potencial de desarrollo del mer salvador lópez alfaro director cence 4/9/ 2012
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Sistema de Interconexión Eléctrica de Países de América Central y su Regulación MERCADO ELECTRICO REGIONAL. Potencial de desarrollo del MER Salvador López Alfaro Director CENCE 4/9/ 2012. Temas a desarrollar MERCADO ELECTRICO REGIONAL. Desarrollo de la Interconexión de América Central. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
Sistema de Interconexión Eléctrica de Países de América Central y su RegulaciónMERCADO ELECTRICO REGIONAL
Potencial de desarrollo del MER
Salvador López AlfaroDirector CENCE
4/9/ 2012
• Desarrollo de la Interconexión de América Central.
• Transacciones en el MER, limitaciones de transmisión de los enlaces actuales.
• Capacidad transmisión con la LT SIEPAC.• Aporte de los enlaces Extraregionales.
Temas a desarrollarMERCADO ELECTRICO REGIONAL
Cronología de las Interconexiones Eléctricas Internacionales en América Central
1986GuatemalaEl Salvador
1976Honduras Nicaragua
1982NicaraguaCosta Rica
1976Costa RicaPanamá
Junio 2004El SalvadorHonduras
Bloque SurBloque Norte
Bajas capacidades de transmisión
Evolución del Desarrollo Regulatorio del MER
2007 Segundo Protocolo al TM
Tratado Marco del MER Primer Protocolo al TM1996 - 1998
2000 Diseño General del MER
2003 - 2004
Diagnóstico y diseño operación técnica y comercial del MER
Diagnóstico y diseño de la transmisión en
el MER
Reglamento de la operación técnica y comercial del MER
Reglamento de la transmisión del
MER
2005 Reglamento del MER (RMER)
2002 Reglamento Transitorio del MER (RTMER)
Las Instituciones Regionales (1/2)Comisión Regional de Interconexión Eléctrica - CRIE
Creada por el Tratado Marco del MER. Es el organismo encargado de realizar la regulación del MER y de aprobar los reglamentos que lo rigen.
Ente Operador Regional - EOR
Creado por el Tratado Marco del MER, es el encargado de la operación técnica y comercial del MER.
Empresa Propietaria de la Red – EPR
Ejecutora física de la Línea SIEPAC, fue constituida por partes iguales, de las seis empresas eléctricas públicas de América Central designadas por su respectivo gobierno.
Posteriormente se incorporaron otros socios: ENDESA (España); ISA (Colombia); y CFE (México).
Las Instituciones Regionales (2/2)
Mercado Eléctrico Regional
Regulación
* Datos de RTMER desde Noviembre 2002 hasta Octubre 2010.
Transacciones por Año
Evolución y la Implementación Gradual del RMER
Operación técnica del MER
Inauguración de edificio sede donde se ubica el Centro Regional de Coordinación de Transacciones (CRCT)
Desarrollo y puesta en servicio del SCADA Regional y la supervisión y coordinación de la operación en tiempo realRealización de estudios técnico de seguridad operativa y evaluación de estudios técnicos de nuevas instalaciones
Conformación de Comités de Trabajo regionales (EOR – OS/OM) para el análisis de temas técnicos y operativos
Operación Comercial del MER
Implementación del Cargo por Regulación (CRIE) y del Cargo por Servicio de Operación (EOR) del MER
Desarrollo de la herramienta informática para la administración comercial del MER bajo el RMER (fase de pruebas)
Empresa Responsable de SIEPAC
1.Costa Rica
2.Panamá
3.Nicaragua
4.El Salvador
5.Honduras
6.Guatemala
7.México
8.Colombia
9.España
Accionista por País
11.11%
La Línea SIEPAC
LagoNicaragua
Panamá
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Aguacaliente
Veladero
CajónRío LindoPanaluya
Ahuachapán
Planta Nicaragua
Guate Norte
Palmar Norte
15 de Sept.
T
Río Claro
LINEA SIEPAC
VOLTALE DE TRANSMISIÓN: 230kV
CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN: 300 MW
Previsión de puesta en servicio de la mayoría de tramos durante el año 2011
Al 30 de mayo del 2011 se tiene un avance de 99,8% de servidumbres disponibles
Situación Actual
Enlace Longitud Km Entrada en operación1. Rio Claro(CR)-Veladero(PAN) 172,7 Diciembre 2010.1. Ticuantepe(NIC)-Cañas(CR) 255,9 Noviembre 2011.1. 15 de setiembre(SLV)-Agua Caliente(HON) 146,9 Noviembre 2011.1. Nejapa(SLV)-15 de Setiembre(SLV) 85,0 Marzo 2012.1. Ahuachapán(SLV)-Nejapa(SLV) 89,0 Febrero 2012.1. Aguacapa(GTM)-Ahuachapán(SLV) 118,5 Enero 2012.1. San Buenaventura(HND)-Torre 43(HND) 12,5 Marzo 2012.
880,5
15/07/12 Cimentaciones Izado de
Estructuras Tendido de
Conductores
Avance GlobalLínea
Total Realiz. % Total Realiz. % Total Realiz. % %
GTM 662 662 100,0% 662 662 100,0% 282,8 282,8 100,0% 100,0%
SLV 736 736 100,0% 736 736 100,0% 286,0 286,0 100,0% 100,0%
HND 727 727 100,0% 727 727 100,0% 275,0 275,1 100,0% 100,0%
NIC 756 756 100,0% 756 756 100,0% 307,5 307,6 100,0% 100,0%
CRI 1354 1166 86,1% 1354 1036 76,5% 493,0 357,0 72,4% 78,3%
PAN 398 398 100,0% 398 398 100,0% 150,0 150,0 100,0% 100,0%
TOTAL 4633 4445 95,9% 4633 4315 93,1% 1794,4 1658,3 92,4% 93,8%
Avance de las obras por país
Lago
Nicaragua
Panamá
Aguacapa
Nejapa
Cañas
Ticuantepe
Parrita
Aguacaliente
Veladero
CajónSan Buenaventura
Panaluya
Ahuachapán
Sandino
Guate Norte
15 de Sept.
T
Río ClaroPalmar Norte
AMÉRICA AMÉRICA CENTRALCENTRAL
34 000 34 000 MWMW
6 500 6 500 MWMW
SISTEMA SISTEMA INTERCONECTADO INTERCONECTADO
NACIONAL MÉXICANONACIONAL MÉXICANO
TAPACHULATAPACHULA
BENEFICIOS
►Se ha mantenido la estabilidad y continuidad en la red de América Central y México.
►Se han atenuado oscilaciones de baja magnitud adecuadamente.
►Se ha mejorado la calidad de frecuencia al formarse una masa inercial de mayor tamaño.
►Se han realizado transacciones económicas aprovechando la diversidad de costos.
Interconexión México - Guatemala
LOS BRILLANTESLOS BRILLANTES
El 25 de Abril de 2010 se declaró la operación comercial transitoria de la interconexión con una exportación desde México de 120 MW.
• Línea de transmisión eléctrica de 614km, en corriente directa (HVDC), entre las subestaciones Cerromatoso en Colombia y Panamá II en Panamá, con capacidad de transporte de 600 MW.
• Se realizó el proceso de contratación del diseño de línea para construcción y el estudio de Medio Ambiente.
Interconexión Colombia Panamá
• Los intercambios esperados (en función de las diferencias de costos) ayudarán a dinamizar el MER, y optimizar el valor de los cargos regionales de transmisión (línea SIEPAC).
• La integración representa una excelente oportunidad para todos los agentes del mercado en las dos regiones (Andina y América Central).
Se realizara un DAA con el fin de tomar una decisión sobre el corredor en el cual se ejecutaría el EIAS.
Inicio de operaciones para 2014.
Transacciones ComercialesTransacciones Comerciales2010-2011 y 20122010-2011 y 2012
Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional año 2010-2011año 2010-2011
12.59%
29.08%43.88%
0.32%
11.80%2.32%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
1.51%
62.12%0.03%
12.89%
2.89%
20.56%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
2010
2011
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Enero 2012Enero 2012
15%
11%
66%
0%0%
8%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
0%
86%
0%
1%
3%
10%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Febrero 2012Febrero 2012
0%
45%
47%
0%8%0%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
11%
50%
0%
16%
0%23%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Marzo 2012Marzo 2012
0%
49%
44%
4%
1%2%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
61%35%
0%
3% 0%1%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
TransaccionesTransacciones en el Mercado Eléctrico Regionalen el Mercado Eléctrico Regional
Abril 2012Abril 2012
0%
44%
49%
0%
0%7%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
36%
39%
0%25%
0%
0%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Mayo 2012Mayo 2012
0%
40%
55%
0%
0%5%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
30%
44%
0%26%
0%
0%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Junio 2012Junio 2012
4%25%
67%
0%
0%4%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
1%
56%
0%43%
0%
0%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
Transacciones en el Mercado Eléctrico RegionalTransacciones en el Mercado Eléctrico Regional
Julio 2012 Julio 2012 Energía de Contratos y Ofertas de Oportunidad
0%4%
90% 0%
5% 1%
Inyección de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
0%87%
0%
5%0%8%
Retiro de Energía
COSTA RICA
EL SALVADOR
GUATEMALA
HONDURAS
NICARAGUA
PANAMÁ
Información Oficial
No se incluyen emergencias o fallas de transmisión
Tipo de Transacciones
Flujos Netos en laFlujos Netos en laRed de Transmisión Regional 2011Red de Transmisión Regional 2011
Inyección neta por país
Flujo neto entre países
Retiro neto por país
24.6 GWh
150.7 GWh150.7 GWh
62.7 GWh
6.0 GWh
37.2 GWh113.5 GWh
62.7 GWh
30.6 GWh
43.2 GWh
38.1 GWh
Guatemala Flujo Neto El Salvador
El Salvador Honduras
Honduras Nicaragua
Nicaragua Costa Rica
PanamáCosta Rica
Flujo Neto
Flujo Neto
Flujo Neto
Flujo Neto
Información Oficial
99%
1%
Contrato
Oportunidad
Precios Promedio del MER – 2010 y 2011 Precios Promedio del MER – 2010 y 2011
Información Oficial
0
50
100
150
200
250
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
$/MWhPrecios Promedio Por Mes
2011
Precios promedio Por Mes 2010
•Se incluyen únicamente precios cuando existen Ofertas de Oportunidad
•Los precios promedio diarios, se calculan obteniendo el promedio simple por día de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes.
•Los precios promedio horario, se calculan obteniendo el promedio simple por hora de todos los nodos habilitados comercialmente durante el mes
Precios Promedio del MER - Julio 2012Precios Promedio del MER - Julio 2012
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
$/MWh
Precios Promedio Diarios
0
50
100
150
200
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
$/MWh
Precio Promedio Horarios
Información Oficial
Capacidad de Porteo para máxima Capacidad de Porteo para máxima demanda 2011 y 2012demanda 2011 y 2012
Porteo RTR 2010
Porteo RTR 2011 y 20122011
2012
Refuerzos son responsabilidad del Sistema de Planificación de la Transmisión del EOR, actividad permanente por la dinámica de las redes.
REFUERZOS NACIONALES PARA ALCANZAR LA CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN DE 300 MW EN LA RTR.
Refuerzos en Guatemala
Descripción % Ejec.
Año entrada en
operación Observación OBRAS ETCEE – INDE Transformador 230/138 kV, 100 MVA en S/E Moyuta, en fabricación entrega febrero 2013
0 2013 Incrementa Transferencias S – N
Refuerzos El Salvador
Descripción % Ejec.
Año entrada
en operación Observación
OBRAS ETESAL
Banco de capacitores de 10.8 MVAR, S/E Tecoluca
70%
Dic-12Incremento estabilidad de voltaje, soporte para máximas de transferencias N – S – N
Banco de capacitores de 43.2 MVAR, S/E Pedregal
70%
Banco de capacitores de 43.2 MVAR, S/E Santo Tomas 70%
Refuerzos Honduras
Descripción % Ejec.
Año entrada en
operación Observación OBRAS ENEE
Incrementar la capacidad térmica de la línea Prados - Frontera con Nicaragua de 159 MVA a 330 MVA
0 ND
Incrementar seguridad ante contingencia sencilla línea
Sandino – Aguacaliente (SIEPAC), soporte de
transferencias N – S – N.
Subestación Amarateca. Barra 230 Esquema interruptor y medio. Cuatro bahías de línea a 230 kV. Transformador 230 kV / 138 kV de 150 MVA. Dos bahías de línea de 138 kV
40 Ene-13
Confiabilidad, anillo de 230 kV mejora el perfil de cargabilidad de líneas.
Descripción % Ejec.
Año entrada en
operación Observación OBRAS ENATREL
Línea Sandino – Masaya 230 kV 46 2013Incremento seguridad y confiabilidad
Bancos de capacitores, 27 MVAR distribuidos en varias S/E.
44Octubre 2012 –
Marzo 2013
Incremento estabilidad de voltaje, soporte de Transferencias N – S – N
Incrementar la capacidad térmica de la línea León – Frontera con Honduras 230 kVde 159 MVA a 330 MVA
0 ND
Incrementar seguridad ante contingencia sencilla línea
Sandino – Aguacaliente (SIEPAC), soporte de
transferencias N – S – N.
Incrementar la capacidad térmica de la línea Amayo – Frontera con Costa Rica 230 kV de 250 MVA a 340 MVA
0 ND
Incrementar seguridad ante contingencia sencilla línea
Ticuantepe - Cañas (SIEPAC), soporte de transferencias N – S
– N.
Refuerzos Nicaragua
Descripción % Ejec.
Año entrada en
operación Observación
OBRAS UEN – TRANSPORTE – ICE
Incrementar la capacidad del enlace Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Frontera a 300 MVA
0 Sep-13Incremento Transferencias N – S y seguridad operativa
Incrementar a 340 MVA la capacidad térmica de la línea Liberia – Frontera con Nicaragua 230 kV
0 Dic-13
Incrementa confiabilidad y soporte para transferencias N – S ante contingencias Ticuantepe - Cañas
Refuerzos Costa Rica
Refuerzos Panamá
Descripción % Ejec.
Año entrada en
operación Observación
OBRAS ETESA
Instalación de 210 MVAR, 120 MVAR (6 x 20 MVAR) en subestación Panamá II 115 KV y 90 MVAR (3 x 30 MVAR) en subestación Llano Sánchez 230 KV
74 Ene-13
Incremento de estabilidad de voltaje y reserva de potencia reactiva. Incrementar capacidad de importación de Panamá.
Máximas capacidades de transferencia Norte–Sur con la entrada de la Línea de SIEPAC
Máximas capacidades de transferencia
Resultados de la sensibilidad ante la entrada de todos los tramos SIEPAC*
Máximas capacidades de transferencia Norte - Sur
PORTEO PORTEO PORTEO PORTEO
GUA-SAL GUA-HON SAL-HONEL
SALVADORHONDURA
S HON-NICNICARA
GUA NIC-CRICOSTA RICA CRI-PAN
DEMANDA MÁXIMA 100 100 100 180 270 80 70 150 50 5
DEMANDA MEDIA 120 60 60 160 270 160 100 210 90 5
DEMANDA MÍNIMA 220 180 180 170 300 240 120 230 110 110
Máximas capacidades de transferencia
Resultados de la sensibilidad ante la entrada de todos los tramos SIEPAC*
Máximas capacidades de transferencia Sur-NortePORTEO PORTEO PORTEO PORTEO
GUA-SAL GUA-HON SAL-HON
EL SALVADO
RHONDUR
AS HON-NICNICARA
GUA NIC-CRICOSTA RICA CRI-PAN
DEMANDA MÁXIMA 40** 80** 80 170 300 100 130 130 120 20DEMANDA MEDIA 170 230 110 230 300 60 150 90 70 230DEMANDA MÍNIMA 200 200 280 240 300 180 200 210 200 190
*: Los valores fueron determinados en los análisis de capacidades individuales en el estudio de máximas transferencias en agosto 2012. Estos valores aún deben de confirmarse en una segunda etapa de los análisis (análisis dinámico y transitorios). En los análisis se consideraron en servicio todos los elementos SIEPAC, excepto el enlace PARRITA-PALMAR**: Permitiéndose una sobrecarga máxima de 10% en el transformador 230/138 Kv de subestación Moyuta.
Máximas capacidades de transferencia Sur-Norte con la entrada de la Línea de SIEPAC
Máximas capacidades de transferencia
Enlaces Extra-regionales
Enlace 2010 2011 2012 2013 2014 2015México-Guatemala 120 120 120 120 120 Por
determinarColombia-Panamá (con un transformador en Los Brillantes)
--- --- --- --- 105 105
Colombia-Panamá (con un segundo transformador en Los Brillantes)
--- --- --- --- 300 300
Máximas capacidades de transferenciaEnlaces Extra-regionales
Reprograman licitación de interconexión eléctrica ALEX E. HERNÁNDEZ
La línea de transmisión costaría $500 millones. LA PRENSA/Ana Rentería
La licitación que debía realizarse hoy, para comprar la capacidad de transmisión a través del proyecto de interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, fue reprogramada para la próxima semana.El acto, donde se espera la participación de seis generadoras, será el martes 21 de agosto.La empresa Interconexión Eléctrica Colombia Panamá S.A. (ICP), gestora del proyecto, decidió dar una semana más a las compañías para que completen los requisitos que deben cumplir al presentar sus propuestas.La línea de transmisión de 600 kilómetros representará una inversión de 500 millones de dólares. De 2007 a la fecha se han invertido $5 millones.
Suspenden indefinidamente Subasta de DEFASI:La razón dada es por no alcanzar aspectos de viabilidad.
Opciones de mejora de los costos regionales con una planificación Integrada
Opciones analizadas por el GTPIR del CEAC
Alternativas para optimizar el despacho Regional
• Planes de expansión para cada país aislado y con autonomía de cada Sistema Eléctrico Nacional.
• Si se coordina la planificación de la expansión a nivel regional (SPTGR) contando con el primer circuito de la línea SIEPAC y se opera en forma coordinada el sistema interconectado regional.
• Beneficios identificados:• Se encontraron beneficios de reducción en las
necesidades de potencia de la región cercanas a los 2000 MW y los $938 millones.
• Si se usan fuentes renovables se encuentran beneficios mayores.
Alternativas para optimizar el despacho Regional
• También se han analizado los beneficios potenciales de la interconexión con Colombia, suponiendo intercambios directos Colombia-MER, y de la ampliación de la línea SIEPAC en un segundo circuito (600Mw)
• El costo variable refleja un costo marginal de generación en cada país vecino:– Para México, un valor fijo de 123 US$/MWh – Para Colombia, un valor promedio de 55 US$/MWh
que varia a nivel estacional y anual
Alternativas para optimizar el despacho Regional
• Con SIEPAC2 e interconexión con Colombia se obtendrían ahorros sustanciales en los costos de operación.
• Se tienen que hacer los estudios económicos para evaluar los costos de inversión de las líneas de transmisión de Interconexión con Colombia.
LA PUESTA EN OPERACIÓN DE LOS PROCESOS DEL RMER
CALENDARIO AJUSTADO AL 15 DE JULIO DE 2012 en la
Ciudad de Guatemala
Realidad de la situación actual del MER
47
Implantación gradual del RMER a partir 1 enero de 2013
a)SIMECRb) Modelos del SPTRc) CCSDd)Régimen Tarifario de la RTR
Interfaces regulatorias nacionales
Derogar:a)RTMERb)Regulaciones Transitorias vigentes
Normativa de Detalle Complementaria
a) Limitaciones del SIMECR y plan gradual de cumplimiento de los requisitos del SIMECR
b) Modelos especializados del SPTR
c) Cumplimiento gradual de los CCSD
Solicitud de complementar con la normativa de detalle
Principales componentes
Resolución CRIE-P-09-2012de fecha 3 de julio de 2012
Quinto. Instruir al Secretario Ejecutivo que notifique vía correo electrónico la certificación de la presente resolución al EOR y la publique en la página Web de la CRIE51
PROCESOS DE PREDESPACHO, POSDESPACHO,
CONCILIACIÓN, FACTURACIÓN Y LIQUIDACIÓN DEL RMER (2/2)
52
53
54
PROCESO SUBASTAS DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN DEL RMER
Requieren DT asociado
No requieren DT
La implementación de los Contratos Firmes depende la implementación de las Subastas de Derechos de Transmisión Firmes.
Subastas de DT :Principales avances
• La preparación del texto inicial de la normativa de detalle se completara este viernes 30 de marzo de 2012.
• La propuesta indicada en el párrafo de arriba será sometida a consulta abierta el día 2 de abril de 2012. También se publicará en el sitio Web del EOR, para quien desee comentarla.
• Ya se establecieron los escenarios de pruebas a simular y los resultados de las mismos acompañaran el proceso de consulta ( Talleres EOR & OS/OM) del texto inicial de la normativa de detalle complementaria a la implementación gradual del.
Los Retos a corto y mediano plazo
Conclusiones
1. El nivel Institucional del MER es una garantía para el desarrollo del mercado.
2. En el Norte hay un mercado más consolidado en esta fase transitoria del MER.
3. La finalización de la LT SIEPAC es una garantía, aunque no suficiente para el desarrollo del MER.
4. El seguimiento de los refuerzos nacionales y la vigilancia de la capacidad de transmisión regional es una tarea fundamental de los organismos regionales, que se refleja en la capacidad de porteo de los SN.
5. Los enlaces extraregionales tienen un potencial importante para reducir los costos marginales del MER, dependiendo de las interfaces de estos mercados con el MER.
6. Hay importantes oportunidades de mejora de las condiciones del MER, en cuanto a inversiones y costos, realizando una coordinación de la Planificación Nacional y Regional e incrementando la capacidad de transmisión regional a SIEPAC 2 (600 MW).
7. Mayor Liderazgo del CDMER, CRIE y EOR en divulgar los beneficios de la integración y la coordinación de la planificación.
8. Impulsar la armonización regulatoria para implementar el RMER y eliminar barreras para el desarrollo mercado de contratos firmes y proyectos de generación de escala regional, incluyendo la coordinación entre países de las licitaciones de compra de energía a largo plazo.