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ENTE OPERADOR REGIONAL - 2012Memoria delabores2012EORENTE OPERADOR REGIONAL

ENTE OPERADOR REGIONALPublicación delEnte Operador Regional - EORJunio de 2013Diagonal Universitaria,entre 25 Calle Poniente y17 Avenida Norte,Colonia Layco.San Salvador, El Salvador.América Central.PBX: (503) 2245-9900Fax: (503) 2208-2368www.enteoperador.orgParque Eólico La Fe - San Martín2

Tabla de contenidoENTE OPERADOR REGIONALSiglas ................................................................................................................. 4Presentación ................................................................................................... 5Mensaje del presidente ............................................................................... 6Junta Directiva del EOR ............................................................................... 8Personal del EOR ........................................................................................... 10Organigrama del EOR .................................................................................. 12Staff EOR .......................................................................................................... 13Misión, visión y valores ............................................................................... 13El Mercado Eléctrico Regional (MER)...................................................... 14- Qué es el Mercado Eléctrico Regional (MER) ..................................... 14- Objetivos .................................................................................................. 14- Sistema de Interconexión Eléctricade los Países de América Central (SIEPAC)......................................... 14- Organismos regionales .......................................................................... 15- El Ente Operador Regional y la operación del MER .......................... 151- Procedimiento de Detalle Complementario al RMER (PDC) ... 162- El Sistema Integrado de Información del MER (SIIM) ............. 16 .................................................. 18Gerencia Comercial ....................................................................................... 22Gerencia de Sistemas Informáticos y Comunicaciones .................... 26Coordinación de Administración y Finanzas ........................................ 30Coordinación Administrativa de Subastas de Derechosde Transmisión .............................................................................................. 34Eventos Institucionales ................................................................................ 34- Taller “Normativa de Detalle Complementariaen la Implementación Gradual del RMER” ......................................... 34- Capacitación “Análisis de Proyectos de Generacióny Transmisión utilizando el Modelo SDDP” ....................................... 34- Taller “Procesos Operativos para la Realizaciónde Predespacho Regional” ...........................................................................35- Taller “Sistema Integrado de Información del MER (SIIM)para OS/OM” ........................................................................................... 35Estadística del Mercado Eléctrico Regional .......................................... 36Sitios electrónicos de interés .................................................................... 403

ENTE OPERADOR REGIONALSiglasAMMAdministrador del Mercado MayoristaPMUPhasorial Measurement Unit (Unidad deBDBase de DatosPSS/EMedición Fasorial)Power System Simuulation for EngineeringCDMERConcejo Directivo del Mercado EléctricoRegionalRMER(Simulador de Sistemas Eléctricos de Potencia)Reglamento del Mercado Eléctrico RegionalCENCECentro Nacional de Control de EnergíaRTMERReglamento Transitorio del Mercado EléctricoCNDCentro Nacional de DespachoRTRRegionalRed de Transmisión RegionalCNDCCentro Nacional de Despacho de CargaSACMERSistema de Administración Comercial del MERCRCTCRIECentro Regional de Coordinación deTransaccionesComisión Regional de Interconexión EléctricaSADTSAFSistema de Administración de Subastas deDerechos de TransmisiónSistema de Administración FinancieraCTCComité Técnico ComercialSCADA/Supervisory Control and Data AcquisitionCTPOComité Técnico de Planeamiento OperativoEMSSystem / Energy Management SystemCTRTRCTSOComité Técnico de la Red de TransmisiónRegionalComité Técnico de Seguridad OperativaSCURTR(Sistema de Control Supervisorio y Adquisiciónde Datos / Sistema de Administración deEnergía)Sistema de Cargos por el Uso de la RTRCVTDTDTERECSCargos Variables de TransmisiónDerechos de TransmisiónDocumento de Transacciones EconómicasRegionalesEsquemas de Control SuplementarioSDDP Stochastic Dual Dynamic Programming(Simulador de Programación DinámicaEstocástica)SER Sistema Eléctrico RegionalSICA Sistema de Integración Centro AmericanaENATRELEmpresa Nacional de Transmisión EléctricaSIEPACSistema de Interconexión Eléctrica de losPaíses de América CentralENEEEmpresa Nacional de Energía EléctricaSIIMSistema Integrado de Información del MEREOREnte Operador RegionalSIMECRSistema de Medición Comercial RegionalETESA Empresa de Transmisión Eléctrica, S. A.ICEInstituto Costarricense de ElectricidadSMFSRSOTMERSistema de Medición Fasorial SincronizadoRegionalSistema para la Operación Técnica del MERIPInternet Protocol (Protocolo de Internet)SPOSSistema de PosdespachoMERMercado Eléctrico RegionalSPRESistema de PredespachoNIIFNormas Internacionales de InformaciónFinancieraSTCSistema de Transacciones ComercialesOS/OMOperadores del Sistema y/o Operadores delMercadoSTMERSistema de Información para la Transmisióndel MERPDCProcedimiento de Detalle Complementario alUTUnidad de Transacciones S.A. de C.V.RMER4

PresentaciónENTE OPERADOR REGIONALEl Ente Operador Regional (EOR) es un organismointernacional establecido mediante el artículo18 del Tratado Marco del Mercado Eléctrico depresidentes de los gobiernos de las Repúblicas deGuatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, CostaAsambleas Legislativas de cada país.En la presente memoria de labores, el Ente Operadorque se han realizado en la implementación delReglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER),instrumento fundamental para la integración eléctricade América Central; así como también, el desarrollo ydesempeño del EOR.En una lógica deductiva, se muestran cuatro apartados MER; II. Las acciones del EOR representadas en dosimportantes procesos para la implementación delRMER: a) El Procedimiento de Detalle Complementario(PDC) y b) El Sistema Integrado de Informacióndel Mercado (SIIM); III. Las principales actividadesy logros de las áreas, los talleres de capacitaciónefectuados y IV. La información estadística de interéssobre el Mercado Eléctrico Regional durante el año2012.Torre Línea SIEPAC5

ENTE OPERADOR REGIONALIng. Gustavo Napoleón ChávezPresidente EOR6

Mensaje del PresidenteEstimados amigos:ENTE OPERADOR REGIONALDurante el año 2012 el Ente Operador Regional (EOR) hatrabajado coordinadamente con la Comisión Regionalde Interconexión Eléctrica (CRIE) y los Operadoresdel Sistema y Operadores del Mercado (OS/OM) en y técnico, de los elementos relevantes para facilitar laimplementación del Reglamento del Mercado EléctricoRegional (RMER).Para implementar este reglamento se trabajó deforma coordinada en una herramienta administrativay regulatoria denominada “Procedimiento de DetalleComplementario al RMER (PDC)”, la cual constituye unaetapa intermedia hacia la integración eléctrica regionalprevista en la implementación plena del MER.Con la puesta en marcha del RMER se busca optimizarel uso de toda la infraestructura eléctrica de la regióna través de un séptimo mercado, el cual funcionarámediante un Sistema Integrado de Información deMercado (SIIM), diseñado para coordinar y administrar laoperación comercial del MER, según lo establecido en elRMER y PDC. Para ello, ha sido necesario compatibilizarlas interfaces regulatorias de cada mercado nacional conla regional.A través de esta herramienta, los agentes podránejecutar contratos u ofertar en oportunidad de la energíadisponible entre países —áreas de control—, para quelos recursos de generación, en cualquier país de laregión, puedan responder al crecimiento de la demandade otros y a la de sus propias necesidades energé ticas,para toda la región.Estamos pasando de una normativa transitoria (RTMER) auna más permanente (RMER y PDC). Dicha transición noha sido fácil, sin embargo, mediante el trabajo coordinadoque el EOR ha realizado a través de su Junta Directiva,su Director Ejecutivo, sus gerentes y todo el personalde la institución, se han logrado entendimientos parala aplicación de la nueva normativa, que ofrece mejorescondiciones para fortalecer la integración regional y elcrecimiento y desarrollo gradual del MER.Todo este proceso se ha acompañado del desarrollo dela infraestructura de transmisión, del fortalecimientode la línea SIEPAC (completada en un 98%) y de losproyectos de refuerzo interno que cada país impulsapara soportar, a través de las redes eléctricas nacionales,todos los intercambios posibles y convenientes a nivelregional.Entre los retos para el corto plazo están: consolidarla operación con la aplicación del RMER y PDC yestabilizar las operaciones de mercado según este nuevoreglamento, lo que incentivará un mayor intercambiocomercial entre los países de la región. En el medianoplazo, se espera iniciar la implementación de ContratosFirmes y Subasta de Derechos de Transmisión, necesariospara el establecimiento de los contratos de energíaconstrucción de plantas de generación regional, además regional de mediano y largo plazo.Los retos para el largo plazo están enfocados en laincorporación de las interconexiones extrarregionales almetodología que permita a los enlaces extrarregionales En el caso de México, se encuentra en proceso unarevisión para optimizar la interacción con la región; y,en el caso de Panamá, la experiencia que se tiene conMéxico será un recurso importante para diseñar unenlace extrarregional con Colombia, que atienda losintereses de todas las partes.Finalmente, quiero agradecer la apertura y colaboraciónbrindada al EOR para el desempeño de susresponsabilidades por el Consejo Director del MER(CDMER); la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica(CRIE); la Empresa Propietaria de la Red (EPR), los OS/OM y los equipos de trabajo que se han conformadoen cada uno de los países y, por supuesto, el trabajoesforzado y efectivo de todo el personal del EOR, el cualproceso.Estamos optimistas por el trabajo realizado a la fecha,producto de todos los involucrados, el cual nos llevará,en un plazo previsible, a la verdadera integracióneléctrica centroamericana, la cual tiene como objetivolograr el desarrollo y bienestar de la región.Ing. Gustavo Napoleón ChávezPresidente EOR7

ENTE OPERADOR REGIONALJunta Directiva del EOR 2012De izquierda a derecha:Ing. Harmodio Araúz Aguirre (Panamá), Ing. Marco Cordero Gamboa (Costa Rica), Ing. Rodolfo López Gutiérrez(Nicaragua), Ing. Gilberto Ramos Dubón (Honduras), Dra. Ivanova Ancheta Alvarado (Guatemala),Ing. Gustavo Chávez Munguía - Presidente Junta Directiva EOR - (El Salvador), Ing. Karla Hernández Sauceda (Honduras),8

ENTE OPERADOR REGIONALIng. Luis Herrera Gálvez (Guatemala), Ing. Luis González Paredes (El Salvador), Ing. Martín Schaffer Pichardo (Nicaragua),Ing. Salvador López Alfaro (Costa Rica) Ausente: Ing. Eduardo De La Guardia Arango (Panamá)9

ENTEOPERADOR REGIONALPersonal del EORDe izquierda a derecha::Lic. Arturo Rivera, Ing. Marlon Castillo, Ing. René González (Director Ejecutivo), Ing. Rodolfo Herrera, Ing. José Hernández,Ing. Bili MartínezIng. Carolina Jerez, Licda. Verónica Berrios, Licda. Claudia Cárcamo de Cañas, Licda. Violeta Barberena, Srita. Evelyn Flores,Licda. Tatiana Monge, Licda. Beatriz Trujillo, Licda. Jenny Castro de Rivas, Srita. Karla Ramirez, Licda. Aura Gutiérrez, Srita.Jimena Miranda, Ing. Juan Rivas10

ENTE OPERADOR R REGIONALTercera Fila :Ing. Martín Sánchez, Ing. Marco Alvarenga, Ing. José Aguilar, Ing. Galileo Solórzano, Ing. Daniel Polanco, Ing. MarlonTrigueros, Ing. Juan López, Ing. Boris Zúñiga, Lic. Antonio Durán, Ing. Moisés Tinoco, Ing. German AguilarCuarta Fila :Sr. Pedro Ramos, Ing. Héctor Reyes, Ing. Félix Luque, Ing. Martín Vela, Ing. Roberto Linares, Ing. Sergio Valle,Ing. Christian Muñoz, Ing. Dennis Posadas, Ing. Juan José Chinchilla, Ing. Ricardo Herrera, Ing. Héctor Carrillo.11

ENTE OPERADOR REGIONALOrganigrama del EORJuntaDirectivaEORIng. René GonzálezDirección Ejecutiva EORLicda. Violeta BarberenaAsesoría JurídicaIng. José HernándezOperaciónIng. Rodolfo HerreraGerencia ComercialIng. Marlon CastilloGerencia de Sistemas Informáticosy ComunicacionesLic. Arturo RiveraCoordinación de Administracióny FinanzasIng. Manuel Sandoval(Q.D.D.G.)Coordinación Administrativa deSubastas de Derechos de Transmisión12

ENTEOPERADOR REGIONALStaff EORDe izquierda a derecha:Ing. Bili Martínez, Ing. Marlon Castillo, Lic. Arturo Rivera, Ing. Rody Zelaya, Ing. René González (Director Ejecutivo),Srita. Evelyn Flores, Licda. Violeta Barberena, Ing. Rodolfo Herrera e Ing. José Hernández.Misión, visión, valoresMisiónDirigir y coordinar la operación del Sistema Eléctrico Regional (SER) y realizar la administración del Mercado EléctricoRegional (MER), con transparencia y excelencia, de acuerdo con la regulación regional.VisiónSer una entidad de prestigio internacional en el desarrollo y consolidación del Mercado Eléctrico Regional de AméricaCentral, y de los mercados extrarregionales que se integren, contribuyendo al desarrollo sostenible de la región.Valores CalidadProveer un servicio excelente, con profesionalismo, ofreciendo atención y comunicación óptimas a todos losclientes. IntegridadActuar siempre con rectitud, honestidad y legalidad. EquidadAsegurar que los clientes externos e internos del EOR sean tratados bajo las condiciones de igualdad establecidasen las regulaciones correspondientes. TransparenciaProveer el acceso a la información, según corresponda, a los clientes internos y externos, conforme a la normativaestablecida.13

ENTE OPERADOR REGIONALEl Mercado Eléctrico Regional (MER)Qué es el Mercado Eléctrico Regional (MER) ObjetivosEl Mercado Eléctrico Regional (MER) es la actividadpermanente de transacciones comerciales de electricidad,con intercambios de corto plazo derivados del despachode energía con criterio económico regional, basados encontratos de mediano y largo plazo entre los agentes delmercado.de la región mediante el abastecimiento económico yoportuno de electricidad y la creación de condicionesenergía eléctrica.a. Optimizar los recursos energéticos utilizados para elabastecimiento regional de electricidad.b. Fomentar el desarrollo de proyectos de generaciónpara abastecer la demanda regional.c. Viabilizar el desarrollo de las redes de transmisiónregional.el suministro de electricidad.e. Homogeneizar los criterios operativos de calidad,seguridad y desempeño.f. Promover la participación competitiva del sector.Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC)El SIEPAC consiste en el Primer Sistema de TransmisiónEléctrica Regional que reforzará la red eléctrica deAmérica Central. La infraestructura del sistema cuenta conuna línea de 1,790 km de longitud de 230 kV y 28 bahíasde acceso en 15 subestaciones a lo largo de seis paísesde América Central. Con la red ya instalada, se dispondrá energía de hasta 300 megawatts (MW).14

ENTE OPERADOR REGIONALEl SIEPAC tiene dos grandes objetivos:Primero: la formación y consolidación progresivade un Mercado Eléctrico Regional (MER) mediante lacreación y establecimiento de los mecanismos legales,institucionales y técnicos apropiados que faciliten laparticipación del sector privado en el desarrollo de lasadiciones de generación eléctrica.Segundo: establecer la infraestructura de interconexióneléctrica (líneas de transmisión, equipos de compensacióny subestaciones) que requieran los intercambios deenergía eléctrica entre los participantes del MER.Organismos regionalesCon el propósito de regular las interrelaciones entreagentes del Mercado, se crean el Consejo Director delMER (CDMER), la Comisión Regional de InterconexiónEléctrica (CRIE), la Empresa Propietaria de la Red (EPR) yel Ente Operador Regional (EOR).El Ente Operador Regional y la operación delMEREl EOR es un organismo adscrito al Sistema de Integracióncentroamericano (SICA). El EOR dirige y coordina laoperación técnica del SER y realiza la gestión comercialdel MER de acuerdo con la Regulación Regional aprobadapor la CRIE.Las funciones del EOR son:a) Proponer a la CRIE los procedimientos técnicos,comerciales y operativos del Mercado y del uso dela RTR;b) Asegurar que la operación y el despacho regional deenergía se realicen con criterio económico, aplicando,al mismo tiempo, los criterios de calidad, seguridad ydesempeño;c) Realizar, en coordinación con los OS/OMS, la gestiónde las transacciones comerciales entre los agentes delmercado;d) Formular el plan de expansión indicativo para lageneración y transmisión regionales; ye) Apoyar, mediante el suministro de información, losprocesos de evolución del Mercado.Parte fundamental de esta coordinación son los ComitésTécnicos Regionales conformados por los OS/OM y el EOR.Coordinación de la operación técnica y comercialComités técnicos operativosAMM - GuatemalaUT - El SalvadorENEE - HondurasENATREL - NicaraguaCENCE ICE - Costa RicaETESA - PanamáPara cumplir con sus objetivos y funciones, el EOR esdirigido por una Junta Directiva constituida por dosdirectores de cada país, designados por su respectivoGobierno y propuestos por los agentes del Mercado decada país por un plazo de cinco años.Dentro de las funciones que el EOR desempeña está, lacoordinación técnica y comercial del MER y la RTR enconjunto con los OS/OM.15

ENTE OPERADOR REGIONALEn cumplimiento de estos objetivos y funciones, elEOR ha realizado las actividades necesarias para laimplementación del RMER, normativa que contribuiráa la integración eléctrica regional. Durante el año 2012se lograron importantes avances que permitirán queeste reglamento pueda iniciar en el año 2013. Entre losproductos obtenidos mediante las actividades realizadasse destacan:1. Procedimiento de Detalle Complementario alRMER (PDC)Creado con el objeto de establecer una normativacomple mentaria al RMER y facilitar su implementacióninicial, debido a que los sistemas de medición comercialde los países de la región presentaban limitaciones queno permitían su implementación. consultaría realizada por la empresa Multiconsult en elaño 2010 y que incluyó la revisión de los sistemas demedición comercial de los países de la región y, a la vez,la revisión de los nodos de la RTR, concluyéndose quelos sistemas no cumplían con los requisitos técnicos delRMER.En consecuencia, el EOR, mediante su Junta Directiva,solicitó a la CRIE emitir una resolución regulatoriaque permitiera responder a las limitantes encontradasen los sistemas de medición comercial de cada país.En respuesta, dicho organismo, en su resoluciónCRIE-P-03-2012 de febrero de 2012, resolvió accederparcialmente a lo solicitado por el EOR y otorgó 60días para la elaboración completa del sistema y de losprocedimientos necesarios, así como los resultados delas pruebas y simulaciones.Con base en esta resolución, el EOR generó una propuestade procedimiento normativo para implementar el RMERconsiderando las limitaciones en los sistemas de medicióncomercial de los países. La propuesta en mención fuepresentada a los OS/OM durante tres talleres realizadosen los meses de abril y mayo de 2012, con los cuales elprocedimiento propuesto resultó enriquecido.En el mes de mayo la Junta Directiva del EOR revisó yaprobó la normativa de detalle complementario y, en elmes de junio, se presentó ante la Junta de Comisionadosde la CRIE para su aprobación.En el mes de julio, mediante resolución CRIE-P-09-2012,la CRIE aprobó el Procedimiento de DetalleComplementario al RMER (PDC), otorgando un plazo d36 meses para que el Sistema de Medición ComercialRegional (SIMECR) esté en condiciones de cumplir conlos requisitos técnicos establecidos en el RMER.2. Sistema Integrado de Información del MER (SIIM)Este sistema es un desarrollo tecnológico con el cual elEOR realizará, coordinará y administrará la operacióncomercial del Mercado Eléctrico Regional (MER), según loestablecido en el Reglamento del MER y el Procedimientode Detalle Complementario al RMER (PDC).Durante el año 2012, se contrató el desarrollo de dosconjuntos de mejoras al SIIM. La primera fue: adecuar elSistema a lo establecido en el PDC, dado su carácter dereglamentación complementaria del RMER y, la segundafue: el desarrollo de complementos para la implantacióndel SIIM.Taller Normativa de DetalleTaller del SIIM16

ENTE OPERADOR REGIONALEn octubre de 2012, se inició la puesta en operacióncomercial del SIIM y, para optimizar los procesosrequeridos en esta etapa, el EOR contrató el soporte ymantenimiento del sistema.Los procesos a realizar con el SIIM son entre otros, elpredespacho regional, el posdespacho regional, laconciliación de transacciones y cargos del MER, laejecución y administración de Subastas de Derechos deTransmisión. Este sistema posee las interfaces hombremáquinaque permiten el intercambio periódico deinformación entre el EOR, los OS/OM y los Agentes,lográndose la aplicación correcta del RMER y el PDC.En diciembre 2012, fecha en la que fueron iniciadaspruebas controladas de procesos técnicos y comercialesutilizando este sistema para la coordinación,intercambios, publicación de información, ejecución depredespachos, posdespachos y conciliación diaria detransacciones regionales, de acuerdo a lo normado en elRMER y PDC. Durante las pruebas se contó con soportey mantenimiento remoto-presencial para posibilitar queel desarrollador del sistema pudiera atender en línea lasincidencias que se presentaron durante las pruebas.Para el desarrollo de la pruebas controladas, el EOR pusoa disposición de los OS/OM la interfaz web del SIIM, lacual permite el intercambio de información diaria parala ejecución de los procesos comerciales regulados porel RMER. Estos resultados fueron publicados en el portalweb del EOR.Adicionalmente, el EOR completó el proceso deconformación y sintonización de la base de datosOM proporcionaron información de sus respectivosmercados eléctricos: Agentes, medición comercial, reddel sistema eléctrico nacional con sus característicastécnicas, predespachos nacionales, etc.En noviembre de 2012, la Comisión Regional deInterconexión Eléctrica (CRIE), mediante la resoluciónCRIE-P-23-2012, declaró la puesta en operación comercialpor tramos de la línea de transmisión del Sistema deInterconexión Eléctrica de los Países de América Central(SIEPAC), una vez cumplidos los requisitos que establecela regulación vigente. En la misma resolución, la CRIEdeclaró la entrada en vigencia de las disposiciones delRMER a partir del 1 de enero de 2013, exceptuandoaquellas suspendidas mediante la resoluciónCRIE-P-17-2012, dentro de las cuales se incluyen lasrelativas a los Contratos Firmes y al mecanismo deasignación de los Derechos de Transmisión.Sistema Integrado de Información del MER (SIIM)17

ENTE OPERADOR REGIONALGERENCIA DEPLANIFICACIÓN Y OPERACIÓN18

ENTE OPERADOR REGIONAL Esta gerencia se encarga de la supervisión y coordinaciónde la operación técnica del Sistema Eléctrico Regional(SER) en tiempo real, de realizar estudios de cortoplazo para asegurar la operación estable del SER y, generación regional.1.1. Coordinación operativa en tiempo realLa supervisión y coordinación técnica de la operacióndel SER se realiza con el sistema de adquisición dedatos en tiempo real (SCADA regional) y el sistema decomunicación dedicada, con los cuales se brinda unaatención permanente (7/24) a los operadores de sistemade los países de Centro América.Durante el año 2012, esta gerencia trabajó en coordinacióncon el área comercial e informática para integrar la basede datos regional. Esta base incluye la modelación de lasredes eléctricas nacionales para realizar el predespachoSupervisión en tiempo real a través del SCADA Regional:Tipo de EquiposCantidadSubestaciones 442Líneas 589Transformadores 765Unidades de Generación 599Cargas 608Capacitores 109Interruptores 3,530Seccionadores 5,278Mediciones Analógicas 11,731regional de los países que conforman el SER y que sonremitidas por los OS/OM. Las redes eléctricas nacionalesfueron incluidas en el Sistema Integrado de Informacióndel MER (SIIM) para la ejecución de procesos comercialesdel MER en el marco del RMER. También, se coordinaroncon los OS/OM y con los Agentes de transmisión, lasrevisiones técnicas, pruebas y puesta en operación delas interconexiones internacionales del Proyecto SIEPACentre las siguientes subestaciones eléctricas:1.2. Análisis de Seguridad OperativaEstudios de máximas transferenciasSe han actualizado los valores de máximo intercambioseguro entre las áreas de control del SER, incluyendolos nuevos tramos y líneas de interconexión que hanentrado recientemente en operación entre los países delproyecto SIEPAC. Como resultado se han maximizado lascapacidades del SER, en función de que las transaccionesse realicen en el marco de los criterios de Calidad,Seguridad y Desempeño establecidos en el RMER. Losestudios realizados han sido: Estudio de actualización de los Esquemas deControl Suplementario (ECS) instalados en el SER. Estudio de actualización de las máximas capacida-19

ENTE OPERADOR REGIONALdes de porteo para dos áreas de El Salvador yHondurasEstudio de máximas transferencias del sistemaeléctrico regional para el segundo semestre del2012Análisis de las condiciones operativas, control devoltajes y reactivos con el cierre de la línea deinterconexión Guatemala- Honduras (Panaluya-San Buenaventura)para el año 2013, el cual fue ejecutado aplicando regional están los siguientes: Atención de 9 solicitudes de base de datos parala realización de estudios técnicos, de las cuales 7 Revisión y evaluación de los estudios técnicosde cuatro solicitudes de conexión a la Red deTransmisión Regional (RTR), en consulta con losOS/OM y los Agentes Transmisores respectivos. Lasempresas que solicitaron conexión fueron: Eolo,Blue Power & Energy, Jaguar–Energy y Proyectode Unión Eólica Panameña. Desarrollo de los términos de referencia para laelaboración del “Modelo computa cional para elPrimera visita a subestación Ahuachapán para instalación de PMUde la transmisión y generación regional establecidoen el MER”, los cuales fueron aprobados por laCRIE y luego publicados en el sitio web del EOR.1.4. Reuniones de Comités Técnicos RegionalesLas reuniones sostenidas por los diferentes comitéstécnicos han tenido los siguientes objetivos:Comité Técnico de Seguridad Operativa Revisar propuesta técnica para cálculo de lareserva de regulación (enero 2012). Revisión de resultados de la consultoría dediagnóstico y evaluación de los ECS, escenarioVerano-2012 (abril 2012). Revisión de las propuestas de ajuste de los ECSESIM004 y L9040A (mayo 2012). Obtener conclusiones y recomendacionessobre los ECS y los ajustes de los mismos, paraoptimizar las transferencias de potencia entre lasáreas de control del SER y analizar el tema de lasoscilaciones de potencia en el SER (julio 2012). Revisión de resultados de la consultoría dediagnóstico y evaluación de los ECS, escenarioInvierno-2012 (julio 2012).Comité Técnico de Seguridad Operativa (videoonferencia)Comité Técnico de Seguridad Operativa20

ENTE OPERADOR REGIONAL Obtener conclusiones y recomendaciones sobrelos ECS y delinear un plan de acción para laimplementación de los cambios recomendadosa los ECS en el SER (septiembre 2012). Consensuar un procedimiento de cálculo de lascapacidades operativas de los elementos detransmisión de la Red de Transmisión (octubre2012).Comité Técnico para Red de TransmisiónRegional (RTR) Revisar las premisas relacionadas con las basesde datos que utilizar para la ejecución de lasla RTR correspondiente al año 2013 (octubre2012). Revisar los resultados de la aplicación del paso los elementos que conformarán la RTR del año2013 (noviembre 2012). Revisar los resultados indicados en el informeconformarán la RTR del año 2013 (noviembre2012).EOR-AMM-INDE-EPR-ENEE Revisión del estado de situación de los temastécnicos, previo a realizar las pruebas de cierre dela línea de interconexión entre las subestacioneseléctricas Panaluya–San Buenaventura en 230kV (tramo del Proyecto SIEPAC) entre las áreasde control de Guatemala y Honduras (agosto2012).1.5. Capacitaciones Técnicas de supervisión y uso del sistema SCADAregional, para la atención de la supervisión de laoperación del SER. regionales del SER, para garantizar la operaciónsegura. Entrenamiento sobre el uso de las herramientasinformáticas para la ejecución del proceso deredespacho regional conforme el RMER.Subestación 15 de septiembre21

ENTE OPERADOR REGIONALGERENCIA COMERCIAL22

ENTE OPERADOR REGIONAL2. GERENCIA COMERCIALLa gerencia comercial, como responsable de laadministración comercial del MER, ha efectuado losprincipales procesos de programación de predespachoy conciliación de las transacciones del Mercado EléctricoRegional.Una de las actividades más relevantes consistió en laspruebas del RMER y PDC realizadas durante el mes dediciembre 2012, en coordinación con los OS/OM; ya que,además de todos los procesos del RTMER, también serealizaron paralelamente todos los del RMER y PDC.Adicionalmente se realizaron las gestiones comercialesnecesarias para la puesta en operación comercial de lostramos de la Red de Transmisión Regional de la LíneaSIEPAC2.1. Procesos comerciales ejecutados Publicación de los informes diario, mensual y anualde los resultados de las transacciones comercialesen el Mercado Eléctrico Regional. Realización del predespacho regional, queconsiste en la programación de transacciones deenergía durante los 24 periodos de mercado delos 365 días del año. Determinación de las curvas semanales de losCargos Variables de Transmisión (CVT), a partirde la información remitida por los OS/OM, considerandoel modelaje de cada sistema de porteo. Publicación del Documento de TransaccionesEconómicas Regionales (DTER), en el cual seasignan los compromisos de pago relacionadosa todas la transacciones de compra y venta deenergía del servicio de transmisión y cargosregionales del MER. Realización de pruebas y validación del SistemaIntegrado de Información (SIIM) del MER. Desarrollo del procedimiento de implementación relacionados con limitaciones del SIMECR antela CRIE, la cual acompaña el programa gradualdel Sistema de Medición Comercial Regional(SIMECR). Preparación e implementación interna ycoor-dinada con los OS/OM del RMER y PDC:presentación y balanceo eléctrico de predespachosnacionales integrados, presentación de ofertasy diferentes tipos de contratos, procesos depredespachos regionales, ajustes de predespacho,redespachos, posdespachos y conciliaciónprogramada. En el marco del RMER y PDC la Gerencia Comercialapoyó a la Gerencia de Informática en el Procesode Sintonización de la Base de Datos Regional yen la confor mación de la misma para el SIIM.Organización comercial del MERA continuación se presenta el esquema con las opciones para realizar transacciones en el MER:23

ENTE OPERADOR REGIONAL2.2. Reuniones de trabajoSe tuvieron las siguientes: Comité Técnico Comercial (CTC): se coordinaron tres reuniones en los meses de agosto, septiembrey octubre, para orientar los trabajos programados en el plan de implementación del RMER y PDC. Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO): se realizaron dos reuniones de trabajo en los meses deseptiembre y octubre-noviembre 2012. En la primera reunión se determinaron las premisas que se utilizarían en elde la metodología establecida en el RMER.Comité Técnico ComercialComité Técnico de Planeamiento Operativo2.3 Capacitaciones Primer y segundo taller de implementación gradual del RMER (abril y mayo de 2012) Taller de integración del personal de la Gerencia Comercial (agosto de 2012) Taller Procesos operativos para la realización de Predespacho Regional (septiembre de 2012). Capacitación en Mercado Eléctrico Regional y en el uso del Sistema Integrado de Información del MER (SIIM),durante los meses de octubre, noviembre y diciembre 2012.Taller Procesos operativos para la realización dePredespacho RegionalTaller Normativa de Detalle Complementaria24

ENTE OPERADOR REGIONALSubestación 15 de septiembre25

ENTE OPERADOR REGIONALGERENCIA DE SISTEMASINFORMÁTICOS YCOMUNICACIONES26

ENTE OPERADOR REGIONAL3. GERENCIA DE SISTEMAS INFORMÁTICOSY COMUNICACIONESEsta gerencia es responsable de garantizar la correctaoperación y el adecuado funcionamiento de lainfraestructura informática y de las comunicacionesdel EOR. Tiene el propósito de apoyar y facilitarel cumplimiento de los objetivos estratégicos dela institución mediante la disponibilidad y el buendesempeño de los servicios tecnológicos.Las principales actividades y logros en la implementacióndel RMER de esta gerencia fueron:3.1. Sistema SCADA/EMS Regional Administración, mantenimiento y actualización delSistema de Control Supervisorio y Adquisición deDatos (SCADA/EMS) Regional. Sintonización del Sistema SCADA/EMS Regional. Administración del Sistema SCADA localizado enDatos. Mantenimiento de los servicios de Consola Remotainstalados actualmente en los OS/OM. con Honduras o “Site”, para la comunicación eintercambio de información con el nuevo SistemaSCADA/EMS Nacional de la Empresa Nacional deEnergía Eléctrica (ENEE). Diseño y desarrollo del módulo de facturación,cuentas por cobrar y liquidación del MER. de réplica para poner a disposición de los OS/OMinformación de la Base de Datos Regional del MER. Conformación de un entorno exclusivo para losdesarrollos de INDRA. Migración exitosa de la base de datos del SIIM ehistórica hacia el nuevo entorno. Conformación de la Base de datos del MER que seríautilizada para los procesos del MER con el RMER yPDC, en coordinación con la Gerencia Comercial y Realización de pruebas exitosas, con la base dedatos del MER, coordinadas con los OS/OM. Aplicación de técnicas de optimización de tiemposy de monitoreo; de modo que las actividadescontinúen ante cualquier eventualidad.3.2. Sistema Integrado de información delMercado Eléctrico Regional (SIIM) Coordinación de apoyo informático para elproyecto Sistema Integrado de Información delMercado Eléctrico Regional (SIIM) y fortalecimientode la infraestructura tecnológica del mismo. Administración, mantenimiento y monitoreo de lainfraestructura tecnológica que respalda el SIIM anivel de servidor de aplicaciones y web. Desarrollo, implementación y mantenimientode la aplicación Flujos DC para el balance de lospredespachos nacionales, la cual es utilizada por elEOR y los OS/OM en el proceso de predespachosdel MER. Esta herramienta representa un ahorroen la adquisición externa de un software confuncionalidad similar y es complementaria a lasfunciones del SIIM.Ampliación del área de la GSIC3.3. Soporte técnico, telecomunicaciones yservicio web Soporte técnico a clientes internos y externos queasisten a reuniones dentro y fuera de la sede delEOR. Atención de emergencias ante eventualidades en lainfraestructura tecnológica y de telecomunicaciones,garantizando la disponibilidad 7/24. Coordinación y mantenimiento preventivo ycorrectivo de los componentes que integran27

ENTE OPERADOR REGIONALlos sistemas Tecnológicos del EOR: SCADA,SACMER, Comunicaciones WAN/LAN, UPS, SAFy mantenimiento al hardware de los sistemascorporativos y equipo del EOR.Fortalecimiento, continuidad y disponibilidad delos servicios críticos de: sistemas de telefonía IPinstitucional y regional, enlaces dedicados de voz ydatos con los OS/OM y servicios de internet (sistemaweb y correos electrónicos).Administración, mantenimiento y soporte del sistemade videoconferencia del EOR.Pantalla de VideoconferenciaDesarrollo y optimización del interfaz de reportespara el Sistema Administrativo Financiero (SAF) ysoporte técnico.Administración y mantenimiento del portal web delEOR.Desarrollo de mejoras al portal web del EOR en elmarco del RMER y PDC, con nuevas secciones deinformación del MER e información en tiempo real.3.4. Proyectos realizados: Publicación de informes de procesos diarios delacceso de información para agentes, OS/OM, CRIEy público en general. Desarrollo e implementación del Sistema deInformación Diaria Operativa del SER (SIDOS),con el objeto de generar cálculos e informesestadísticos operativos, relacionados con datosde generación, demanda de potencia y energía,utilizando los datos históricos del SCADA/EMSRegional. para los proyectos de generación y transmisión,utilizando el Software Open Source con el cual seahorran los costos generados por las compras delicencias de servidores para la institución. Proxy utilizando software Open Source, ahorrandoen costos de licencia y optimizando el servicio deinternet y uso del ancho de banda disponible enla institución. Implementación de las Etapas I y II del proyectoSistema de Medición Fasorial SincronizadoRegional (SMFSR). Estas etapas consistieron enla implementación de la plataforma básica delSMFSR y sus correspondientes interfaces WAMS,por sus siglas en inglés: Wide Area MonitoringSystem, para el SER de América Central. El proyectoconsistió en la adquisición de licencias, servidoresy computadoras personales, el montaje de laplataforma básica del hardware y software; y lainstalación de dos Unidades de Monitoreo Fasorial(PMUs) en las subestaciones de InterconexiónAhuachapán y 15 de Septiembre, ambas en ElSalvador. Implementación del sistema de video vigilancia. Seinstalaron cámaras en puntos estratégicos, con elobjeto de mejorar la seguridad en la institución.Instalación de PMUPMU Instalado28

ENTE OPERADOR REGIONAL3.5. Sistema de Administración Comercialdel MER (SACMER) Se realizaron actividades de mantenimientoal SACMER con el RTMER. Estas actividadesestuvieron orientadas a apoyar el cumplimientode las funciones del predespacho, conciliación,facturación y liquidación: (i) Actualización de laBase de Datos Comercial; (ii) Administracióndel acceso remoto de los OS/OM y Agentes ala BD; (iii) Realización de respaldos periódicosde la BD Comercial y (iv) Ajuste del formato depublicación del DTER.3.6. Capacitaciones Participación de un profesional de esta gerenciaen el curso del SDDP impartido en el III EncuentroLatinoamericano de usuarios del modelo SDDP,el cual se llevó a cabo en la ciudad de Panamá enseptiembre de 2012.Subestación 15 de septiembre29

ENTE OPERADOR REGIONALCOORDINACIÓN DEADMINISTRACIÓN YFINANZAS30

ENTE OPERADOR REGIONAL4. COORDINACIÓN DE ADMINISTRACIÓN YFINANZASLa Coordinación de Administración y Finanzas es unaunidad de apoyo a la Dirección Ejecutiva, la cual tienebajo su responsabilidad las gestiones administrativa,En el año 2012, esta coordinación asumió bajo suresponsabilidad tres procesos importantes: i) laliquidación y facturación de las transacciones delMER, ii) la administración de garantías del MER y iii) lacoordinación de eventos, comunicación y protocolo.Apoyo logístico reunión CDMER - CRIE - EOR4.1. Gestión administrativaLa gestión administrativa se encarga de ejecutar lasacciones para el óptimo desarrollo de las actividadesy proyectos, así como del mantenimiento de lasinstalaciones del EOR.Dentro de las actividades realizadas están: Implementación del sistema de aire acondicionadode precisión para la sala de servidores, SCADA yUPS; los cuales están de forma redundante conrégimen 7/24. Apoyo logístico y administrativo para laimplementación de la II Etapa del Proyectode Sistema de Medición Fasorial SincronizadoRegional (SMFSR). Comercial, la Gerencia de Sistemas Informáticosy Comunicaciones, y la Coordinación deAdministración y Finanzas. Organización y logística del taller de capacitaciónAnálisis de Proyectos de Generación y Transmisiónutilizando el Modelo SDDP. Apoyo administrativo y logístico para la realizaciónde reuniones de comités técnicos regionalespresenciales y talleres de capacitación. Creación de la unidad de monitoreo de noticiasdel sector eléctrico regional.Ampliación Gerencia ComercialAmpliación CAFEquipos de aire acondicionado de Precisión31

ENTE OPERADOR REGIONALMejora en los procesos del Sistema de facturación,control de cuentas por cobrar y liquidación de lastransacciones de energía y cargos regionales delMER. Esta mejora ha permitido optimizar el tiempo deejecución de la facturación y liquidación del MER y elcontrol y seguimiento de los mismos.4.3. Gestión del recurso humanoEn cumplimiento de las políticas institucionales, se realizóla gestión integral del recurso humano, destacándose lassiguientes actividades: Reclutamiento, selección y contratación depersonal altamente capacitado. Coordinación y ejecución del 100% del plananual de capacitación, lo que permitió brindarentrenamiento al personal técnico, con el objetode prepararlos para la implementación delRMER y desarrollar habilidades en el uso de lasherramientas SIIM y SDDP. Así mismo, el personaladministrativo actualizó sus conocimientos acercade las reformas en materia tributaria y NormasInternacionales de Información Financiera (NIIF). Coordinación y desarrollo de actividades paramantener el buen clima institucional y fortalecerla cultura organizacional. Actualización de indicadores claves de gestión,los cuales fueron orientados al cumplimiento delos objetivos estratégicos de la institución. Realización y coordinación de la evaluación anualde desempeño del personal, la cual reportó unresultado sobresaliente para los profesionales delEOR. Clima y cultura organizacional del EOR:el objetivo del estudio fue conocer lapercepción del recurso humano respecto alas políticas institucionales; con base a ello,poder elaborar estrategias que promuevanun ambiente laboral que contribuya a mejorarcontinuamente los resultados institucionales.Para el año 2012, el estudio demostró unapercepción positiva y de compromiso del personalcon la instituciónCapacitación en procesos comerciales4.4. Estudios realizadosSe produjeron 2 importantes estudios por mediode consultorías independientes, las cuales rindieronresultados positivos para el EOR. Imagen institucional: el estudio mostró queexiste una buena proyección de la imagen delEOR; ya que la percepción de las personas einstituciones usuarias, fue positiva, sobresaliendoel trato humano y el predespacho regional.Presentación Resultados del estudio de ImagenInstitucional32

ENTE OPERADOR REGIONALSubestación 15 de septiembre33

ENTE OPERADOR REGIONAL5. Coordinación Administrativa deSubastas de Derechos de TransmisiónA mediados del año 2012, se incorporó a la estructuraorganizacional del EOR el área CoordinaciónAdministrativa de Subastas de Derechos de Transmisión,y se nombró al Ing. Manuel Sandoval como coordinadortitular. Dicha área se encargará de la organización de lassubastas de derechos de transmisión (DT) establecidasen la reglamentación regional.Las tareas previstas para el 2013 en esta coordinación,serán el reforzamiento del recurso humano y tecnológicopara el desempeño de las labores especializadas deesta área, con el propósito de iniciar la ejecución de lassubastas de DT en condiciones óptimas para cumplir losprocedimientos reglamentados.Adicionalmente, esta área se encargará de darseguimiento a los resultados de la consultoría queestá llevando actualmente la Comisión Regional de6. Eventos InstitucionalesTaller Normativa de Detalle Complementaria en la Implementación Gradual del RMEREn los meses de abril y mayo de 2012, el EOR coordinó trestalleres con el objetivo de presentar, explicar y enriquecerla normativa, considerando las opiniones y comentarios delos OS/OM. Los temas tratados en los talleres fueron:Interconexión Eléctrica sobre Desarrollo de los ContratosFirmes en el MER, cuyos resultados podrían impactar laregulación establecida sobre la asignación de Derechosde Transmisión. Escenarios y simulaciones que documentan y validanla aplicación de la normativa propuesta. Criterios de calidad, seguridad y desempeño (CCSD) regional SPTR. Escenarios y simulaciones que muestran la aplicaciónde la normativa propuesta.Los trabajos realizados en estos talleres permitieron la creación del Procedimiento de Detalle Comple mentario (PDC), elcual fue aprobado por la CRIE. Con este procedimiento se llenaron importantes vacíos que limitaban la implementacióndel RMER.Capacitación Análisis de Proyectos de Generación y Transmisión utilizando el Modelo SDDPEsta capacitación fue impartida en agosto de 2012 por los ingenieros Fernando Montoya y Oscar Jiménez, en el HotelCrowne Plaza, San Salvador, El Salvador.En está capacitación se contó con funcionarios de empresas del sector eléctrico, reguladores y operado res de losmercados eléctricos nacionales, represen tantes de instituciones guber namentales e inversionis tas, entre otros.34

ENTE OPERADOR REGIONAL consolidar los conocimientos básicos sobre el análisis deproyectos de generación y transmisión, así como de lasdiferentes metodologías empleadas para ello; conocer lasdiferentes tecnologías de generación; la metodología para transmisión y generación; y la metodología de minimizacióndel máximo arrepentimiento en el análisis de proyectos detransmisión.Taller Procesos Operativos para la realización del Predespacho RegionalEn septiembre de 2012, se realizó la reunión de trabajo presencial con miembros del comité técnico Comercial y el EORde las actividades para el Plan de Implementación del RMER y PDC. El objetivo de dicho taller fue realizar las siguientesactividades: Efectuar pruebas de envío de información tales comopredespachos nacionales, indisponibilidades y ofertas através del SIIM web por los OS/OM. Realizar ejercicios de balance de predespachosintegrados del modelo de predespacho regional. Efectuar simulaciones de los Procesos Operativos parala realización de predespacho regional, con cuatroposibilidad de replicar cada escenario para una semanacada uno y obtener un mes de simulación.Taller Sistema Integrado de Información del MER (SIIM) para OS/OMde capacitar a los encargados, técnicos y especialistas de losOS/OM en el uso de la interfaz del SIIM.El SIIM es la herramienta informática fundamental para laadministración del MER con el RMER y además, será el medioa través del cual los Agentes y OS/OM coordinarán con elEOR la información comercial del MER.Todo lo anterior, considerando las disposiciones regulatoriasnecesarias para la implementación inicial del RMER, que elEOR ha presentado para su correspondiente aprobación antela CRIE.35

ENTE OPERADOR REGIONALEstadísticas del Mercado Eléctrico RegionalDurante el periodo de enero a diciembre de 2012, el totalde energía neta comercializada fue de 307.5 Gigavatios- Mercado Regional fue Guatemala (47.37%), seguido por ElSalvador (24.89%).Por el lado de las compras de energía, El Salvador fue elpaís con las mayores importaciones de la región: compro52.35% de energía; seguido por Honduras, con 24.56%.Además, Honduras fue el país que menos vendió en laregión (0.35%) y Guatemala el que menos efectuó comprasen el MER (0.01%).La siguiente tabla contiene el resumen y detalle correspondientes a la energía comercializada (GWh) por país duranteel año 2012.Tal y como lo indica la tabla anterior, un total de 297.2 GWH provienen de transacciones del Mercado de Contratosregional, que representa el 97% de las transacciones de inyección y retiro en el MER.36

Transacciones de inyección y retiro en el Mercado Eléctrico RegionalENTE OPERADOR REGIONALEn el mes de diciembre de 2012, Panamá inyecto la mayor aportación de energía a la región con 27.42 GWh. Hondurasfue el país que menos Inyección total aportó a la región durante el 2012 con 1.08 GWh.TRANSACCIONES MENSUALES DE INYECCIÓN DE ENERGÍA (GWh)Respecto a los retiros de energía, el comportamiento mensual muestra que en el mes de enero 2012, El Salvador realizoel mayor retiro de energía de la región con 26.04 GWh. Guatemala es el país que menos retira energía del MER conapenas 0.03 GWh.TRANSACCIONES MENSUALES DE RETIRO DE ENERGÍA (GWh)37

ENTE OPERADOR REGIONALFLUJOS EN LAS INTERCONEXIONESLa mayor magnitud de energía se presenta en la predominante en sentido de norte a sur.En las interconexiones: Honduras–Nicaragua, Nicaragua–sentido de sur a norte.Peajes por pago de Transmisión 2012La tabla siguiente detalla los abonos de peajes en US$ que los países han percibido en concepto de transmisión deenergía por el uso de las líneas de interconexión correspondientes. Esta información contiene el pago por la tarifanominal de peaje mas el pago por congestión.El país que mas recibió abonos por peaje en 2012 fue El Salvador con $92,039.2 y el que menos recibió abonos por esterubro fue panamá con $ 6,063.6.38

ENTE OPERADOR REGIONALAbonos por Peaje (US$)Cargos variables de Transmisión (CVT) 2012La tabla siguiente detalla los abonos de CVT que han percibido los países en concepto de uso de las redes internas queles pertenecen. Esta información contiene el pago por la tarifa nominal de CVT mas el pago por congestión.El país que mas recibió abonos por CVT fue Nicaragua con $1,151,190.4 y el que menos recibió abonos por este rubrofue El Salvador con $ 17,629.8.Abonos por CVT (US$)Precios mensuales promedio de los nodos de la red de transmisión regional (2012)mercado de oportunidad.Se puede observar que el precio promedio mensual mas alto, corresponde al mes de marzo de 2012, con un valor de $201.47/ MWh.Precios Promedios por Mes39

ENTE OPERADOR REGIONALSitios electrónicos de interésAdministrador delMercado MayoristaAMMGuatemalawww.amm.org.gtUnidad de TransaccionesEl Salvadorwww.ut.com.svEmpresa Nacional deEnergía Eléctricawww.enee.gob.hnCentro Nacional de Despachode CargaENATRELwww.cndc.org.niCentro Nacional de Controlde Energía del ICE(CENCE ICE)http://appcenter.grupoice.com/CenceWeb/Empresa de TransmisiónEléctricawww.etesa.com.paComisión Regional deInterconexión EléctricaCRIEwww.crie.org.gtde la Redwww.eprsiepac.comConsejo de Electrificaciónde América CentralCEACwww.ceaconline.orgSistema de la IntegraciónCentroamericanaSICAwww.sica.intBanco Interamericanode DesarrolloBIDwww.iadb.orgComisión Económicapara América Latina ywww.eclac.orgComisión Federal deElectricidadwww.cfe.gob.mxInterconexiónEléctrica S.A.www.isa.com.cowww.proyectomesoamerica.orgInterconexión Eléctricawww.interconexioncp.com40