de reparto de potencia. Mayor estabilidad y garantía de la frecuencia: por el aumento de la inercia en los sistemas interconectados.

42 Beneficios de la Interconexión 2. Ahorros de Costos
Reducción de pérdidas: especialmente en sistemas que comparten una frontera de gran longitud y con zonas eléctricamente complementarias. Menores reservas de operación en cada sistema: al posibilitarse compartir las centrales de reserva, tanto primaria como secundaria, lo que permite reducir a largo plazo la construcción de centrales, al apoyarse en las de los países vecinos, y posibilitar la creación de centrales supranacionales, compartidas por varios países. Intercambios económicos de energía: al posibilitarse la producción de las centrales de mínimo costo en cada momento, reduciendo la factura energética conjunta. Hecho de sumo interés en sistemas abastecidos con fuentes energéticas importadas (centrales térmicas de fuel, Diesel, etc.). Mejora de utilización de las centrales: por la posibilidad de integración de las curvas de carga de los distintos sistemas que presentan diferencias horarias, estacionales, climáticas, etc., aprovechando la diversificación del mercado para una mejor explotación del conjunto de las centrales de generación.

43 Beneficios de la Interconexión 3. Menor Necesidad de Inversión Futura
Menores necesidades de potencia instalada: por la complementariedad de los sistemas y el desplazamiento horario de sus curvas de carga, dado que se permite el apoyo mutuo, compartiendo la generación. Posible escalonamiento de la construcción de nuevas centrales generadoras: al contar con las centrales de reserva de otros sistemas. Economías de escala: al ser posible la construcción de centrales con grupos de mayor tamaño, al planificar en un ámbito supranacional, lo que permite optimizar los recursos.

44 Incrementar la eficiencia en el abastecimiento regional de energía
OBJETIVOS DEL MER Incrementar la eficiencia en el abastecimiento regional de energía Viabilizar proyectos de generación de mayor escala para la demanda agregada Incrementar la competencia y seguridad del suministro de energía eléctrica Viabilizar el desarrollo de la red de transmisión regional Promover e incrementar los intercambios de energía eléctrica Uniformizar los criterios de calidad y seguridad operativa Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

45 BENEFICIOS DEL MER Sustancial aumento de la seguridad jurídica para inversionistas, reduciendo el riesgo y con ello facilitando el acceso a fuentes de financiamiento, disminuyendo las tasas de retorno pretendidas, lo cual se traduce en menores precios en general. Mejoras tecnológicas en la oferta por el cambio de escala, lo cual acarrea disminución de precios. Mayor competencia al crearse un mercado de mayores dimensiones, con posibilidad de actuación de más oferentes. Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

46 BENEFICIOS DEL MER Mayor calidad de servicio, producto de una infraestructura de transmisión más robusta y aplicación sistemática de criterios de calidad y seguridad uniforme (gradualmente) Mejorar los modos de compartir Servicios Auxiliares, llevando a mejoras en la calidad del servicio y tarifas de los consumidores finales. Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

47 PREMISAS PARA EL DISEÑO DEL MER
Institucionalizar desde el principio Construir sobre la base de la realidad Respetar autonomías de los países Promover la competencia leal Economía y seguridad en el abastecimiento Incorporar la inversión privada al esfuerzo de inversión regional a través del MER Otorgar simplicidad, eficiencia y predictibilidad a las reglas del MER Permitir el desarrollo de la infraestructura de transmisión Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

48 El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional

49 Bases del Tratado Marco
Es Ley en cada país de la región. Este Tratado Marco entró en vigencia a nivel regional en enero de 1999 y constituye el esqueleto jurídico de la integración regional del mercado eléctrico. El objetivo de éste es “la 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 respecto y protección al medio ambiente” (artículo 1). Este se regirá por los principios de competencia, gradualidad y reciprocidad (artículo 3).

50 Objetivos del Tratado Marco
Establecer los derechos y obligaciones de las Partes. Establecer las condiciones para el crecimiento del Mercado Eléctrico Regional, que abastezca en forma oportuna y sostenible la electricidad requerida para el desarrollo económico y social. Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico. Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional. Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región. Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del mercado eléctrico regional y las relaciones entre los agentes participantes, así como la creación de los Entes regionales apropiados para el logro de estos objetivos. Propiciar que los beneficios derivados del mercado eléctrico regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región.

51 Entes Creados por el Tratado Marco
EOR: Ente Operador de la Red, conformada por dos delegados por país (2000). CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, como regulador de la interconexión. Conformada por un delegado por país (2000). EPR ó EPL: Empresa Propietaria de Red o de la Línea, propiedad de los seis países y algunos socios extraregionales (1999).

52 Organización y Entes Involucrados en el Proyecto SIEPAC

53 MER : ENTES INVOLUCRADOS (1)
Los gobiernos nacionales Los reguladores nacionales Los operadores nacionales (G/T/D/C/OS&M) ► Públicos ► Privados La CRIE (regulador regional) El EOR (operador regional) La EPR o EPL (propietaria de la línea) Los organismos financieros internacionales: ►BID ►BEI ►BCIE Gobierno español (cofinanciador). Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

54 MER : ENTES INVOLUCRADOS (2)
Entes relacionados con el sector eléctrico regional: CEAC (Consejo de Electrificación de América Central) CEPAL, etc. Entes creados ad hoc: Grupo Director. Unidad Ejecutora Grupo Asesor. CPE (Comité de Programación y Evaluación) Comité de Vigilancia CRCT (Centro Regional de Coordinación y Transacciones), OMCA (Operador del Mercado Centroamericano), etc. Inversionistas privados: v.g. ENDESA. Consultores: empresas e individuales. Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

55 Los agentes del MER serán:
Agentes habilitados por la regulación nacional y regional para participar en transacciones internacionales. La Empresa Propietaria de la Red (EPR) Las Empresas de Transmisión (ET) con equipamientos que participan en la RTR Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

56 COORDINACIÓN INTER-MERCADOS
Coordinación regulatoria: CRIE con la participación de los reguladores nacionales Coordinación de la operación técnica y comercial: Sistema jerárquico descentralizado de operación dirigido por el EOR e integrado por los seis Operadores de Sistema y de Mercado (OS&M) Coordinación técnica y operativa de la RTR: EOR con participación de las Empresas de Transmisión (ET) Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

57 El Mercado Eléctrico Regional
GOBIERNOS CRIE Reguladores nacionales EOR OS/OMs nacionales MER G T D/C GC mercado de corto plazo C contratos

58 Grupo Director (con delegados de CRIE)
Contrapartida de los Servicios de Consultoria para la Conformación del MER Recomendación EOR Reuniones Técnicas Aprobación Aprobación Consultor de la CRIE del EOR -UE -EOR- Minutas CRIE Material de soporte Recomendación de Proyecto SIEPAC Informes Recomendación del CPE Informes revisados Elaboración y recomendación de UE Reuniones Reuniones Grupo Director (con delegados de CRIE) de Informes Revisión CPE (con de Unidad delegados Consultoria Ejecutora de EOR y 4 y 4A CRIE) Opiniones Informes Informes Informes Opiniones Opiniones Opiniones Opiniones Revisión Revisión de la CRIE Revisión del EOR vía vía del Grupo Coordinador Coordinador Asesor General General

59 SISTEMAS DE INFORMACION: SCADA/EMS y SIIM
El EOR contará con un Sistema Regional de Operación en Tiempo Real (SCADA/EMS). Actualmente el EOR no tiene SCADA/EMS regional por lo que esta limitado a su función de Operador de Mercado Regional (OMCA) Datos Datos Información Centro de Información y control Control del EOR y control Centro de Control Centro de de EPR Control de OS&M Información Datos y control Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC Datos Información y control Centro de Unidades empresa de terminales control de la remotas del transmisión EOR

60 SISTEMA DE INFORMACION INTEGRADO DEL MER (SIIM)
Sistemas Externos Sistema Integrado de Información del MER - SIIM Data Warehouse Sistema de Planeamiento de la Expansión (Largo Plazo) Sistema de Servicios de Información (información con Valor Agregado) Sistema de Transacciones Comerciales STC Sistema de Pre-Despacho Operativo Sistemas Futuros Simulador del MER Sistema de Planeamiento Operativo (Mediano Plazo) Servicios Básicos de Integración Servicios de Conexión Sistema de Seguridad Operativa y Mantenimiento (RTR) Servicios de Conexión Administrador y Mantenimiento del SIIM Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR) Base de Datos SCADA/EMS HIS/SCADA MID PI PII PIII Futuro Gestión Comercial de la RTR

61 Marco Institucional de la Regulación del Sector Eléctrico Centroamericano
Entes Regionales Entes Nacionales Guatemala : CNEE El Salvador : SIGET Honduras : CNE Nicaragua : INE Costa Rica : ARESEP Panamá : ERSP

62 ORGANIZACIÓN REGIONAL
GRUPO DIRECTOR (6 Directores) COMITÉ PROGRAMACION (12 Prof.) CRIE (6 Comisionados + 3 Profs) EOR (12 Directores + 3 Profs) UE (3 Profs) COMITES TECNICOS BID EPR OMCA Consultores (3 Paquetes + SCADA)

63 Transacciones en el MER

64 Mercado Eléctrico Regional
Evolución del Mercado Centroamericano GWH y Porcentajes Años Generación Neta Exportaciones Totales Exportaciones/ Gen.Neta 1985 10 597,6 204,9 1,93% 1990 14 259,1 421,5 2,96% 1995 19 590,8 290,3 1,48% 1998 23 796,0 242,2 1,02% 1999 24 871,5 924,2 3,72% 2000 26 955,4 1 478,6 5,49% 2001 28 032,9 771,4 2,75% 2002 29 723,9 958,8 3,32% 2003 31 369,5 848,3 2,70%

65 Resumen de Tendencias de CA
La generación total del área se ha incrementado en porcentajes cercanos al 6% en los últimos años; mientras que las exportaciones totales han crecido a tasas cercanas al 10%. Las exportaciones (e importaciones) han crecido sobre todo en los últimos 4 años, de tal forma que la tasa promedio de variación anual del periodo , ha sido cercana al 42%. El año 1999 representa el punto de quiebra de la tendencia de crecimiento del mercado, pues en este año, las transacciones internacionales se incrementaron en un 282%; aunque posteriormente se han dado decrecimientos de las transacciones con respecto a este año base. Existe una alta variabilidad en las exportaciones (y las importaciones), pues estas han dependido normalmente de los sobrantes de energía en cada país, lo cual a su vez depende de una amplia cantidad de variables, tales como: la evolución de la demanda por energía, la hidraulicidad, los precios de los hidrocarburos, condiciones socio-políticas y económicas de cada país, etc. La tendencia de las transacciones internacionales de electricidad ha cambiado parcialmente en los últimos años (a partir de 1999), sobre todo a raíz del crecimiento de los intercambios de energía entre Guatemala y El Salvador, los cuales han sido relativamente constantes en los últimos años. Las transacciones internacionales representan un porcentaje poco significativo de la energía disponible o de la producción total. En general, las exportaciones han representado tan solo un 3,3% de la generación total (promedio de los últimos 5 años); aunque este porcentaje ha venido creciendo (con fluctuaciones) en los últimos años, de tal forma que fue un 1,93% en 1985 y 2,70% en el 2003, con un máximo histórico de 5,5% en el año 2000.

66

67

68 PRECIOS PROMEDIO MENSUAL EN LA RTR
PERIODO

69 Conclusión General sobre las Transacciones Regionales
En Centroamérica en general, las transacciones internacionales de energía eléctrica, aunque no son muy significativas, han venido creciendo en forma importante en los últimos años; de tal forma que para algunos países pueden ser vitales. La evolución futura dependerá de la solución que se de a las restricciones actuales.

70 LA COMISIÓN REGIONAL DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA (CRIE)
(4.) LA COMISIÓN REGIONAL DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA (CRIE)

71 ROL DE LA CRIE Los objetivos de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) son: Ser el regulador de la interconexión regional Hacer cumplir el marco legal y reglamentario Procurar el desarrollo y la consolidación del Mercado Velar por la transparencia y adecuado funcionamiento del Mercado Promover la competencia entre los agentes del Mercado Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

72 FUNCIONES DE LA CRIE Emisión de reglamentación del mercado.
Regular la transmisión y generación regional. Evitar abusos de posición dominante. Garantizar condiciones de competencia. Imponer sanciones. Aprobar tarifas de transmisión regional. Resolver conflictos entre operadores Habilitar agentes de mercado. Evaluar la evolución del mercado regional. Los fines de este Tratado son: Establecer las condiciones para el establecimiento y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional Incentivar una mayor y competitiva participación privada en el sector eléctrico de los países de América Central; Impulsar la infraestructura de interconexión necesaria para el desarrollo del mercado eléctrico regional; Crear las condiciones necesarias para propiciar niveles aceptables de calidad, confiabilidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica en la región; Establecer reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias para regular el funcionamiento del Mercado Eléctrico Regional y las relaciones entre sus participantes; Propiciar que los beneficios derivados del Mercado Eléctrico Regional lleguen a todos los habitantes de los países de la región. El medio físico que permitirá la existencia y desarrollo del Mercado Eléctrico Regional lo constituirá una red de interconexión eléctrica, adicional a la existente, que unirá los sistemas eléctricos de los países de la región y cuyo plan de desarrollo está siendo objeto de estudios técnico- económicos que permitan determinar su configuración óptima en cada etapa, desde el punto de vista económico como de calidad y confiabilidad en el servicio. Estos estudios, desarrollados a través del proyecto SIEPAC

73 RETOS Sostenibilidad financiera del EOR y la CRIE hasta la entrada de la línea SIEPAC. Identificar fuentes de financiamiento, incluyendo: cargo a las transacciones del MER, la cooperación técnica, los países SEDE y otros. Aprobar el 2° Protocolo, tramitar aprobación de los gobiernos y los congresos nacionales. Definir la estructura de la CRIE con base en el “Estudio Desarrollo Institucional y Organización de la CRIE” preparados con la cooperación técnica del BID; el Tratado Marco y el Diseño general del MER. Aprobación de la Reglamentación del MER. Definición sobre el Comité de Vigilancia En los puntos 1 a 3 se presenta los temas relacionados con la institucionalidad de la CRIE, su estructura actual, la estructura a formalizar en la etapa de transición y el criterio para definir la estructura organizacional definitiva El punto 4 aborda la adecuación de los reglamentos de operación de los mercados eléctricos nacionales al RTMER El punto 5 define la estrategia de la CRIE para aprobar la reglamentación definitiva 13/01/2019

74 Estructura y Organización de la CRIE en la Organización Transitoria
a) Se definen los procesos básicos de la CRIE en el período de transición b) Definición de estructura administrativa mínima c) Estimación presupuestaria de funcionamiento anual para el período de transición d) Se identifican fuentes de financiamiento En los puntos 1 a 3 se presenta los temas relacionados con la institucionalidad de la CRIE, su estructura actual, la estructura a formalizar en la etapa de transición y el criterio para definir la estructura organizacional definitiva El punto 4 aborda la adecuación de los reglamentos de operación de los mercados eléctricos nacionales al RTMER El punto 5 define la estrategia de la CRIE para aprobar la reglamentación definitiva 13/01/2019

75 ASPECTOS CONSIDERADOS EN LA DEFINICION DE LA PROPUESTA
Dividir el trabajo en macroprocesos Descomposición del trabajo en varios procesos Rápida adaptación en caso de cambios Se incluye un director ejecutivo a partir de enero 2005 (en revisión) Se tomó en cuenta la participación externa del grupo de vigilancia y del grupo de apoyo regulatorio Los macro procesos principales son desarrollados por los tres Consultores Individuales – CRIE - Regulación Seguimiento, vigilancia y control de MER Armonización de Normativas Nacionales Resolución de Controversias

76 MACROPROCESOS PRINCIPALES
N° de personas Asignación de Tareas Regulación Modificaciones al Reglamente Transitorio 3 Consultores Individual-CRIE: Asesor Jurídico Asesor Técnico Asesor Económico Análisis y aprobación de las propuestas de la Unidad Ejecutora Armonización Normativas Nacionales Elaboración Fase I Elaboración Fase II Elaboración Fase III Seguimiento, Vigilancia y Control del MER Monitoreo del mercado Resolver consultas, hacer diagnósticos y estudios Evaluar el funcionamiento del MER Habilitar y registrar agentes Aplicar sanciones Resolución de Controversias Intervenir en la selección y designación de mediadores. Establecer grupos especiales y adoptar sus informes. Dictar resoluciones obligatorias Autorizar la adopción de medidas de compensación o suspensión de obligaciones. Vigilar la aplicación de las resoluciones y recomendaciones

77 MACROPROCESOS DE APOYO Divulgación de Información
N° de personas Asignación de Tareas Gestión Administrativa Recursos Humanos 3 1 Asistente de Administración 1 Analista Informático 1 Secretaria Diseño y mantenimiento de la organización Servicios logísticos Servicios informáticos Gestión Financiera Planeamiento Presupuestario 1 1 Analista Financiero - Contable Contabilidad y análisis financiero Tesorería Gestión Jurídica Asesoría Jurídica Interna 1 Especialista Legal Representación Judicial y extrajudicial CRIE Secretaría de Actas de Junta de Comisionados Evaluación de la Gestión Interna Realización de auditorías internas y estudios de gestión Recurso Externo Divulgación de Información Publicar información de acuerdo a las políticas de difusión Definir estándares de calidad para la difusión de la información Desarrollar y mantener las bases de datos y de reportes Verificar y controlar la disponibilidad de información en Internet Elaborar informes estadísticos Dirección General 1 Director Ejecutivo

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79

80 Seguimiento, vigilancia
Detalle de la Organización Regulación Seguimiento, vigilancia Y control del MER Resolución de conflictos Divulgación de información Monitorear el Mercado Emitir conceptos Elaborar Diagnósticos Elaborar Reglamentos Desarrollar y Mantener Bases de Datos Evaluar el Funcionamiento del Mercado, Plan de Auditoria Reglamentar Procedimientos Estudiar y Analizar Conflictos Elaborar Informes Estadísticos Regular Estándares Técnicos, Cargo y Tarifas Proponer Ajustes al Funcionamiento del MER Divulgar y Publicar Información Regular Niveles de Participación en el Mercado Aplicar Sanciones Y otros Mecanismos de Control

81 PRESUPUESTO PERIODO TRANSITORIO
AÑO 2004 2005 2006 2007 PRESUPUESTO US$ $ $ $ FUENTES DE FINANCIAMIENTO: El saldo restante del aporte inicial del Gobierno de Guatemala como país sede. El financiamiento proveniente de la asistencia BID, hasta tanto haya sido aprobado el Segundo Protocolo al Tratado Marco y el mismo este operativo en todos los Países Miembros. Asistencia técnica y aportes o donaciones que pudieran obtenerse complementariamente.

82 La Puesta en Marcha de la CRIE Temas Relevantes
El financiamiento de una funcionalidad adecuada a las tareas a realizar debe garantizarse Los beneficiarios naturales del MER son los consumidores de la región, por lo que se les deben imputar los correspondientes cargos. Deben aplicarse los procedimientos para ello, transitoriamente y en el medio y largo plazo. Se trata de un cargo de escasa relevancia (del orden de 0,1 US$/MWh). Decidir sobre la dedicación completa o parcial de los Comisionados de la CRIE Se recomienda en todo caso mantener una estrecha relación con la Comisión Reguladora nacional (desde la posición de comisionado regional). El “producto” de la CRIE son las decisiones de sus comisionados. La dedicación completa refuerza la independencia de la CRIE. La interrelación región-país se podría mejorar con Comisionados de tiempo parcial.

83 EL DISEÑO Y LA REGLAMENTACIÓN DEL MERCADO REGIONAL
(5.) EL DISEÑO Y LA REGLAMENTACIÓN DEL MERCADO REGIONAL

84 PROYECTO SIEPAC (Consultoría I) DISEÑO DETALLADO DEL MER (Informe Preliminar, Oct-2004)

85 Principales Temas 1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN 3. INSTITUCIONES Y AGENTES DEL MER 3.1 RELACIÓN CRIE - EOR 3.2 AGENTES DEL MERCADO 3.3 INFORMES DEL MERCADO 4. ORGANIZACIÓN COMERCIAL DEL MER 4.1 MERCADO DE CONTRATOS REGIONAL 4.2 MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL 4.3 MERCADO DE SERVICIOS AUXILIARES REGIONAL 4.4 USO DE PRECIOS NODALES EN EL MER

86 Principales Temas COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN TÉCNICA Y COMERCIAL DEL MER 5.1 COORDINACIÓN DE LA PLANEACIÓN Y SEGURIDAD OPERATIVA DE MEDIANO PLAZO 5.2 PREDESPACHO DEL MER 5.3 OPERACIÓN EN TIEMPO REAL 5.4 POSDESPACHO DEL MER: TRANSACCIONES Y CONCILIACIONES 6. GARANTÍAS 6.1 TIPOS DE GARANTÍAS Y VALORES 6.2 ACTUALIZACIÓN DE GARANTÍAS 6.3 GARANTÍAS POR TRANSACCIONES DEL OS&M 7. RÉGIMEN DE SANCIONES Y SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS 7.1 DISPOSICIONES DEL TRATADO MARCO Y SUS PROTOCOLOS 7.2 PRINCIPIOS Y CRITERIOS GENERALES 7.3 RÉGIMEN DE SANCIONES 7.4 INFRACCIONES Y SANCIONES 7.5 PRÁCTICAS ANTICOMPETITIVAS Y VIGILANCIA DEL MER 7.6 SOLUCIÓN DE CONTROVERSIAS 7.7 RECURSO DE REPOSICIÓN

87 Principales Temas 8. SUPERVISIÓN DEL MERCADO 8.1 CONSIDERACIONES PARA EL MER 8.2 FUENTES DE PODER DE MERCADO 8.3 SUPERVISIÓN DEL MER 8.4 PODER DE MERCADO EN EL MER 8.5 MERCADOS NACIONALES Y PODER DE MERCADO 8.6 MITIGACIÓN DEL PODER DE MERCADO 8.7 INFORMACIÓN Y DATOS DE SUPERVISIÓN 8.8 ANÁLISIS DEL MERCADO Y DE LOS AGENTES 8.9 CONDUCTAS ANTICOMPETITIVAS 8.10 CRITERIOS DE EVALUACIÓN 8.11 INVESTIGACIONES 8.12 LIMITES DE INTEGRACIÓN EN EL MER

88 PROYECTO SIEPAC (Consultoría II) REGLAMENTO DE TRANSMISION (Informe Preliminar, Oct-2004)

89 Estructura del Reglamento
1. Objeto del Reglamento 2. Alcance del Reglamento 3. Definiciones 4. Modificaciones al Reglamento de Transmisión 5. La Red de Transmisión Regional 6. Derechos y Obligaciones de la EPR y otras Empresas Transportistas 7. Coordinación del Libre Acceso 8. Coordinación Técnica y Operativa de la RTR

90 Estructura del Reglamento
9. Calidad y Confiabilidad del Servicio 10. Servicios Auxiliares 11. Derechos de Transmisión 12. Sistema Tarifario 13. Sistema de Planificación de la Transmisión Regional 14. Ampliaciones de la RTR 15. Sistema de Liquidación y Cobranza 16. Diseño de Ampliaciones de la RTR, Planificación y Operación de la RTR

91 Estructura del Reglamento
17. Uso de Espacios Públicos y Privados 18. Consideraciones Ambientales 19. Criterios de Desempeño Mínimos para el Diseño y la Operación de la RTR 20. Estudios para las Ampliaciones a Riesgo de la RTR 21. Descripción de los Estudios Eléctricos para las Ampliaciones

92 Capítulo 2 – Alcance del RT
Funciones de la CRIE (específicas a lo relacionando con el RT) Aprobar la conexión de Agentes se conecten directamente a la RTR Aprobar las ampliaciones de la RTR que surjan del Sistema de Planeamiento Regional Aprobar las Ampliaciones a Riesgo que incluyan instalaciones en más de un País Miembro Aprobar las Ampliaciones a Riesgo, que si bien son iniciadas en un País Miembro, son identificadas como pertenecientes a la RTR

93 PREDESPACHO Horarios e Información
08:00 13:00 14:30 16:00 17:00 18:00 08:00 13:00 14:30 16:00 17:00 18:00 Intercambio de información transmisión y contratos EOR Predespacho Nacional Ofertas Inyección/Retiro OS&M Predespacho Regional Confirmación Pred.Regional Predespacho Regional Definitivo Transacciones de contratos Informar agentes MER

94 (6) CONCLUSIONES

95 LO LOGRADO A LA FECHA (1999-2004)
CONSTITUIDOS LOS ORGANOS DE LA COOPERACION TECNICA CONTRATADOS TODOS LOS CONSULTORES DISEÑO GENERAL DEL MER APROBACIÓN DE PRÉSTAMOS EN TODOS LOS PAÍSES CREADOS Y OPERANDO EOR Y CRIE REGLAMENTO PROVISIONAL DEL MER APROBADO TERMINACIÓN DE LA INTERCONEXIÓN EL SALVADOR-HONDURAS CONTRATADOS ASESORES EOR Y CRIE DISEÑOS DE DETALLE DE LOS REGLAMENTOS ESPECIFICACIONES Y TRÁMITE DE LICITACIÓN DEL SCADA DISEÑO INSTITUCIONAL EOR Y CRIE REGLAMENTOS MER PREPARADOS PARCIALMENTE CONSULTORÍAS CASI FINALIZADAS CONSULTORÍA DE ORGANIZACIÓN DE LA CRIE FINALIZADA REDACCIÓN Y TRÁMITE INICIAL DE 2° PROTOCOLO REGIONAL DAR SOSTENIBILIDAD A CRIE Y EOR EN ETAPA TRANSITORIA ( )

96 Mercado Eléctrico de América Central
¿Qué tenemos hoy? Nuestros Mercados y sus Proyecciones Un Mercado Eléctrico Regional surgido físicamente del cierre de las Interconexiones bilaterales. Con un Marco Jurídico que es Ley en las 6 Repúblicas de América Central. Un Marco Jurídico que se aplica al 7mo. Mercado, que legalmente es superior a las leyes internas que regulan las transacciones nacionales. Reglamentación provisional aprobada y definitiva en trámite. Dos Instituciones que son la columna vertebral del Mercado Regional. La posibilidad futura y cierta de interconexión de la región con México y Colombia.

97 Mercado Eléctrico de América Central
Nuestras necesidades Reforzar económicamente a CRIE y EOR. Aprobación del Protocolo que modifica el Tratado Marco, estableciendo las infracciones al Marco Legal y sus penalizaciones. La estricta aplicación del Marco Legal de parte de los Operadores de Sistemas y Mercado y Reguladores, de manera que refleje: transparencia, no discriminación, sencillez y la gradualidad. La necesidad de actualizar permanentemente nuestra normativa a la realidad del MER.

98 TAREAS PENDIENTES COMPLETAR REGLAMENTOS DEL MER POR PROYECTO Y APROBAR POR EOR Y CRIE ADQUIRIR SCADA Y MODELOS PREPARAR REGLAMENTO GENERAL PARA APROBACION GOBIERNOS TRAMITAR Y APROBAR SEGUNDO PROTOCOLO CUMPLIR REQUISITOS PREVIOS PRESTAMOS BID A EPR RELACIONADOS CON MER INICIAR CONSTRUCCIÓN LÍNEA SIEPAC ANÁLISIS DE INTERFACES ENTRE REGULACIÓN REGIONAL Y NACIONAL

99 CRIE-Conclusiones Organismo regional único En etapa de consolidación
Regula un sétimo mercado (el regional) Importancia de las interfases entre la regulación nacional y la regional Necesidad de ampliar y consolidar el marco legal y normativo

100 La Visión del Regulador
Un Mercado Eléctrico Regional “Integrado”. Que el Mercado Eléctrico de América Central justifique su existencia garantizando el abastecimiento de las distintas demandas en cada uno de los países y que la calidad y los precios que se alcancen se vean reflejados en los consumidores finales de electricidad.

101 La Visión del Regulador
Adopción del concepto: “NO SON PAISES LOS QUE HACEN TRANSACCIONES EN UN MERCADO ELECTRICO REGIONAL, SON AGENTES QUE OPERAN Y SE HAN ESTABLECIDO EN DISTINTOS LUGARES DE ESA REGION”

102 Mercado Eléctrico de América Central

103 Mercado Eléctrico de América Central

104 LECCIONES APRENDIDAS Consejos sobre Integración de Mercados Eléctricos
(1) Integración eléctrica está estrechamente ligada a la integración económica en general. (2) Claridad de las ventajas y desventajas de la integración:  Evaluación Costo/Beneficio Ventajas: -  Costos,  Inversión,  Eficiencia,  Precios - Aprovechar complementariedad de los sistemas Desventajas: - Pérdida de soberanía - Conflictos potenciales entre países - Mayor complejidad Resumen: Beneficios netos al usuario (3) Importancia del diseño detallado del mercado en las etapas tempranas de proceso, elaborado con la intervención de todos los actores del mercado (no necesariamente agentes del mercado).

105 LECCIONES APRENDIDAS Consejos sobre Integración de Mercados Eléctricos
(4) Integración eléctrica  Infraestructura  Marco Institucional Ambas deben ir de la mano. (5) Importancia de la institucionalización desde el inicio de proceso. Implica mayores costos, pero tiene mayores ventajas. (6) Marco jurídico completo - Supranacional - Atribuciones de cada ente: potestades y deberes - Régimen de sanciones - Atribución sobre promoción de la competencia (7) Importancia de las interfases entre regulación nacional y la interregional - Ley supranacional - Potenciales conflictos de competencia - Cambios en la planificación (planes de expansión)

106 LECCIONES APRENDIDAS Consejos sobre Integración de Mercados Eléctricos
(8) Necesidad de preparar (capacitar) al personal del regulador (nacional y regional) que hará frente a la integración. (9) Debate sin resolver en definitiva (en la práctica): ¿Se trata de un mercado entre agentes (técnicamente deseable) o entre países (posible/frecuente)? (10) Costos de operación y regulación pueden llegar a ser altos en las etapas iniciales  Distribuidos entre todos los beneficiarios del proceso (consumidores finales de cada país)

107 Mercado Eléctrico de América Central
BELICE PEPESCA RIO LINDO EL CAJON GUATE NORTE GUATE ESTE SUYAPA AHUACHAPAN NEJAPA LEON GRACIAS 15 SEPTIEMBRE TICUANTEPE CAÑAS PARRITA RIO CLARO VELADERO