2008-2009 - Bienvenidos a Ente Operador Regional Centro Nacional de Control de Energía ... y...

40
2008-2009 Ente Operador Regional

Transcript of 2008-2009 - Bienvenidos a Ente Operador Regional Centro Nacional de Control de Energía ... y...

2008-2009

Ente Operador Regional

Una publicación del Ente Operador Regional - EOR Julio de 2010

Diagonal UniversitariaEntre 25 Calle Poniente y 17 Avenida NorteColonia LaycoSan Salvador, El SalvadorCentroaméricaPBX: (503) 2208-2364Fax: (503) 2208-2368

www.enteoperador.org

Apoyo en diseño y producción: Consultoría SAPERE S. A. de C. V.

Edición: José Luis GuzmánDiseño gráfico: Claudia PerlaIlustración: Ricardo LópezFotografías: EOR, banco de imágenes.

Tabla de contenido

Siglas ......................................................................................................... 4Presentación ........................................................................................... 5Mensaje del Presidente ...................................................................... 6El proyecto SIEPAC y el EOR .............................................................. 7Mensaje del Director Ejecutivo ........................................................ 9Objetivos y funciones del EOR .......................................................10Visión, misión y valores ....................................................................11Juntas Directivas

• Período2009-2010 ................................................................12• Período2008-2009 ................................................................13

Principales actividades y logros ....................................................14• CoordinacióndeAdministraciónyFinanzas ...............14• GerenciadePlanificaciónyOperación ..........................16• GerenciaComercial ...............................................................18• GerenciadeSistemasInformáticos

y Comunicaciones .................................................................20Organigrama ........................................................................................22Personal del EOR .................................................................................23El Mercado Eléctrico Regional (MER) ...........................................25

• ¿QuéeselMER? ......................................................................25• Objetivos ...................................................................................25• EstadísticasdelMER2008 ...................................................26• EstadísticasdelMER2009 ...................................................31

9. Indicadoresregionales2009 ..................................................36

Sitios electrónicos de interés .........................................................39

MEMORIAEOR2008-20094

AMM Administrador del Mercado MayoristaBID Banco Interamericano de DesarrolloCEAC ConsejodeElectrificacióndeAméricaCentralCENACE CentroNacionaldeControldeEnergíaCEPAL Comisión Económica para América Latina y el CaribeCFE ComisiónFederaldeElectricidadCRIE Comisión Regional de Interconexión EléctricaCR-RTR Comité Ad-Hoc de Revisión de la Red de Transmisión RegionalCTO Comité Técnico de OperaciónCTPO Comité Técnico de Planeamiento OperativoCTPET ComitéTécnicodePlanificacióndelaExpansióndelaTransmisiónCTSO Comité Técnico de Seguridad OperativaCVT Cargo Variable de TransmisiónCTC Comité Técnico ComercialENATREL Empresa Nacional de Transmisión EléctricaENEE EmpresaNacionaldeEnergíaEléctricaEOR Ente Operador RegionalETESA Empresa de Transmisión EléctricaEPR Empresa Propietaria de la RedICCP Inter-Control Center Communications Protocol (Protocolo de Comunicación entre Centros de Control)ICE Instituto Costarricense de ElectricidadISA Interconexión Eléctrica S. A. E.S.P.MER Mercado Eléctrico RegionalOMCA Operador del Mercado CentroamericanoOS/OM Operadores del Sistema y/o Operadores del MercadoPIRMER Plan de Implementación del RMERRMER Reglamento del Mercado Eléctrico RegionalRTMER Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico RegionalRTR Red de Transmisión RegionalPPP PlanPuebla-PanamáSCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos (Supervisory Control and Data Acquisition System)SDDP SimuladordeProgramaciónDinámicaEstocásticaSER Sistema Eléctrico RegionalSICA Sistema de Integración CentroamericanaSIEPAC SistemadeInterconexiónEléctricadelosPaísesdeAméricaCentralSIIM Sistema Integrado de Información del MERSIMECR Sistema de Medición Comercial del MERUT Unidad de Transacciones S.A. de CV

Siglas

5

El Ente Operador Regional (EOR) es un organismo internacional establecido mediante el artículo18 del TratadoMarco del Mercado Eléctrico de

América Central, el cual fue firmado en 1996 por losPresidentesdelosGobiernos,yluegoratificadoporlasrespectivas Asambleas Legislativas, de las Repúblicas deGuatemala,ElSalvador,Honduras,Nicaragua,CostaRicayPanamá.

La presente memoria de labores del EOR, que corres-ponde al período 2008-2009, refleja importantes as-pectosde sudesarrolloorganizacional, lasprincipalesactividades realizadas, los logrosalcanzadosasí comosu quehacer institucional en materia de administración y operación del Mercado Eléctrico Regional (MER). Tam-biénseincluyeinformaciónestadísticadeimportanciapara estudiar la evolución de indicadores clave del MER.

El informe pone demanifiesto el fortalecimiento y lacontribución del EOR como organismo líder en la re-gión.Asímismo,permitereconocerelaportedenume-rosos actores nacionales y regionales que han unido sus recursosyesfuerzospara lograrunmercadomáspro-ductivo,eficienteycompetitivo,orientadoaldesarrolloeconómico y social de América Central.

Presentación

Ente Operador Regional

MEMORIAEOR2008-2009

MEMORIAEOR2008-20096

Los procesos de integración regional son muy comple-jos pues implican la rela-

ción entre pueblos con culturas diferentes que, si bien son muy cercanas, muestran en algunos casos barreras difíciles de supe-rar. Sin embargo, América Central ha dado muestras de madurezen esta materia. En el campo de la industria eléctrica ha dado un mayor avance y ha sido la punta delanzaenlosprocesosdeinte-gración,loquesevereflejadoenla creación de organismos regio-nales para administrar los merca-dos y sistemas eléctricos.

Desdelosaños80sehandesarro-llado esfuerzos con resultados in-cipientes, pero es en esta década cuando se han producido avances mássignificativos.Estossonsegui-dos con mucha atención por otras regiones del mundo —como Amé-rica del Sur, Asia y el norte de Áfri-ca—, lo que implica para nosotros una gran responsabilidad.

El EOR es hoy un organismo de avanzadaen losprocesosde inte-gración.Enélconfluyenlosopera-dores de los mercados nacionales para buscar la integración eléctrica;

aquíexperimentamosloquesigni-ficavernoscomosistema:compro-metidos con un proyecto de bene-ficio regional ynoúnicamentedecadapaís.

Hacia el futuro podríamos pensaren un solo mercado eléctrico para todalaregión,quetenderáaiden-tificar las ventajas de unmercadomásgrande,conmejorestabilidadyplantasdemayortamaño.Así,sefortalecerálaideadeunenteregio-nal, que es uno de los elementos más innovadores ydestacados enel plano internacional. En otras re-

gioneshayesfuerzosde integraciónpero no existe la meta de desarrollar organismos regionales.

Esteproyectonospermitiráunmejordesempeño, nos llevará a obtenerbeneficios aescala,que resultenencostos mejores para el sector produc-tivo y, especialmente, contribuyan a una mejor calidad de vida de todos los habitantes, en la medida que tie-nen acceso a energía de calidad ymásbarata.

La experiencia en el EOR nos per-mite comprobar que tenemos creatividad y una alta capacidad humana en la región para asumir tareas de gran complejidad. Uno de nuestros retos principales es lograrque losbeneficiosde la in-tegración eléctrica —y de la inte-gración en general— se trasladen a la población. Al emprender pro-yectos como este en otros campos, propiciaremos el desarrollo econó-mico y social para ser una de las re-gionesmásdestacadasdelplane-ta, basados en la calidad humana de nuestros habitantes.

Mensaje del presidente

“América Central ha dado un gran avance en la industria eléctrica y ha sido la punta de lanza en los procesos de integración”.

Ingeniero Salvador López Alfaro.

MEMORIAEOR2008-2009 7

Para constituir el MER, los Estados de los países centroamericanosratificaron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central (Tratado Marco), que entró envigenciaendiciembrede1998y, desde entonces, provee el marco jurídicoregional.

Enabrilde2007, fueaprobadounSegundo Protocolo al Tratado Marco que, junto con sus regla-mentos, abre los mercados nacio-nales al regional, tanto en el acceso a la transmisión eléctrica como en las oportunidades de comprar y vender electricidad entre partici-pantesdelosdiferentespaíses.

El Tratado Marco dio origen a la Comisión Eléc-trica Regional(CRIE)asícomoalEnte Operador Regional (EOR). La CRIE regula el funcionamiento del MER y las relaciones entre Agentes, de con-formidad con las disposiciones del Tratado Mar-

El proyecto SIEPAC y el EOR

ElProyectoSIEPAC(Sistemade InterconexiónEléctricade losPaísesdeAméricaCentral) tienedosobjetivos principales:

La formación y consolidación progresiva de un Mercado Eléc-trico Regional (MER) mediante la creación y establecimiento de los mecanismos legales, institucionales y técnicos apropiados, que facilite la participación del sector privado en el desarrollo de las adiciones de generación eléctrica; y

El establecimiento de la infraestructura de interconexión eléc-trica (líneasde transmisión,equiposdecompensacióny sub-estaciones)quepermita los intercambiosdeenergíaeléctricaentre los participantes del MER.

co, sus protocolos y reglamentos. El EOR dirige y coordina la operación técnica del Sistema Eléc-tricoRegional(SER)yrealizalagestióncomercialdel MER con criterios técnicos y económicos de acuerdo con la regulación regional.

Guate norte Panaluya

Aguacapa

AhuachapánNejapa

13 de septiembre

Incluye prevista para segundo circuito

Línea SIEPAC: primer sistema de transmisión regional

Rutadelíneaa230KVSubestación de interconexiónSubestación nacional

GuatemalaEl SalvadorHondurasNicaraguaCosta RicaPanamáTotal

281284270321490150

1,796

País Kms

Sandino

Cañas

Aguaca-liente

San BuenaventuraCajón

T

Ticuantepe

Parrita

Veladero PanamáPalmar norte

300 MW de capacidad + 300 MW28bahíasen15subestacionesCableOPGMde36fibras6000GWhaño(300a500MMUS$)

Río Claro

MEMORIAEOR2008-20098

Para la gestación del mercado se creó una ins-tancia que se encargó de estructurar la platafor-ma técnica y comercial del MER: el Operador del Mercado Centroamericano (OMCA), unidad que se encargó de administrar el MER hasta mayo de 2006.Apartirde juniode2006,elEORasumió—con su propio personal e infraestructura tecno-lógica— la responsabilidad total de la administra-ción comercial del MER.

Duranteelperiodode2007a iniciosde2009,elEORrealizóunprocesodefortalecimientoinstitu-cional y preparación tecnológica, lo que le permi-tió iniciar la supervisión y coordinación operativa delSERentiemporeal,apartirdemayode2009.

Para establecer la infraestructura de interconexión eléctrica, el Tratado Marco otorga una concesión para que una empresa de capital público y con capital privado, denominada Empresa Propieta-ria de la Red (EPR), construya y opere el primer sistema de transmisión regional, llamado Línea SIEPAC.Además, facultaa cadagobiernoaasig-nar en dicha empresa un socio público del sector eléctrico.

La EPR fue constituida en febrero de 1999 con el concurso, por partes igua-les, de las seis empresas eléctricas públi-cas de América Central designadas cada una por su respectivo gobierno. Poste-riormente se incorporaron otros socios: el séptimoendiciembre2001, lafirmaespañola ENDESA; el octavo en febrero 2005, lafirma colombiana Interconexión Eléctrica S.A.(ISA);yelnovenoen2009,laComisiónFederaldeElectricidad(CFE)deMéxico.

La EPR es la ejecutora físicade la Línea SIEPAC. En2005licitóinternacionalmentelasobras,cuyacons-truccióncomenzóen2006yseextenderáhasta2012,conuncostoaproximadodeUS$494millones.

LaLíneaSIEPACesunsistematroncal indivisiblede transmisióna230kilovoltiosyde1,788kiló-

LaLíneaSIEPACesunsistemade

transmisión troncal indivisible que conecta

quince subestaciones desde Veladero,

enPanamá,hastaElCajón,enHonduras.

metros de longitud aproximada. Conecta quince subestaciones desde la subestación Veladero, en Panamá,hastalasubestaciónElCajón,enHondu-ras. Pasa por Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El SalvadoryGuatemala.

Estainfraestructurainicialpermitirádisponerdeunacapacidadconfiableyseguradetransportede300MWdepotencia,entrelospaísesdelare-gión. Adicionalmente, la infraestructura incluye la instalacióndefibraópticaparalastelecomu-nicaciones.

MEMORIAEOR2008-2009 9

A finales de los 90, la firmadel Tratado Marco del Mer-cado Eléctrico Regional,

por parte de los Presidentes de América Central, y la respectiva ra-tificaciónde lasAsambleas Legis-lativas, creó las bases para el naci-miento del EOR, con el objetivo de asegurar que la operación técnica yeldespachoregionaldeenergíaalcancen niveles adecuados de se-guridad,calidadyconfiabilidad.

Con el paso del tiempo, el EOR ha crecido como organización,lo que se ha sustentado en la do-tación oportuna de los recursos necesarios para el ejercicio de sus funciones. Este crecimiento institucional se expresa princi-palmente en su desarrollo orga-nizacional, la remodelación desu sede, la adopción de equipos contecnologíamodernay,entreotros, la preparación de sistemas de información regional.

SepuedeafirmarqueelEORestáhoyendíapreparadoparaenfren-

tar nuevos retos, entre los cuales está finalizar a corto plazo la im-plementación del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional, como requisito para que el MER evolu-cione hacia una condición de ma-yor competitividad.

Aprovechamos la oportunidad para agradecer el apoyo recibi-dodepartedelosGobiernosdela región, por medio del Conse-jo de Electrificación de América Central, y a todos los actores re-gionales y nacionales del sector eléctrico. Es oportuno reiterar nuestro compromiso de conti-nuar trabajando para brindar a la región un servicio de calidad, mediante el cumplimiento de nuestras metas y el impulso del desarrollodenuestrospaíses.

Mensaje del director ejecutivo

“El EOR está preparado para enfrentar nuevos retos, como la finalización de la implementación del reglamento del MER”.

Ingeniero René González Castellón.

MEMORIAEOR2008-200910

a. Desarrollar, en el recurso humano, una cul-tura de compromiso con la institución, que promuevalacalidadyeficienciaenlospro-cesos, conunapolíticaquebrinde estabili-dad, incentivos, reconocimientos y promo-ción laboral.

b. Asegurar la operación técnica y comercial del mercado eléctrico regional con los recur-sos tecnológicos necesarios y con base en el cumplimiento transparente del Tratado Mar-coasícomodelosReglamentosyProtocolosque conforman la regulación regional.

c. Fortaleceryampliarlasrelacionesinstitucio-nales con los operadores de sistema y mer-

cado, los agentes del mercado eléctrico re-gional y las instituciones internacionales del sector eléctrico.

d. Obtener los recursos financieros necesariosque aseguren el funcionamiento sostenible de la institución.

e. Alcanzar un excelente nivel de satisfaccióny prestigio en los operadores y agentes del Mercado Eléctrico Regional por el servicio prestado en la región.

f. Desarrollar una gestión institucional y em-presarial hacia el entorno (lobby, comunica-ciones, relaciones públicas, entre otros).

a. Proponer a la Comisión Regional de Interco-nexión Eléctrica (CRIE) los procedimientos de operación del mercado y del uso de las redes de transmisión regional.

b. Asegurar que la operación y el despacho re-gionaldeenergía sean realizadosconcrite-rio económico, procurando alcanzar nivelesadecuadosdeseguridad,calidadyconfiabi-lidad.

c. Llevar a cabo la gestión comercial de las tran-sacciones entre agentes del mercado.

d. Apoyar, mediante el suministro de informa-ción, los procesos de evolución del mercado.

e. Formularelplandeexpansiónindicativodela generación y la transmisión regional, pre-viendo el establecimiento demárgenes re-gionales de reserva y ponerlo a disposición de los agentes del mercado.

Objetivos y funciones del EOR

Objetivos

Funciones

MEMORIAEOR2008-2009 11

Visión, misión y valores

Ser una entidad de prestigio internacional en el desarrollo y la consolidación de la integración eléctricadeAméricaCentralydefuturospaísesqueseinterconecten,contribuyendoalbienes-tar económico y social de la región.

El Ente Operador Regional (EOR) asegura la operación técnica y administración comercial del mercadoeléctricodeAméricaCentral,garantizandoalosparticipantesdelMERlaexcelenciay transparencia de estos servicios, con base en criterios económicos, de seguridad, calidad y confiabilidad,contribuyendoasíaldesarrollosostenibledelaregión.

Visión

Misión

Valores EquidadAsegurar que los actores del MER sean tratados bajo las condicio-nes de igualdad establecidas en las regulaciones regionales.

TransparenciaFacilitar la accesibilidad de lainformación de la oferta y la demanda, tanto en tiempo real como a nivel comercial, para el cumplimiento de los ciclos co-mercialesyfinancierosquevandesde la oferta y solicitud de energíahasta las liquidaciones,asícomoparaefectosdeplani-ficaciónyoperacióndelmerca-do eléctrico regional.

CalidadProveer un servicio excelente, buena atención y comunicación

con los diferentes agentes y ac-tores del MER.

ConfiabilidadAsegurar las transacciones co-merciales de energía y la can-tidad del suministro de la mis-ma, minimizando los eventoscríticos y cumpliendo con loscriterios de calidad y seguridad operativa (niveles de potencia, voltaje, frecuencia, etcétera).

SeguridadGarantizar el suministro deenergíaencumplimientode lanormativa técnica regional.

ProfesionalismoProveer servicios generados y respaldados por un equipo de profesionales altamente cali-

ficados, técnica y moralmenteíntegros, haciendouso demé-todos, técnicas y herramientas de vanguardia.

Desarrollo sostenibleFacilitar el incremento de laproductividadde lospaísesfir-mantes del Tratado Marco y, por consiguiente, contribuir al desarrollo de los habitantes y sociedades del Istmo Centro-americano.

Responsabilidad socialSensibilidad del alcance o im-pacto que genera la acción de relación o servicio prestado a las personas, agentes o entida-des asociadas en el Mercado Eléctrico Regional.

MEMORIA EOR 2008-200912

Juntas Directivas

Período agosto 2009 - julio 2010

La máxima autoridad del EOR es la Junta Directiva, constituida por 12 Directores nombrados por los respectivos Gobiernos a propuesta de los Agentes del Mercado de cada país.

De izquierda a derecha: Ing. Rodolfo López Gutiérrez, Ing. Eduardo de La Guardia Arango, Ing. Luis Herrera Gálvez, Ing. Otto Girón Es-trada, Ing. Salvador López Alfaro, Ing. Karla Hernández Sauceda, Ing. Luis González Paredes, Ing. Miguel Campos Alvarado, Ing. Harmo-dio Araúz Aguirre, Ing. Martín Schaffer Pichardo, Ing. Marco Cordero Gamboa, Ing. Gilberto Ramos Dubón (ausente en la fotografía) .

Guatemala

Nicaragua

Honduras

Costa Rica

El Salvador

Panamá

Ing. Karla Hernández SaucedaIng. Gilberto Ramos Dubón

Ing. Salvador López Alfaro Ing. Marco Cordero Gamboa

Ing. Miguel Campos AlvaradoIng. Luis González Paredes

Ing. Eduardo de La Guardia ArangoIng. Harmodio Araúz Aguirre

Ing. Otto Girón EstradaIng. Luis Herrera Gálvez

Ing. Rodolfo López GutiérrezIng. Martín Schaffer Pichardo

MEMORIAEOR2008-2009 13

Período agosto 2008 - julio 2009

Deizquierdaaderechasentados: Ing. Antonio Guelfi, Ing. Gilberto Ramos Dubón, Ing. Karla Hernández Sauceda, Ing. Otto Girón Estrada, Ing. Marco Cordero Gamboa.Deizquierdaaderechadepie: Ing. Luis Herrera Gálvez, Ing. Martín Schaffer Pichardo, Ing. Eduardo De la Guardia Arango, Ing. Salvador López Alfaro, Ing. Luis González Paredes, Ing. Rodolfo López Gutiérrez, Ing. Miguel Campos Alvarado.

Guatemala

Nicaragua

Honduras

Costa Rica

El Salvador

Panamá

Ing.KarlaHernándezSaucedaIng.GilbertoRamosDubón

Ing.SalvadorLópezAlfaroIng.MarcoCorderoGamboa

Ing. Miguel Campos AlvaradoIng.LuisGonzálezParedes

Ing.EduardodeLaGuardiaArangoIng.AntonioGuelfi

Ing.OttoGirónEstradaIng.LuisHerreraGálvez

Ing.RodolfoLópezGutiérrezIng.MartínSchafferPichardo

MEMORIAEOR2008-200914

LaCoordinacióndeAdministraciónyFinan-zas del EOR es una unidad de apoyo a laDirección Ejecutiva. Su función principal es

realizar la gestión administrativa y la financieracon eficiencia, transparencia y de conformidadconlaspolíticasinstitucionales.

Principales actividades y logros

Se brindó apoyo administrativo a las dife-rentesáreasdelainstituciónparaelcumpli-miento de sus funciones.

Se inició la implementación del Sistema Ad-ministrativo Financiero (SAF), que incluyemódulos de recursos humanos, compras y activosfijos.

Se administró el presupuesto institucional y se realizó un adecuado seguimiento fi-nanciero.

Se manejaron los recursos de forma transparente, lo cual fue respaldado por el informe de los Auditores Ex-ternos del EOR y el dictamen de las auditorías realizadaspor la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).

Principales actividades y logros

Coordinación de Administración y Finanzas

Equipo de trabajo de la Coordinación de Administración y Finanzas.

MEMORIAEOR2008-2009 15

Serealizólagestiónintegraldelre-curso humano en cumplimiento de laspolíticas institucionales, loqueincluyó los resultados siguientes: (i) elaboración e implementación, pormediodeunaconsultoría,delmanual de descripción de puestos; (ii) aprobación, por parte del Mi-nisterio de Trabajo de El Salvador, del Reglamento Interno de Trabajo del EOR; (iii) coordinación del plan anual de capacitación de todo el personal y (iv) desarrollo de activi-dades para mejorar el clima organi-zacional.

Se produjeron dos importantes estudios, por mediode consultorías independientes: (i) el“EstudiodeclimayculturaorganizacionaldelEOR”, según el cual los miembros del perso-nal tienen un fuerte compromiso con la con-secución de los objetivos institucionales y (ii) el “Estudio de imagen institucional”, el cual reportó que nuestros clientes consideran al EOR como una institución sólida y con buen nivel de proyección.

Sebrindóapoyologísticopara larealizaciónde eventos tales como: reuniones de junta di-rectiva, convenciones, seminarios, foros, gru-pos técnicos y capacitaciones.

Se administraron los contratos de prestación de servicios para el funcionamiento del EOR y se coordinaron los procesos de licitaciones y concursos públicos internacionales.

MEMORIAEOR2008-200916

Principales actividades y logros

Por medio del Centro Regional de Coordina-ción de Transacciones (CRCT), el EOR inició, el 4demayode2009,lasactividadesdeCoordi-nación Operativa del SER en Tiempo Real de manera ininterrumpida. Esto ha incluido: (i) la supervisión de los intercambios de energíaregionales programados, (ii) la verificacióndel cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y desempeño en la operación del SER y (iii) la coordinación con los OS/OM para el mantenimiento de las interconexiones.

En conjunto con el Centro Nacional de Con-trol de Energía (CENACE, México) y los OS/OM,elEORrealizólacoordinacióntécnicayoperativa del Proyecto de Interconexión Eléc-

tricaentreGuatemalayMéxicoen400kV,loqueincluyólosanálisistécnicoscomplemen-tarios,elprogramadepruebas(iniciadoel18deseptiembrede2009)ysuscorrespondien-tes evaluaciones.

SerevisólaSegundaActualizacióndelosEs-tudios de Compensación Reactiva y los Infor-mes Preliminares de la Actualización de losRefuerzos Nacionales, presentados en 2008por la Empresa Propietaria de la Red (EPR).

Se realizóel EstudioAnual Indicativode lasCondiciones de Operación de Corto PlazodelSER:segundosemestre2008yprimerse-mestre2009,elcualfueelaboradoporlaem-presa Mercados Energéticos Consultores de Argentina y revisado por el EOR en conjunto con los OS/OM.

Gerencia de Planificación y Operación

Esta gerencia tiene la función de supervisar y coordinar la operación técnica del SER. Comprende tres procesos principales: coordinación de la operación en tiempo real, seguridad operativa y planificacióndelatransmisiónregional.

Equipo de trabajo de la Gerencia de Planificación y Operación.

MEMORIAEOR2008-2009 17

El EOR revisó, en consulta con los OS/OM y los Agentes Transmisores respectivos, los estu-dios técnicos de seis solicitudes de conexión a la Red de Transmisión Regional (RTR).

Se realizó la Identificaciónde laRTRcorres-pondientealaño2010.Paraello,elEOR—enconjunto con los OS/OM— implementó du-rante2009,lametodologíaestablecidaenelRMER.

Seinició,apartirdediciembrede2009,lacoordinacióndedosconsultorías:

Evaluación técnica-económica para la aplicación en el Sistema Eléctrico Regional (SER) de los criterios de calidad, seguridad y desempeño establecidos en el RMER.

Estudio Anual Indicativo de las Condiciones de Operación de Cor-toPlazodelSER:segundosemestre2010yprimersemestre2011.

Como parte de la coordinación técnica con-junta EOR-OS/OM, esta Gerencia realizó lacoordinaciónde18reunionesdelosComitésTécnicos del EOR: Seguridad Operativa, Ope-ración,AdHocdeRevisióndelaRTRyPlanifi-cación de Expansión de la Transmisión.

ElpersonaldelaGerenciarecibiólassiguientescapacitaciones: (i) uso del Simulador de Siste-mas Eléctricos de Potencia (PSS/E), (ii) opera-ción y control de sistemas eléctricos de poten-cia y (iii) estabilidad de sistemas de potencia.

MEMORIAEOR2008-200918

E sta gerencia tiene como res-ponsabilidad principal la admi-nistración comercial del MER,

en apego al Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional. Los principales procesos bajo su responsa-bilidad son: (i) la programación diaria de transacciones regionales; (ii) la con-ciliación, facturación y liquidación del MER y (iii) el manejo y publicación de información del MER.

Principales actividades y logros

Se realizó la programacióndiariade las transacciones regionales mediante la administración co-mercial tanto de las ofertas de contratos de energía no firmes(MCR) como las de compraventa del merca-do de oportunidades regional (MOR), repor-tadas por los agentes mediante sus OS/OM.

Se realizó semanalmente el cálculo de cur-vas de Cargos Variables de Transmisión (CVT) paralospaísesdeporteodelMER,utilizandoel modelo SDDP y la información remitida por los OS/OM.

Gerencia Comercial

Las transacciones comerciales del MER fue-ron conciliadas a diario y al mes, junto a su facturación y liquidación. Adicionalmente, seadministraronlasgarantíasdelosOS/OM,por medio de cartas de crédito standby y ga-rantíasenefectivo.

Se coordinaron siete reuniones del Comité Técnico Comercial (CTC) y se cumplieron los alcances establecidos, lo que incluyó, entre otros, las evaluaciones comerciales para la implementación de los Cargos por Regu-lación del MER y los Cargos por Servicio de Operación del MER.

EnelmarcodeldesarrollodelPlanGradualde Implementación del Sistema de Medición ComercialdelMER(SIMECR),sehaavanzadoen las siguientes actividades: (i) la consolida-ción del inventario de medición comercial

Equipo de trabajo de la Gerencia Comercial.

MEMORIAEOR2008-2009 19

delMERy(ii)lacontratacióndelaconsultoría:“RevisiónyPropuestadeCumplimientoGra-dual de Requisitos del Sistema de Medición Comercial Regional”.

En coordinación con la Unidad Ejecutora del Proyecto SIEPAC, se inició el desarrollo del Sistema Integrado de Información del MER (SIIM), el cual se convertiráen lapla-taforma tecnológica del EOR para aplicar todos los requerimientos establecidos en el RMER.

Se brindó apoyo a la Comisión Centroamerica-na de Interconexión Eléctrica (CRIE) en la identi-ficacióndeinterfacesdearmonizaciónentrelasregulaciones nacionales y las regionales.

Se coordinaron los estudios del Planeamien-to Indicativo de la Operación Coordinada del SER, junto con el Comité Técnico de Planea-miento Operativo (CTPO). Mediante el uso delSDDP,sepronosticaronpara2009y2010,las transacciones de exportación e importa-cióndecadapaísmiembrodelMER.

Se elaboraron y se publicaron en el sitio web delEORlosinformesdegestiónasícomolosresúmenesestadísticosdiarios,mensuales yanuales.

MEMORIAEOR2008-200920

Se realizó el seguimiento alas pruebas de disponibilidad del SCADA/EMS Regional y de sintonización del sistema,dentro de lo cual se destacan las siguientes actividades: (i) pruebas punto a punto de las señales en las interconexio-nes; (ii) implementación de señales específicas para lasupervisión del desempeño y calidad del SER y (iii) incor-poración de nuevas señales, incluyendo la interconexión eléctrica con México.

SeadministróyactualizóelSCADA/EMSenloreferentea:(i)diagramasunifilares;(ii)basededatos ICCPySCADA; (iii) sintonizaciónycate-gorizacióndealarmasy(iv)supervisiónysegui-miento de eventos registrados del sistema.

Se implementó el concentrador de datos en el Centro Nacional de Despacho (CND) en Honduras así como las consolas remotas alSCADA Regional y se instaló el servicio en los centrosdedespachodelosOS/OMdeGuate-mala,ElSalvador,NicaraguayPanamá.

Se realizó la coordinación informática delproyecto SIIM por medio de las siguientes actividades: (i) preparación de especifica-ciones técnicas para la adquisición de hard-ware y software; (ii) revisión y aprobación

Gerencia de Sistemas Informáticos y ComunicacionesEstagerenciaesresponsabledegarantizarlacorrectaoperaciónyeladecuadofuncionamientodelainfraestructurainformáticaydecomunicacionesdelEOR.Tieneelpropósitodeapoyaryfacilitarelcum-plimientodelosobjetivosestratégicosenlaorganizaciónmedianteladisponibilidadyelbuendesem-peño de los servicios tecnológicos.

Principales actividades y logros

del diseño conceptual y de sistemas; (iii) adquisición e instalación en el EOR de la in-fraestructura tecnológica para el SIIM y (iv) seguimiento al desarrollo de la instalación y pruebas en sitio.

Equipo de trabajo de la Gerencia de Sistemas Informáticos y Comunicaciones.

MEMORIAEOR2008-2009 21

Se dio continuidad al fortalecimiento de las telecomunicaciones entre los OS/OM y el EOR, mediante ampliaciones a los enlaces con Honduras y Costa Rica y a los canales de comunicación del EOR (Internet, Voz yDatos).

Se organizaron las reuniones anuales delComité Técnico Informático y SCADA (CTI-SCADA), las que estuvieron orientadas a la ac-tualizacióncontinuadelSistemaSCADA/EMSRegional, apoyo al proyecto SIIM y fortaleci-miento del sistema de telecomunicaciones entre el EOR y OS/OM.

Se coordinó la ejecución de los siguientes cursos: (i) Operación de Interfaz Gráfica delSCADA Regional; (ii) Operación de InterfazGráficadelHistórico(GPOyGSIC);(iii)Aplica-cionesdeRedparaAnalistasGPOy(iv)Admi-nistración de Base de Datos ORACLE.

Serealizóelmantenimientopreventivoyco-rrectivo de los componentes que integran los servicios tecnológicos del EOR.

Se realizó laampliaciónymantenimientoalSistema de Administración Comercial del MER con el RTMER (predespacho, concilia-ción, facturación y liquidación) y la habilita-ción del acceso remoto tanto de los OS/OM como de los agentes a la base de datos co-mercial del EOR.

MEMORIAEOR2008-200922

Organigrama

Junta Directiva

Director Ejecutivo

GerenciadePlanificaciónyOperaciones

GerenciaComercial

GerenciadeSistemasInformáticosy

Comunicaciones

Coordinación de AdministraciónyFinanzas

AsesoríaLegal

MEMORIAEOR2008-2009 23

Personal del EOR

De izquierda a derecha:

Primera fila sentados:Lic.ArturoRivera,Ing.HumbertoPerla,Ing.RenéGonzález,Ing.MarlonCastillo,Ing.JoséHernández.

Segunda fila de pie:Ing.EdgardeAsis,Licda.MaríaConcepcióndeAguilar,Licda.AuraGutiérrez,Ing.JuanChinchilla,Licda.ClaudiaCárcamodeCañas,Licda.JennydeRivas,Srita.EvelynFlores,Ing.Oswal-doOrtiz.

Tercera fila de pie: Ing. Héctor Reyes, Ing. Marlon Trigueros, Ing. Boris Zúniga, Ing. José Aguilar, Ing. Bili Martínez,Ing.ManuelSandoval,Ing.MartínSanchez,Ing.JuanLópez,Ing.HéctorCarrillo.

Cuarta fila de pie:Ing.CarlosVela,Ing.WaltterValdez,Ing.RobertoLinares,Ing.ChristianMuñoz,Ing.SergioValle,Ing.LuisQuintanilla.

MEMORIAEOR2008-2009 25

Objetivos

El Mercado Eléctrico Regional (MER)

¿Qué es el MER?

ElMercadoEléctricoRegional(MER)esunmercadodeenergíaeléctricare-gional que opera como actividad permanente de transacciones comerciales deelectricidad,conintercambiosdecortoplazoderivadosdeundespachodeenergíaconcriterioeconómicoregionalymedianteofertasdeoportu-nidadycontratosdemedianoylargoplazoentrelosagentesdelospaísesmiembros del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

b. Permitir el desarro-llo de proyectos de generación para abastecer la demanda regional.

d. Aumentarlaconfia-bilidadyeficienciaeconómica en el suministro de electri-cidad.

e. Homogeneizarloscriterios operativos de calidad, seguridad y desempeño.

a. Optimizarlosrecursosenergéticos usados para el abastecimien-to regional de electri-cidad.

c. Viabilizareldesarrollode las redes de trans-misión regional.

f. Promover la participa-ción competitiva del sector privado.

MEMORIAEOR2008-200926

Estadísticas del MER 2008

Duranteelperíododeenero2008adiciembre2008,eltotaldeenergíanetacomercializadaascendióa289.50Gigavatios-Hora.ElpaísquereflejóelmayorvolumendeventasalMercadoRegionalfueCostaRica(33.16%),seguidoporElSalvador(30.41%)yGuatemala(21.83%).Porelladodelascomprasdeenergía,Panamáfueelpaísconlasmayoresimportaciones,puescompró36.02%deenergía,seguidoporElSalvador(28.44%)yHonduras(15.46%).Además,comopuedeobservarseenlosgráficos,Nicara-guafueelpaísquemenosvendióenlaregión(0.01%);alavez,Guatemalafueelpaísquerealizómenoscompras en el MER (0.09%).

Inyecciones de energía en el MER por país (2008)

Retiros de energía en el MER por país (2008)

El Salvador30.41%

Costa Rica33.16%

Panamá10.53%

Nicaragua0.01%

Honduras4.06%

Guatemala21.83%

Inyecciones energía en el MER por país (2008)

Total = 289.50 GWh

Retiros de energía en el MER por país (2008)

Total = 289.50 GWh

Honduras15.46%

El Salvador28.44%

Costa Rica10.36%

Panamá36.02%

Nicaragua9.63%

Guatemala0.09%

Fuente de gráficos y tablas: Gerencia Comercial EOR

MEMORIAEOR2008-2009 27

Transacciones de inyección y retiro de energía en el Mercado Eléctrico Regional

Lastablassiguientescontienenunresumenasícomodetallessobrelaenergíacomercializadaporpaísypormesduranteelaño2008.

Transacciones de inyección y retiro por país (2008)

PaísContrato(GWh) Oportunidad(GWh) TotalGeneral(GWh) TotalNeto(Gwh)

Inyección Retiro Inyección Retiro Inyección Retiro Inyección RetiroCosta Rica 95.51 29.63 0.48 0.35 95.99 29.99 66.00El Salvador 78.23 78.85 9.81 3.49 88.04 82.34 5.70Guatemala 58.35 0.04 4.85 0.22 63.20 0.26 62.94Honduras 11.43 40.62 0.32 4.13 11.75 44.75 33.00Nicaragua 0.00 23.44 0.03 4.45 0.03 27.89 27.86Panamá 28.55 99.31 1.94 4.97 30.49 104.28 73.79Total regional 272.07 271.88 17.43 17.62 289.50 289.50 134.65 134.65

Transacciones mensuales de inyección de energía (2008)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total

(GWh)

Enero 4.85 1.46 0.00 0.00 3.07 5.18 14.55

Febrero 11.81 6.07 1.91 0.00 0.00 2.87 22.66

Marzo 8.34 6.57 2.09 0.00 0.00 15.31 32.31

Abril 11.67 5.37 3.22 0.00 0.00 0.00 20.26

Mayo 10.13 5.44 1.80 0.00 0.38 0.00 17.74

Junio 6.75 2.54 0.15 0.00 11.96 0.00 21.39

Julio 4.88 7.37 0.00 0.00 11.18 0.00 23.42

Agosto 1.56 17.71 0.00 0.00 12.18 0.00 31.44

Septiembre 1.10 15.85 0.00 0.00 7.37 0.39 24.70

Octubre 1.44 18.84 0.16 0.00 8.50 0.00 28.94

Noviembre 0.00 0.40 2.43 0.00 15.96 0.69 19.47

Diciembre 0.68 0.43 0.00 0.03 25.42 6.06 32.61

Total 63.20 88.04 11.75 0.03 95.99 30.49 289.50

MEMORIAEOR2008-200928

Transacciones mensuales de retiro de energía (2008)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total(GWh)

Enero 0.26 6.23 2.90 0.65 3.70 0.82 14.55Febrero 0.00 11.50 2.55 0.51 4.57 3.53 22.66Marzo 0.00 6.73 0.70 2.69 18.35 3.85 32.31Abril 0.00 7.09 3.01 5.96 0.11 4.09 20.26Mayo 0.00 1.72 1.68 9.50 0.61 4.24 17.74Junio 0.00 1.37 0.28 4.89 0.00 14.85 21.39Julio 0.00 2.85 2.93 0.07 0.00 17.58 23.42Agosto 0.00 1.72 9.58 0.45 0.09 19.61 31.44Septiembre 0.00 0.06 9.47 0.47 0.91 13.80 24.70Octubre 0.00 1.30 11.66 2.08 0.27 13.64 28.94Noviembre 0.00 12.28 0.00 0.33 0.71 6.15 19.47Diciembre 0.00 29.50 0.00 0.31 0.68 2.12 32.61Total 0.26 82.34 44.75 27.89 29.99 104.28 289.50

Flujos en la Red de Transmisión (2008)

GES1

34

9

1011

12

13

14

15

5

6 7

82

62,938.6 MWh

7,783.1MWh

73,787.9MWh

32,997.2 MWh

27,862.4 MWh

73,787.9 MWh

68,642.7MWh

35,645.5 MWh

FGUES

AHUA 15SE

LNI

FESHO FHONI

PVN PRA

62,938.6MWh

MSY

FNICRLIB

RCL

PRO

FCRPA

5,704.1 MWh

66,004.8 MWh

* Únicamente se presentan transacciones de Contrato y Oportunidad.

MEMORIAEOR2008-2009 29

Peajes por pago de transmisión

Latablasiguientedetallalosabonosquelospaíseshanpercibidoenconceptodepeajesporelusodelaslíneasdeinterconexiónquelespertenecen,debidoalastransaccionesregionalesprogramadas.Estainformacióncontieneelpagoporlatarifanominaldepeajemáselpagoporcongestión.ElpaísquemásrecibióabonosporpeajefueNicaraguaconUS$126,995.08yelquemenospercibióabonosporesterubrofuePanamáconUS$1,202.58.

Peajes mensuales por país (2008)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total

(EnmilesdeUS$)Enero 2.70 4.54 2.30 6.70 4.92 0.00 21.16

Febrero 13.75 6.96 2.56 6.27 4.55 0.00 34.10

Marzo 3.02 6.26 3.28 5.96 4.83 0.00 23.36

Abril 9.82 9.48 4.39 23.73 15.66 0.00 63.08

Mayo 3.59 9.52 5.11 5.62 2.70 0.04 26.57

Junio 2.38 6.05 3.22 5.23 7.29 0.94 25.12

Julio 1.85 6.45 3.40 8.13 7.24 0.01 27.08

Agosto 0.59 10.72 5.87 7.32 6.98 0.09 31.57

Septiembre 0.39 10.26 5.61 16.27 12.51 0.09 45.12

Octubre 0.50 11.94 6.47 7.29 6.05 0.03 32.29

Noviembre 0.00 7.56 4.47 5.80 3.84 0.00 21.68

Diciembre 0.10 17.13 10.41 28.66 17.90 0.00 74.19

Total 38.69 106.87 57.08 127.00 94.47 1.20 425.32

MEMORIAEOR2008-200930

Cargos Variables de Transmisión (CVT)

LatablasiguienteindicalosabonosenconceptodeCVTquehanpercibidolospaísesdebidoalastran-sacciones regionales programadas en las redes internas que les pertenecen. Esta información contiene elpagoporlatarifanominaldeCVTmáselpagoporcongestión.ElpaísquemásrecibióabonosporCVTfueCostaRicacon$665,143.44yelquemenospercibióabonosporesterubrofueElSalvadorcon$61,411.69.

Esta gráfica refleja los prome-dios mensuales de los nodos de la red de transmisión, úni-camente cuando existió Merca-do de Oportunidad. La falta de precios se debe a la inexistencia de transacciones de oportuni-dad. En ella se puede observar que el precio promedio men-sual más alto corresponde al mes de mayo, con un valor de US$345.16.

Cargos Variables de Transmisión (CVT) por país – en miles de US dólares (2008)

El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Total(EnmilesdeUS$)

Enero 2.35 7.08 5.67 4.80 19.89Febrero 4.81 2.38 7.22 116.92 131.33Marzo 4.00 4.58 10.88 64.20 83.67Abril 7.51 24.91 19.72 77.82 129.96Mayo 3.80 16.85 33.81 42.86 97.33Junio 4.13 1.40 17.48 83.61 106.62Julio 9.76 4.18 8.32 81.93 104.19Agosto 10.66 0.00 9.25 59.31 79.22Septiembre 8.41 0.00 8.57 59.82 76.81Octubre 5.12 0.10 9.62 40.13 54.98Noviembre 0.00 0.00 20.99 5.30 26.29Diciembre 0.86 0.08 75.54 28.43 104.91Total 61.41 61.56 227.08 665.14 1.015.20

Precios mensuales promedio de los nodos de la red transmisión regional (2008)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

US$

/MW

h

Meses

MEMORIAEOR2008-2009 31

Estadísticas del MER 2009

Duranteelperíododeenero2009adiciembre2009,eltotaldeenergíanetacomercializadaascendióa367.85Gigavatios-Hora.ElpaísquereflejóelmayorvolumendeventasalMercadoRegionalfuePanamá(25.04%),seguidoporGuatemala(22.23%)yElSalvador(21.31%).Porelladodelascomprasdeenergía,ElSalvadorfueelpaísconlasmayores importaciones,puescompró56.09%deenergía,seguidoporCostaRica(22.27%)yPanamá(17.34%).Además,comopuedeobservarseenlosgráficos,Nicaraguafueelpaísquemenosvendióenlaregión(0.37%);alavez,Hondurasfueelpaísquerealizómenoscomprasen el MER (0.06%).

Inyecciones energía en el MER por país (2009)

Total = 367.85GWh

Honduras12.55%

El Salvador21.31%

Costa Rica18.50%

Panamá25.04%

Nicaragua0.37%

Guatemala22.23%

Retiros de energía en el MER por país (2009)

Total = 367.85GWh

Honduras0.06%

El Salvador56.09%

Costa Rica22.27%

Panamá17.34% Nicaragua

0.44%

Guatemala3.80%

Fuente de gráficos y tablas: Gerencia Comercial EOR

MEMORIAEOR2008-200932

Transacciones de inyección y retiro por país (2009)

Contrato(GWh) Oportunidad(GWh) TotalGeneral(GWh) TotalNeto(Gwh)

Inyección Retiro Inyección Retiro Inyección Retiro Inyección RetiroCosta Rica 67.20 75.46 0.86 6.48 68.06 81.94 13.88El Salvador 37.50 180.39 40.87 25.94 78.37 206.32 127.95Guatemala 79.92 2.74 1.84 11.23 81.76 13.97 67.79Honduras 46.16 0.12 0.00 0.11 46.16 0.23 45.93Nicaragua 0.00 0.34 1.38 1.28 1.38 1.62 0.24Panamá 86.34 59.07 5.78 4.69 92.12 63.77 28.35Total regional 317.12 318.11 50.72 49.73 367.85 367.85 142.07 142.07

Transacciones mensuales de inyección de energía (2009)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total(Gwh)

Enero 5.39 0.24 6.74 0.38 8.70 11.61 33.07Febrero 13.26 0.07 3.59 0.00 5.82 13.32 36.05Marzo 21.25 0.45 3.36 0.00 9.61 11.29 45.95Abril 13.75 1.06 9.24 0.00 0.00 19.88 43.92Mayo 3.56 2.95 14.89 0.09 1.80 13.67 36.96Junio 0.76 11.03 1.86 0.10 5.99 7.01 26.76Julio 5.69 9.63 0.00 0.00 14.15 4.64 34.10Agosto 3.68 12.70 0.25 0.02 17.60 3.21 37.46Septiembre 4.99 8.24 1.30 0.16 1.57 5.89 22.13Octubre 4.29 8.35 3.90 0.40 0.00 1.51 18.45Noviembre 1.33 9.98 0.83 0.24 1.29 0.00 13.67Diciembre 3.81 13.67 0.21 0.00 1.54 0.09 19.32Total 81.76 78.37 46.16 1.38 68.06 92.12 367.85

Lastablassiguientescontienenunresumenasícomodetallessobrelaenergíacomercializadaporpaísypormesduranteelaño2009.

Transacciones de inyección y retiro de energía en el Mercado Eléctrico Regional

MEMORIAEOR2008-2009 33

Transacciones mensuales de retiro de energía (2009)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total(GWh)

Enero 0.00 20.51 0.00 0.19 9.68 2.70 33.07Febrero 0.00 25.72 0.00 0.00 8.49 1.85 36.05Marzo 0.00 38.29 0.00 0.00 6.14 1.53 45.95Abril 0.00 23.32 0.00 0.00 20.60 0.00 43.92Mayo 0.00 18.87 0.00 0.00 16.16 1.93 36.96Junio 2.28 3.35 0.12 0.99 9.00 11.02 26.76Julio 4.81 11.84 0.00 0.09 0.99 16.38 34.10Agosto 5.68 18.29 0.09 0.02 0.35 13.04 37.46Septiembre 0.46 16.77 0.02 0.18 3.76 0.94 22.13Octubre 0.40 11.76 0.00 0.16 5.39 0.74 18.45Noviembre 0.34 6.44 0.00 0.00 1.39 5.49 13.67Diciembre 0.00 11.17 0.00 0.00 0.00 8.15 19.32Total 13.97 206.32 0.23 1.62 81.94 63.77 367.85

Flujos en la Red de Transmisión (2009)

MOY1

34

9

1011

12

13

14

15

5

6 7

82

67,786.8 MWh

14,472.6MWh

28,352.0MWh

45,930.9 MWh

237.5 MWh

28,352.0 MWh

60,166.0 MWh

14,235.1MWh

FGUES

AHUA 15SE

LNI

FESHO FHONI

PVN PRA

67,786.8MWh

AMY

FNICRLIB

RCL

PRO

FCRPA

127,952.8 MWh

13,879.4 MWh

* Únicamente se presentan transacciones de Contrato y Oportunidad

MEMORIAEOR2008-200934

Peajes por pago de transmisión

Latablasiguientedetallalosabonosquelospaíseshanpercibidoenconceptodepeajesporelusodelaslíneasdeinterconexiónquelespertenecen,debidoalastransaccionesregionalesprogramadas.Estainformacióncontieneelpagoporlatarifanominaldepeajemáselpagoporcongestión.ElpaísquemásrecibióabonosporpeajefueCostaRicaconUS$154,904.07yelquemenospercibióabonosporesterubrofuePanamáconUS$2,025.15.

Peajes mensuales por país (2009)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá Total

(enmilesdeUS$)

Enero 0.76 9.91 5.49 8.60 6.54 0.00 31.29

Febrero 1.90 11.03 5.54 3.78 7.14 0.00 29.39

Marzo 3.01 12.66 6.08 7.04 14.25 0.00 43.05

Abril 1.94 8.73 4.05 3.14 8.14 0.00 26.01

Mayo 1.11 11.06 5.65 3.19 9.93 0.52 31.46

Junio 2.38 6.73 3.20 5.03 13.81 0.49 31.64

Julio 1.42 5.26 2.53 2.89 8.01 0.44 20.55

Agosto 1.21 6.15 3.20 3.29 6.52 0.28 20.66

Septiembre 0.82 5.26 2.77 5.47 13.96 0.00 28.28

Octubre 0.66 4.67 2.43 3.62 8.32 0.00 19.69

Noviembre 0.24 3.36 1.95 5.98 17.28 0.25 29.06

Diciembre 0.53 4.41 2.45 13.42 41.01 0.04 61.88

Total 15.98 89.25 45.34 65.45 154.90 2.03 372.95

MEMORIAEOR2008-2009 35

Cargos Variables de Transmisión (CVT)

LatablasiguienteindicalosabonosenconceptodeCVTquehanpercibidolospaísesdebidoalastran-sacciones regionales programadas en las redes internas que les pertenecen. Esta información contiene elpagoporlatarifanominaldeCVTmáselpagoporcongestión.ElpaísquemásrecibióabonosporCVTfueNicaraguacon$501,137.91yelquemenospercibióabonosporesterubrofueElSalvadorcon$16,911.19.

Cargos Variables de Transmisión (CVT) por país – en miles de US dólares (2009)

El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Total(milesUS$)

Enero 8.09 23.37 36.23 8.33 76.03Febrero 0.50 14.53 6.12 2.59 23.74Marzo 0.04 25.33 10.63 0.85 36.85Abril 1.64 5.34 15.50 0.70 23.17Mayo 0.12 3.48 10.99 0.67 15.26Junio 0.88 7.81 49.84 8.01 66.54Julio 2.07 8.98 23.60 6.17 40.83Agosto 1.23 14.36 9.42 1.87 26.88Septiembre 0.27 9.11 13.80 1.55 24.73Octubre 1.13 5.07 32.75 4.95 43.90Noviembre 0.19 4.79 81.32 11.34 97.63Diciembre 0.76 5.86 210.94 22.32 239.87Total 16.91 128.04 501.14 69.35 715.44

0

25

50

75

100

125

150

175

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

US$

/MW

h

Meses

Precios mensuales promedio de los nodos de la red de transmisión regional (2009)

Este gráfico refleja únicamen-te el promedio mensual de los precios de los nodos de la red de transmisión regio-nal cuando hay mercado de oportunidad. En ellos se puede observar el precio promedio mensual más alto, que co-rresponde al mes de diciembre y tuvo un valor de $149.18 /Mwh.

MEMORIAEOR2008-200936

Indicadores regionales 2009

Fuente de los indicadores regionales 2009: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) – www.eclac.org

Potencia instalada vs. demanda máxima - GW (2009)

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá TotalCapacidad 2,349.0 1,490.3 1,605.9 974.0 2,500.5 1,771.1 10,690.8Demanda 1,472.5 906.0 1,203.0 524.5 1,497.4 1,154.0 6,757.4

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) – www.eclac.org

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

Capacidad

Demanda

Capacidad instalada vs. demanda máxima - MW (2009)

Potencia instalada - MW (2009)

Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbón Cogener Eólica Total

Guatemala 779.9 49.2 12.5 746.7 250.9 159.0 350.8 0.0 2,349.0

El Salvador 485.7 204.4 0.0 675.0 16.2 0.0 109.0 0.0 1,490.3

Honduras 521.9 0.0 0.0 912.0 72.5 8.0 91.5 0.0 1,605.9

Nicaragua 105.3 87.5 169.8 365.7 79.0 0.0 126.8 39.9 974.0

Costa Rica 1.510.2 165.7 0.0 317.3 347.7 0.0 40.0 119.6 2,500.5

Panamá 881.3 0.0 399.8 345.6 144.4 0.0 0.0 0.0 1,771.1

Total 4.284.3 506.8 582.1 3.362.3 910.7 167.0 718.1 159.5 10.690.8

MEMORIAEOR2008-2009 37

Generación Neta - GWh (2009)

Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbón Cogener Eólica Total

Guatemala 2,894.6 279.9 17.4 3,006.2 33.4 678.5 1,068.8 0.0 7,978.8

El Salvador 1,560.6 1,420.8 0.0 2,326.2 36.3 0.0 161.0 0.0 5,504.9

Honduras 2,781.3 0.0 0.0 3,449.3 56.0 44.4 208.6 0.0 6,539.5

Nicaragua 284.7 216.2 680.3 1,661.3 8.3 0.0 235.4 109.2 3,195.4

Costa Rica 7,224.5 1,185.8 0.0 270.4 181.4 0.0 47.6 326.2 9,235.9

Panamá 3,819.4 0.0 1,029.4 1,731.0 80.5 0.0 0.0 0.0 6,660.3

Total 18,565.1 3,102.7 1,727.1 12,444.4 395.9 722.9 1,721.4 435.4 39,114.8

Vapor 5.4%

Geo 4.7%

Hidro 40.1%Eólica1.5%

Cogener 6.7%

Carbón 1.6%

Gas 8.5%

Diesel 31.5%

Parque de generación (2009)

Capacidad instalada por recurso - MW (2009)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Hidro

Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua Costa Rica Panamá

Geo Vapor Diesel Gas Carbón Cogener Eólica

MEMORIAEOR2008-200938

Indicadores macroeconómicos (2009)

Población Áreageográfica PIB Crecimiento PIB Inflación

(Miles dehabitantes)

Milesdekm2Millones de US$anuales

% %

Guatemala 14,030.0 108.9 23,253.3 -1.0 1.9

El Salvador 6,162.0 21.0 16,417.4 -2.5 0.5

Honduras 7,473.0 112.1 10,637.7 -3.0 5.5

Nicaragua 5,749.0 129.5 5,088.6 -1.5 3.0

Costa Rica 4,577.0 51.1 23,441.8 -1.2 7.8

Panamá 3,454.0 78.2 19,333.1 2.5 2.4

Total 41,445.0 500.8 98,171.8 2.6

Indicadores energéticos (2009)

Consumo de energía

percápita

Consumo de energía

Índice de electrificación

KWh GWh %

Guatemala 536.9 7,532.2 83.8El Salvador 912.7 5,624.0 85.8Honduras 883.2 6,600.4 77.0Nicaragua 549.9 3,161.4 64.5Costa Rica 2,042.7 9,349.3 98.8Panamá 1,744.4 6,025.3 88.9Total 923.9 38,292.6 82.4

MEMORIAEOR2008-2009 39

Sitios electrónicos de interés

Administrador del Mercado Mayorista AMMGuatemalawww.amm.org.gt

Unidad de TransaccionesEl Salvadorwww.ut.com.sv

Empresa Nacional de EnergíaEléctricaENEE, Honduraswww.enee.hn

Sistema de la Integración Centroamericanawww.sica.int

Instituto Costarricense de ElectricidadICAwww.ice.go.cr

Empresa de Transmisión EléctricaETESA,Panamáwww.etesa.com.pa

Empresa Nacional de Transmisión EléctricaENATRELwww.cndc.org.gt

Comisión Regional de Interconexión EléctricaCRIEwww.crie.org.gt

Empresa Propietariade la Redwww.eprsiepac.org.at

ComisiónFederaldeElectricidadCFE,Méxicowww.cfe.gob.mx

Interconexión Eléctrica S.A.ISA, Colombiawww.isa.com.co

ConsejodeElectrificaciónde América CentralCEACwww.ceaconline.org

Comisión Económica para América Central y el CaribeCEPALwww.eclac.org

PlanPuebla-Panamáwww.planpuebla-panama.org

Banco Interamericano de DesarrolloBIDwww.iadb.org