reprogramaciÓn de largo plazo versiÓn … · para el periodo 2011-2016 se tuvo un crecimiento de...

ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

COORDINACIÓN DE PLANIFICACIÓN

GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO VERSIÓN DEFINITIVA

NOVIEMBRE 2017 – ABRIL 2018




Contenido

1 PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO

NOVIEMBRE 2017- ABRIL 2018 .................................................................................................................... 6

1.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I ............................ 6

1.1.1 Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda. .............................................................. 6

1.1.2 Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda. ................................................. 6

1.1.3 Disgregación De La Demanda ...................................................................................................... 8

1.2 CONDICIONES HIDROLÓGICAS ................................................................................................. 9

1.2.1 Estimación para el S.N.I. .............................................................................................................11

1.3 OFERTA ..........................................................................................................................................11

1.4 MANTENIMIENTOS .....................................................................................................................15

1.5 EXPORTACIONES E IMPORTACIONES ....................................................................................15

1.5.1 Exportaciones ..............................................................................................................................15

1.5.2 Importaciones ..............................................................................................................................15

1.6 COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL ..............................................................16

1.7 MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA ..........................................................................17

1.8 EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES ..........................................................18

1.8.1 Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Reprogramación de Largo Plazo ................18

1.8.2 Coeficiente de requerimiento adicional de la demanda (CAD). ..................................................20

1.9 CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DE

LARGO PLAZO ...........................................................................................................................................20

2 RESULTADOS .........................................................................................................................................21

2.1 PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. NOV 2017- ABR 2018 ........................21

2.2 COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA NOV 2017- ABR 2018 .........................................................23

2.3 REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2017-2018 ...................................................................24

2.4 COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA

MÁXIMO DECLARABLE ...........................................................................................................................25

2.5 COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO...........................................25

2.6 COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE

ESTACIONAL ..............................................................................................................................................26

2.7 IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DE

OFERTA HIDROELÉCTRICA ....................................................................................................................27

2.8 CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA .........................................................28

2.9 MANTENIMIENTOS MAYORES .................................................................................................28




2.9.1 Mantenimientos De Generación ..................................................................................................28

2.9.2 Mantenimientos De Transmisión 2017-2018...............................................................................34

3 CONCLUSIONES .....................................................................................................................................38

4 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA ......................................................................38

5 CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS ...................38

5.1 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80% ....................39

5.2 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95% ....................40

6 INFORME TÉCNICO DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y

SISTEMAS SECUNDARIOS CORRESPONDIENTE AÑO ESTACIONAL 2017-2018 ..............................41

6.1 RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................41

6.2 RESULTADOS DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN .....42

6.3 METODOLOGÍA ............................................................................................................................42

6.4 PREMISAS CONSIDERADAS PARA LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO ............................42

6.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ........................................................................................43

6.6 METODOLOGÍA EMPLEADA PARA LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CNEE 30-98

53

6.7 COMENTARIOS DEL ESTUDIO ..................................................................................................54

6.8 OPINIÓN TÉCNICA .......................................................................................................................54

6.9 ANEXO 1. RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 30-98. ................55

7 INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE RESERVA

RÁPIDA ............................................................................................................................................................58

7.1 OBJETIVO ......................................................................................................................................59

7.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................................59

7.3 ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL SNI ...................................................................................59

7.4 REQUERIMIENTO DE RRA .........................................................................................................60

7.4.1 Criterios .......................................................................................................................................60

7.4.2 Rango Técnico de la RRa ............................................................................................................60

7.5 RELACIÓN CENS CONTRA RRA ................................................................................................62

7.6 CONCLUSIONES ...........................................................................................................................63

7.7 RECOMENDACIONES ..................................................................................................................63

Ilustraciones

Ilustración 1: Crecimiento de la Energía y Potencia ........................................................................................... 6 Ilustración 2: Relación entre la Energía, Potencia y PIB .................................................................................... 7 Ilustración 3: Estadística descriptiva del modelo de proyección ........................................................................ 8 Ilustración 4 Composición de la energía nov 2017 - abr 2018 ..........................................................................23 Ilustración 5 Composición de la energía nov 2017 - abr 2018 ..........................................................................23




Ilustración 6 Composición de la energía renovable nov 2017 - abr 2018 ........................................................23 Ilustración 7 Producción de energía parque generador hidráulico S.N.I. ..........................................................27 Ilustración 8 Diagrama Unifilar SST TRELEC – San José ...............................................................................43 Ilustración 9 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 - PQP ...................................................................................43 Ilustración 10 Diagrama Unifilar Sistemas Secundarios de Transmisión La Unión, Santa Lucía y Santa Ana.

...........................................................................................................................................................................45 Ilustración 11 Diagrama Unifilar SST Mayan Golf – La Libertad ....................................................................45 Ilustración 12 Diagrama Unifilar SST Laguna – Textiles del Lago. .................................................................46 Ilustración 13 Diagrama Unifilar SST TRELEC – El Salto ..............................................................................46 Ilustración 14 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Concepción ........................................................................47 Ilustración 15 Diagrama Unifilar SST Palín – Viento Blanco – Ortitlán y Palín 2. ..........................................47 Ilustración 16 Diagrama Unifilar SST Río Bobos .............................................................................................48 Ilustración 17 Diagrama Unifilar SST Telemán - Secacao. ...............................................................................48 Ilustración 18 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 – Tampa. ............................................................................49 Ilustración 19 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - IRTRA. .......................................................................49 Ilustración 20 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes – San Isidro ...................................................................50 Ilustración 21 Diagrama Unifilar SST ETCEE – El Porvenir ...........................................................................50 Ilustración 22 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - México ........................................................................51 Ilustración 23 Diagrama Unifilar SST Duke Energy .........................................................................................51 Ilustración 24 Diagrama Unifilar SST TREO - Xacbal .....................................................................................52 Ilustración 25 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Trinidad B5 ........................................................................52 Ilustración 26 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Las Vacas ..........................................................................53

Tablas

Tabla 1 Oferta total por tecnología ....................................................................................................................11 Tabla 2 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Centrales Hidroeléctricas) ....................12 Tabla 3 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Turbina de Gas) ....................................12 Tabla 4 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Motores de Combustión Interna) ..........12 Tabla 5 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Centrales de Vapor) ..............................13 Tabla 6 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Fotovoltaica y Eólica) ..........................13 Tabla 7 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Geotérmicas) ........................................13 Tabla 8 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Ingenios azucareros) .............................13 Tabla 9 Generadores Distribuidos Renovables ..................................................................................................14 Tabla 10 Costos Variables mensuales proyectados ($/MWh) ...........................................................................17 Tabla 11 Criterio de CENS ................................................................................................................................18 Tabla 12Costo Operativo del CENS trimestre de agosto 2017 a octubre 2017 .................................................18 Tabla 13 Costo Marginal por bloque horario semanal ($/MWh) ......................................................................26 Tabla 14 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Geotérmicas) ....................................................................................................................................................28 Tabla 15 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(eólicas) .............................................................................................................................................................28 Tabla 16 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Turbinas de Gas) ..............................................................................................................................................28 Tabla 17 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Turbinas de Vapor 100% carbón) ....................................................................................................................29 Tabla 18 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Ingenios Cogeneradores) ..................................................................................................................................29 Tabla 19 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Motores Reciprocantes) ...................................................................................................................................29




Tabla 20 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Centrales Hidroeléctricas 1) .............................................................................................................................30 Tabla 21 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Centrales Hidroeléctricas 2) .............................................................................................................................31 Tabla 22Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Centrales Hidroeléctricas 3) .............................................................................................................................32 Tabla 23 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018

(Centrales Hidroeléctricas 4) .............................................................................................................................33 Tabla 24 Elementos de Transmisión del Sistema Secundario que deben ser considerados Sistema Principal ..42 Tabla 25 Márgenes de Reserva Rodante 22 de marzo 2,017 (MW) ..................................................................60 Tabla 26 Flujo en la Interconexión septiembre 2,017 .......................................................................................61 Tabla 27 Flujo en la Interconexión marzo 2,018 ...............................................................................................61 Tabla 28 Máquina de Falla ................................................................................................................................62 Tabla 29 Remuneración por RRa (referencia) ...................................................................................................62 Tabla 30 Ahorro en 100% CENS por un período de uso de RRa actual ...........................................................62 Tabla 31 Relación de la remuneración por RRa en un mes (Ref. enero 2,017) contra el ahorro en 100 %CENS

por un período de uso de la RRa .......................................................................................................................62

6 /7

1 PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO NOVIEMBRE 2017- ABRIL 2018

1.1 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I

1.1.1 Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda.

A partir del año 1,985 la Demanda de Energía Eléctrica muestra un crecimiento considerable y constante, el

cual se mantuvo hasta el año 2007 presentando un promedio incremental de 7.6 %, a partir del año 2008 al

2010 se presentó una desaceleración de tal forma que el promedio de crecimiento para la potencia fue de

0.58% y para la energía de 1.39 %. Para el periodo 2011-2016 se tuvo un crecimiento de 2.5% para la

potencia y 3.96% para la energía, como se puede observar en Ilustración 1: Crecimiento de la Energía y

Potencia.

1.1.2 Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda. El modelo de proyección de potencia y energía, busca caracterizar de la forma más apegada a la realidad, la

dependencia de la demanda con su propio histórico reciente y las variables que representen el comportamiento

esperado de la actividad económica para el periodo de estimación de la proyección.

En el análisis para la formulación se investigaron las siguientes variables:

Variables dependientes: Demanda Máxima del Año Estacional y Demanda de Energía anual.

Variables independientes: Producto Interno Bruto en precio constante de 2001.

Ilustración 1: Crecimiento de la Energía y Potencia

7 /7

Según datos proporcionados por la Sección de Cuentas Nacionales del Banco de Guatemala, el Producto

Interno Bruto esperado para el año 2017 es de 3.44% y debido a la variación leve que se ha presentado en los

últimos dos años se considera el mismo porcentaje para la modelación de los años subsiguientes.

Los modelos econométricos probados fueron tanto de regresión simple como de regresión múltiple, se

realizaron también pruebas con modelo autorregresivo integrado de medía móvil (ARIMA) con un nivel de

confianza de 0.95.

Y el modelo final que se acopla de mejor manera a la proyección global de la demanda es el siguiente:

El modelo utilizado tiene la capacidad de simular la situación esperada acoplándose con lo sucedido. Con el

objetivo de evaluar los mejores coeficientes para cada uno de los diferentes órdenes simulados se realizó una

suavización de los datos, no podemos considerar como muestra la totalidad de los datos con los que se cuente,

ya que el modelo no podría evaluar años en los que no se poseen datos para comparar el orden p del modelo

(AR) que se está trabajando. Adicionalmente para evaluar los coeficientes de correlación resultantes para los

diferentes órdenes, es recomendable realizarlo con la misma muestra de datos.

La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB proyectado base. La potencia máxima a generar

estimada para el periodo es de 1,788.005 MW (3.32%), la cual se espera en marzo de 2018 y la demanda de

energía proyectada es de 5398.05 GWh (3.96%).

Ilustración 2: Relación entre la Energía, Potencia y PIB

8 /7

En la Ilustración 3: Estadística descriptiva del modelo de proyección se puede inferir que el coeficiente

Durbin-Watson indica que no existe correlación entre los datos y adicionalmente se infiere que debido al

valor de que es cercano a 1, los datos se ajustan a la curva proyectada.

Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de 0.689. Esto se visualiza en la siguiente tabla.

POTENCIA ENERGÍA FACTOR DE

MW GWh CARGA

1,788.005 5,398.05 0.695

1.1.3 Disgregación De La Demanda

Para la correcta representación de la demanda en la optimización del despacho, esta fue representada en 9

bloques, los cuales representan los escalones de demanda, a continuación, se presenta la disgregación de los

mismos para una semana, teniendo en cuenta que el bloque 1 representa la demanda máxima del mes:

Ilustración 3: Estadística descriptiva del modelo de proyección

9 /7

1.2 CONDICIONES HIDROLÓGICAS

Análisis del Océano Pacífico

Según el boletín para el mes de septiembre de 2017 del Centro Internacional para la Investigación del

Fenómeno de El Niño (CIIFEN), en agosto, la Temperatura Superficial del Mar (TSM) en el Pacífico Tropical

central y oriental presentó fuerte tendencia hacia valores fríos, presentando temperatura por debajo de lo

normal en –1.0ºC. En el Caribe la TSM presentó valores sobre lo normal para el mes (alrededor de +1.0ºC); la

TSM promedio en El Caribe fue de alrededor de 30ºC. A partir de la segunda quincena de julio, por debajo

de la superficie del mar en el Pacífico ecuatorial central, entre 100 y 200 m de profundidad, se inició el

descenso de la temperatura sub-superficial del mar, al tiempo que se incrementa el tamaño del área fría sub-

superficial; para fines de agosto el área fría sub-superficial abarca desde el Pacífico central hasta las

Islas Galápagos, alcanzando valores de hasta -2.0ºC por debajo del valor normal.

La temperatura del mar en las regiones “Niño” presentó valores bajo lo normal en casi todas las regiones,

exceptuando la región “Niño 4”, que estuvo +0.2ºC sobre lo normal.

El contenido de calor promedio en la capa superior del océano (0-300m) en el Pacífico ecuatorial central,

durante el primer semestre de 2017 mostró un pequeño incremento de temperatura (+0.4ºC), ocurrida en el

sector del Pacífico central, entre 180 – 100ºW, presentando valores máximos en marzo, mayo y julio. Hacia

finales de julio, se inicia un rápido descenso de la temperatura del mar (anomalía de-0.2ºC) la que se

intensificó hacia fines de agosto alcanzando –0.5ºC.

Las condiciones atmosféricas se caracterizaron por la persistencia, desde el año anterior, de anomalías

positivas de OLR (signo de baja generación de nubes) alrededor del Pacífico ecuatorial; mientras anomalías

negativas de la OLR (signo de alta generación de nubes) se han mantenido en el extremo occidental del

océano Pacífico y sobre la región de Indonesia. En cuanto a los vientos zonales (vientos en sentido este-

oeste) cerca de la superficie del Pacífico ecuatorial (850hPa), de lo que va el presente año 2017 en el Pacífico

oriental han prevalecido las anomalías del viento del oeste; mientras que, en el Pacífico central prevalecieron

las anomalías de los vientos del este.

Las condiciones en el Pacífico Tropical, evidencian como es de esperarse, una respuesta atmosférica que

influye sobre Centro y

Sudamérica en la distribución y cantidad de las precipitaciones.

La evolución de las variables oceánicas y atmosféricas, por el momento favorecen el establecimiento de

condiciones neutrales en el Pacífico Tropical, es decir que por el momento las probabilidades para El Niño y

para La Niña, son bajas; sin embargo, el Pacífico Ecuatorial Central y Oriental durante agosto evidenciaron

reducción de la temperatura del mar tanto en superficie como a nivel sub-superficial, revelando hasta -2.0ºC

por debajo del valor característico.

Las predicciones indican que durante septiembre - noviembre 2017 existen mayores probabilidades de lluvia

sobre lo normal al sur del Orinoco, en los llanos centrales y la región andina de Venezuela; en las estribación

oriental de la región andina de Colombia; en las Islas Galápagos y en el centro de la región andina del

Ecuador; en la región nororiental y en la región central de los Andes del Perú; en la región de Los Valles en

Bolivia; mayores probabilidades de lluvia bajo lo normal al Este de los Andes, en la zona central Norte, en el

delta del Orinoco y regiones llaneras próximas y en una pequeña región del Sudeste en el altiplano de la Gran

Sabana en Venezuela; a lo largo del callejón Interandino, en el extremo norte y en la región del Caribe en

Colombia; en el extremo sur de la región del Altiplano y Cordillera Oriental en Bolivia; en la región central

de Chile: en el centro y sur del Par aguay y en gran parte de la región Centro Oeste, región Sudeste y Noreste

del Brasil. En cuanto las predicciones para la TSM para el período septiembre–noviembre 2017 prevén que en

Pacífico Ecuatorial central y oriental estará en condiciones entre neutras a ligeramente frías.

10 /7

Guatemala

En la primera quincena del mes de agosto las lluvias fueron deficitarias en Regiones de Oriente y Meseta

Central del país, coincidiendo con la segunda parte de la canícula estadísticamente entre el 5 y 15 de agosto.

A partir de la segunda quincena del mes de agosto las lluvias se incrementaron para alcanzar su segundo

máximo de lluvia en el mes de septiembre.

Las lluvias presentadas en septiembre y esperadas en octubre se asocian a: lluvias locales, paso constante de

ondas del este, activación y acercamiento en latitud de la Zona de Convergencia Intertropical (ZCIT), estas

condiciones favorecen a que puedan presentarse días con abundante nubosidad, lloviznas y/o lluvias

intermitentes (temporal).

Aunque se prevé un mes de octubre lluvioso, no se descarta que la época lluviosa finalice entre el 15 y 25 de

octubre en la meseta Central y Oriente del país. Así mismo en la segunda quincena de octubre se espera la

incursión de viento del Norte, asociado al desplazamiento de sistemas de latitudes medias, Frentes Fríos,

favoreciendo a lluvias principalmente en la vertiente del golfo de México.

Para Octubre 2017, las perspectivas del clima, como escenarios más probables, se prevén de la siguiente

manera:

Arriba de lo normal: Parte de Petén, Franja Transversal del Norte, Quetzaltenango, San Marcos,

Huehuetenango, Retalhuleu, Escuintla, Suchitepéquez y Sololá.

En el rango normal: Departamentos de Oriente, Meseta Central y Sur Oriente.

11 /7

1.2.1 Estimación para el S.N.I.

Teniendo en cuenta:

a. El pronóstico mencionado anteriormente para Guatemala, de previsión de condiciones normales a

favorables para las lluvias en las regiones del país en donde se encuentran las cuencas de las

centrales hidroeléctricas

b. Considerando que para el resto del año estacional no se prevé la ocurrencia de condiciones Niño y

Niña en el Pacífico ecuatorial y

c. La ocurrencia de caudales al final de la época lluviosa en el territorio nacional y la extensión de la

misma hasta la tercera semana de octubre

Para esta reprogramación definitiva se procede a utilizar el modelo estocástico de estimación de caudales

a fin de simular 50 escenarios hidrológicos mediante series sintéticas, presentando el resultado de las

series hidrológicas que representan una producción arriba del promedio de la producción del parque

generador hidráulico, siendo estas las series 13,18 y 24, adicionalmente se estará monitoreando la

evolución de las variables meteorológicas para actualizarse en la programación mensual

1.3 OFERTA

Para la realización de esta programación se considera disponible el parque generador a septiembre de 2017,

que por tecnología presenta los siguientes valores:

A continuación, se presenta el detalle de la misma.

Tabla 1 Oferta total por tecnología

12 /7

HIDROELÉCTRICAS 1379.52 1288.22

CHIXOY 5 300.000 279.256 27 de noviembre de 1983San Cristóbal

VerapazAlta Verapaz N/A

HIDRO XACBAL 2 94.000 100.004 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N/A

PALO VIEJO 2 85.000 87.381 31 de mayo de 2012 San Juan Cotzal Quiché N/A

AGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de 1982Pueblo Nuevo

ViñasSanta Rosa N/A

JURÚN MARINALÁ 3 60.000 59.896 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N/A

RENACE 1 3 68.100 66.788 marzo de 2004San Pedro

CarcháAlta Verapaz N/A

EL CANADÁ 2 48.100 47.203 23 de noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N/A

LAS VACAS 2 39.000 41.004 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N/A

EL RECREO 2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N/A

SECACAO 1 16.500 16.307 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N/A

LOS ESCLAVOS 2 15.000 13.682 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N/A

MONTECRISTO 2 13.500 13.037 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N/A

PASABIEN 2 12.750 12.429 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N/A

MATANZAS 1 12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/A

POZA VERDE 3 12.510 9.556 22 de junio de 2005Pueblo Nuevo


RIO BOBOS 1 10.000 10.533 10 de agosto de 1995 Morales Izabal N/A

CHOLOMA 1 9.700 9.527 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N/A

SANTA TERESA 2 17.000 16.686 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapaz N/A

PANAN 3 7.320 7.486 18 de septiembre de 2011San Miguel

PanánSuchitepéquez N/A

SANTA MARÍA 3 6.000 6.029 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N/A

PALÍN 2 2 5.800 3.924 julio de 2005 Palín Escuintla N/A

CANDELARIA 1 4.600 4.433 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N/A

SAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/A

EL CAPULÍN 2 3.500 0.000 1990 Siquinalá Escuintla N/A

EL PORVENIR 1 2.280 2.146 septiembre de 1968 San Pablo San Marcos N/A

EL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla Escuintla N/A

CHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta Verapaz N/A

SAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San Jerónimo Baja Verapaz N/A

VISION DE AGUILA 2 2.070 2.080 29 de diciembre de 2013 Cobán Alta Verapaz N/A

EL MANANTIAL 1 3 3.780 3.302 22 de febrero de 2015Nuevo San

CarlosRetalhuleu N/A

EL MANANTIAL 2 8 27.420 21.861 22 de febrero de 2015 El Palmar Quetzaltenango N/A

EL COBANO 2 11.000 8.851 29 de febrero de 2015Pueblo Nuevo


OXEC 2 26.100 24.8381 de noviembre de 2015,

8 de noviembre de 2015

CahabónAlta Verapaz N/A

HIDROELECTRICA LA LIBERTAD 1 9.440 9.554 20 de marzo de 2016 Colomba Quetzaltenango N/A

RENACE II 4 114.784 113.964 3 de abril de 2016San Pedro


RAAXHA 2 5.100 5.10015 de mayo de 2016 y 19 de junio

de 2016

ChisecAlta Verapaz N/A

HIDROELECTRICA LAS FUENTES 2 2 14.170 13.733 22 de mayo de 2016 El Palmar Quetzaltenango N/A

HIDROELECTRICA EL CAFETAL 2 7.776 8.487 29 de mayo de 2016 Purulhá Baja Verapaz N/A

RENACE III 3 108.000 62.198 27 de noviembre de 2016San Pedro


EL RECREO II 2 24.440 24.440 30 de octubre 2016 El Palmar Quetzaltenango N/A

HIDRO XACBAL DELTA 2 60.000 58.404 30 de julio de 2017 Chajul Quiché N/A

POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE

PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O

MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO

TURBINAS DE GAS 250.850 135.809

TAMPA 2 80.000 75.771 1995 Escuintla Escuintla Diesel

STEWART & STEVENSON 1 51.000 21.459 24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla Diesel

ESCUINTLA GAS 3 1 35.000 0.000 1976 Escuintla Escuintla Diesel

ESCUINTLA GAS 5 1 41.850 38.579 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla Diesel

UBICACIÓN




MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 581.858 450.469

ARIZONA 10 160.000 160.755 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla Bunker

PUERTO QUETZAL POWER 10 59.000 56.794 1993 Puerto Quetzal Escuintla Bunker

LAS PALMAS 5 66.800 67.018 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla Bunker

GENOR 4 46.240 40.618 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal Bunker

SIDEGUA 10 44.000 0.000 1995 Escuintla Escuintla Bunker

GENERADORA DEL ESTE 10 70.000 69.982 1996 Amatitlán Guatemala Bunker

GENERADORA PROGRESO 6 21.968 0.000 1993 Sanarate El Progreso Bunker

ELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.326 noviembre de 2003 Amatitlán Guatemala Bunker

TERMICA 2 15.300 14.120 30 de abril de 2017 Chimaltenango Chimaltenango Bunker

GECSA 2 2 37.800 0.000 12 octubre 2008 Chimaltenango Chimaltenango Bunker

COENESA 5 10.000 5.957 Septiembre de 2008 El Estor Izabal Diesel

ELECTRO GENERACIÓN CRISTAL BUNKER 2 5.000 4.195 13 de octubre de 2016 Santa Elena Petén Bunker

INTECCSA BUNKER 2 5.000 0.000 Santa Elena Petén Bunker

INTECCSA DIESEL 5 6.400 0.000 14 de julio de 1994 Santa Elena Petén Diesel

GENOSA 3 18.600 14.704 14 de julio de 2013 Puerto San José Escuintla Bunker

UBICACIÓN

Tabla 2 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Centrales Hidroeléctricas)

Tabla 3 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Turbina de Gas)

Tabla 4 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Motores de Combustión Interna)

13 /7




TURBINAS DE VAPOR 584.700 545.288

SAN JOSÉ 1 139.000 138.087 01 enero de 2000 Masagua Escuintla Carbón

LA LIBERTAD 1 20.000 17.382 17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala Carbón

ARIZONA VAPOR 1 12.500 3.285 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla N/A

LAS PALMAS II 2 83.000 76.347 13 de mayo de 2012 Escuintla Escuintla Carbón

GENERADORA COSTA SUR 1 30.200 30.249 11 de agosto de 2013 Guanagazapa Escuintla Carbón

JAGUAR ENERGY 2 300.000 279.93821 de junio de 2015 y 2 de agosto de 2015 Masagua Escuintla Carbón

UBICACIÓN




SOLAR FOTOVOLTAICA 80.000 80.000

HORUS 1 8 50.000 50.000 9 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A

HORUS 2 3 30.000 30.000 26 de julio de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A

EÓLICAS 75.900 75.000

SAN ANTONIO EL SITIO 16 52.800 51.900 19 de abril de 2015 Villa Canales Guatemala N/A

VIENTO BLANCO 7 23.100 23.100 6 de diciembre de 2015 San Vicente Pacaya Escuintla N/A

UBICACIÓN




GEOTÉRMICAS 49.200 33.561

ORZUNIL 7 24.000 12.728 20 de agosto de 1999 Zunil Quezaltenango N/A

ORTITLAN 2 25.200 20.833 01 julio 2007 San Vicente Pacaya Escuintla N/A

UBICACIÓN




INGENIOS AZUCAREROS 1010.250 677.820

MAGDALENA Varias 75.000 73.480 1994La Democracia

Escuintla Biomasa/Bunker

MAGDALENA EXCEDENTES 1 35.000 15.620 2005-2006 La Democracia Escuintla Biomasa

BIOMASS 2 119.000 95.720B-6 15 de marzo de 2013 y B-7 14/09/2014La Democracia Escuintla Biomasa/Carbón

PANTALEÓN Varias 48.000 15.742 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/Bunker

PANTALEÓN EXCEDENTES 1 22.000 0.000 2005 Siquinalá Escuintla Biomasa

PANTALEÓN BLOQUE 3 1 66.800 44.258 31 de julio de 2016 Siquinalá Escuintla Biomasa

LA UNIÓN Varias 68.500 37.958 1995

Santa Lucía

Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Bunker

LA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009

Santa Lucía

Cotzumalguapa Escuintla Biomasa

SANTA ANA BLOQUE 1 Varias 40.000 36.205 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/Bunker

SANTA ANA BLOQUE 2 1 64.200 45.339 18 de enero de 2015 Escuintla Escuintla Biomasa/Carbón

MADRE TIERRA BLOQUE 1 2 28.000 17.066 1996

Santa Lucía

Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Bunker

GENERADORA SANTA LUCIA 1 44.000 44.889 9 de noviembre de 2014

Santa Lucía

Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Carbón

CONCEPCIÓN Varias 27.500 20.574 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/Bunker

TULULÁ 2 31.000 7.265 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa/Bunker

TULULÁ 4 1 19.000 9.465 24 de mayo 2013 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa

TRINIDAD 2 21.000 0.000

U1 febrero de 2009 , U2 enero

2011

Masagua

Escuintla Biomasa

TRINIDAD 3 1 19.800 13.669 noviembre 2011,octubre 2012 Masagua Escuintla Biomasa/Bunker

TRINIDAD 4 1 46.000 34.638 1 de mayo de 2015 Masagua Escuintla Biomasa/Carbón

TRINIDAD 5 1 46.000 46.142 30 octubre de 2016 Masagua Escuintla Biomasa/Carbón

SAN DIEGO 1 5.000 0.000 diciembre de 2004 Escuintla Escuintla Biomasa

EL PILAR 2 10.500 0.000 18 de marzo 2012

San Andrés Villa

Seca Retalhuleu Biomasa/Bunker

EL PILAR 3 1 22.850 13.747 1 de marzo de 2013

San Andrés Villa

Seca Retalhuleu Biomasa/Bunker

PALO GORDO 1 30.900 0.000

1 de marzo de 2013 Y 9 de

noviembre de 2014

San Antonio

Suchitepéquez Suchitepéquez Biomasa/Carbón

PALO GORDO BLOQUE 2 1 46.000 42.981 8 de noviembre de 2015

San Antonio

Suchitepéquez Suchitepéquez Biomasa/Carbón

SAN ISIDRO 1 64.200 57.419 1de mayo de 2016 Champerico Retalhuleu Biomasa/Carbón

UBICACIÓN

Tabla 5 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Centrales de Vapor)

Tabla 8 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Ingenios azucareros)

Tabla 6 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Fotovoltaica y Eólica)

Tabla 7 Capacidad instalada en el Sistema Nacional Interconectado (Geotérmicas)

14 /7




GENERADOR DISTRIBUIDO RENOVABLE 123.130 114.830HIDROELECTRICA SANTA ELENA 2 0.560 0.560 1 de diciembre de 2008 Escuintla Escuintla N/A

KAPLAN CHAPINA1 2.000 2.000 1 de junio 2009

Pueblo Nuevo

ViñasSanta Rosa

N/A

HIDROELECTRICA CUEVA MARIA 1 Y 2 5 4.950 4.950 1 de octubre de 2009 Cantel Quetzaltenango N/A

HIDROELECTRICA LOS CERROS1 1.250 1.250 1 de febrero de 2010

San José El

RodeoSan Marcos

N/A

HIDROELECTRICA COVADONGA2 1.600 1.500 1 de julio de 2010

Nuevo San

CarlosRetalhuleu

N/A

HIDROELECTRICA JESBON MARAVILLAS 2 0.750 0.750 1 de agosto de 2010 Malacatán San Marcos N/A

CENTRAL GENERADORA EL PRADO (Sn Ant Morazán) 1 0.500 0.500 1 de diciembre de 2010 Colomba Quetzaltenango N/A

HIDROELECTRICA FINCA LAS MARGARITAS5 0.438 0.438 1 diciembre de 2010

San Francisco

ZapotitlánSuchitepéquez

N/A

HIDROPOWER SDMM 1 2.160 1.881 1 de abril de 2011 Escuintla Escuintla N/A

HIDROELECTRICA LA PERLA1 3.700 3.799 1 de octubre de 2011

San Miguel

TucurúAlta Verapaz

N/A

HIDROELECTRICA SAC-JA 2 2.000 2.000 1 de octubre 2011 Purulhá Baja Verapaz N/A

HIDROELECTRICA SAN JOAQUIN1 0.950 0.800 1 de enero 2012

San Cristóbal

VerapazAlta Verapaz

N/A

HIDROELECTRICA LUARCA 2 0.510 0.510 16 de junio 2012 Mazatenango Suchitepéquez N/A

HIDROELECTRICA FINCA LAS MARGARITAS FASE 21 1.710 1.600 22 de agosto de 2012

San Francisco


N/A

HIDROELECTRICA EL LIBERTADOR 1 2.000 2.041 24 de noviembre de 2013 Chiquimulilla Santa Rosa N/A

HIDROELECTRICA LAS VICTORIAS 2 1.200 1.000 26 de febrero de 2013 Masagua Escuintla N/A

EL CORALITO 1 2.100 1.479 1 de julio de 2013 Santa Bárbara Suchitepéquez N/A

EL ZAMBO1 0.980 0.980 28 de julio de 2013

San Francisco


N/A

GENERADORA DEL ATLANTICO VAPOR 1 2.603 2.603 8 de diciembre de 2013 Morales Izabal Biomasa

GENERADORA DEL ATLANTICO BIOGAS 3 1.300 1.275 8 de diciembre de 2013 Morales Izabal Biogas

HIDROELECTRICA MONTE MARIA2 0.691 0.691 1 de enero de 2014

Sn Juan

AlotenangoSacatepequez

N/A

HIDROELECRICA HIDROAGUNA1 2.000 2.086 5 de abril de 2014

Santa Lucía

CotzumalguapaEscuintla

N/A

CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA SIBO 5 5.000 5.000 1 de mayo de 2014 Estanzuela Zacapa Fotovoltaica

HIDROELECTRICA LA PAZ 2 0.950 0.950 17 deagosto de 2014 Masagua Escuintla N/A

HIDROELECTRICA EL IXTALITO 1 1.634 1.597 14 de septiembre de 2014 Nuevo Progreso San Marcos N/A

HIDROELECTRICA GUAYACAN 2 2.900 2.700 9 de noviembre de 2014 Taxisco Santa Rosa N/A

HIDROELECTRICA TUTO DOS 1 0.960 0.960 18 de noviembre de 2014 La Libertad Huehuetenango N/A

HIDROELECTRICA SANTA TERESA1 2.171 2.058 16 de enero de 2015

San Lucas

TolimánSololá

N/A

HIDROELECTRICA EL PANAL 1 2.500 2.500 12 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A

HIDROELECTRICA PACAYAS2 5.000 5.000 25 de marzo de 2015

San Cristóbal

VerapazAlta Verapaz

N/A

BIOGAS VERTEDERO EL TREBOL 1 1.200 1.018 25 abril de 2015 Guatemala Guatemala Biomasa

HIDROELECTRICA SAMUC1 1.200 1.200 14 de mayo de 2015

San Cristobal

VerapazAlta Verapaz

N/A

HIDROELECTRICA CONCEPCION1 0.150 0.150 19 de julio de 2015

Nuevo San

CarlosRetalhuleu

N/A

GAS METANO GABIOSA 1 1.056 1.056 19 de julio de 2015 La Gomera Escuintla Biomasa

HIDROELECTRICA SAN JOSE1 0.430 0.430 30 de julio de 2015

San Cristobal

VerapazAlta Verapaz

N/A

HIDROELECTRICA PEÑA FLOR 1 0.499 0.499 27 de octubre de 2015 Pueblo Nuevo Suchitepéquez N/A

HIDROELECTRICA SANTA ANITA 1 1.560 1.560 21 de diciembre de 2015 Villa Canales Guatemala N/A

HIDROELECTRICA CERRO VIVO 1 2.400 2.113 24 de enero de 2016 Chinautla Guatemala N/A

HIDROELECTRICA MAXANAL 1 2.800 2.800 16 de febrero de 2016 Santa Bárbara Suchitepequez N/A

HIDROELECTRICA LAS UVITAS 1 1.870 1.870 16 de marzo de 2016 Yepocapa Chimaltenango N/A

HIDROELECTRICA EL CONACASTE 1 3.000 3.000 11 de mayo de 2016 Mazatenango Suchitepequez N/A

HIDROELECTRICA EL BROTE 2 3.700 3.700 3 de agosto de 2016 Chicacao Suchitepequez N/A

HIDROELECTRICA FINCA LORENA2 4.200 4.482 14 de agosto de 2016

Sn Rafael Pie de

la CuestaSan Marcos

N/A

HIDROELECTRICA MOPA 1 0.975 0.975 20 de noviembre de 2016 Genova San Marcos N/A

HIDROELECTRICA LOS PATOS 2 5.000 4.63029 de noviembre de 2016 y 25 de junio de 2017Pajapita San Marcos N/A

HIDROELECTRICA EL COROZO 2 0.900 0.900 23 de enero de 2017 Samayac Suchitepequez N/A

HIDROELECTRICA MIRAFLORES1 0.837 0.837 12 de febrero de 2017

San Rafael Pie

de la CuestaSan Marcos

N/A

HIDROELECTRICA LA CEIBA 1 1 0.700 0.686 16 de febrero de 2017 Colomba Quetzaltenango N/A

PROYECTO HIDROELECTRICO EL SALTO MARINALA 5 5.000 5.000 27 de febrero de 2017 Escuintla Escuintla N/A

HIDROELECTRICA CARMEN AMALIA 1 0.686 0.686 7 de marzo de 2017 Colomba Quetzaltenango N/A

PEQUEÑA HIDROELECTRICA XOLHUITZ 1 2.300 2.300 7 de marzo de 2017 Nuevo Progreso San Marcos N/A

GRANJA SOLAR TAXISCO 4 1.800 1.500 15 de marzo de 2017 Taxisco Santa Rosa N/A

GRANJA SOLAR EL JOBO 4 1.200 1.000 15 de marzo de 2017 Taxisco Santa Rosa N/A

GRANJA SOLAR LA AVELLANA 4 1.200 1.000 15 de marzo de 2017 Moyuta Jutiapa N/A

GRAJA PEDRO DE ALVARADO 4 1.800 1.500 15 de marzo de 2017 Moyuta Jutiapa N/A

HIDROELECTRICA SAMUC 21 1.800 1.680 21 de marzo de 2017

San Cristobal

VerapazAlta Verapaz

N/A

BIOGAS VERTEDERO EL TREBOL FASE II 3 3.600 3.600 3 de mayo de 2017 Guatemala Guatemala Biomasa

HIDROELECTRICA EL TRIANGULO 1 0.960 0.960 16 de mayo de 2017 Los Amates Izabal N/A

HIDROELECTRICA NUEVA HIDROCON 1 1.000 1.000 26 de mayo de 2017 Alotenango Chimaltenango N/A

MINI HIDROELECTRICA LA VIÑA 1 0.290 0.290 23 de junio de 2017 Colomba Quetzaltenango N/A

HIDROELECTRICA EL SALTO MARINALA 3 5.000 5.000 25 de junio de 2017 Escuintla Escuintla N/A

HIDROELECTRICA CUTZAN 1 1.950 1.950 13 de julio de 2017 Chicacao Suchitepequez N/A

UBICACIÓN

Se considera que el servicio de Reserva Rápida (RRa), se cubrirá con ofertas de las siguientes centrales:

Tampa, PQP, Las Palmas y Arizona. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será prestado por

las centrales: Chixoy, Xacbal, Jurún Marinalá, Las Vacas, Oxec y Canadá.

Tabla 9 Generadores Distribuidos Renovables

15 /7

1.4 MANTENIMIENTOS

La programación de mantenimientos de generación se realizó respetando, en lo posible, las fechas propuestas

por los Agentes, considerando las ventanas de tiempo propuestas, considerando como premisa básica el

mantener la mayor disponibilidad del parque generador. Dentro los mantenimientos con mayor relevancia se

encuentran:

Hidroeléctrica Chixoy que tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de

2018, una a la vez, por lo que durante estos meses contará con el 80 % de su capacidad instalada.

La Central Generadora Eléctrica San José que informa la realización de su mantenimiento mayor con

una duración de 25 días iniciando el 27 de noviembre de 2017.

La Central Generadora Jaguar informa la realización de su mantenimiento mayor así:

Unidad 2, 15 días iniciando el 8 de enero de 2018; unidad 1, 30 días iniciando el 8 de enero de 2017,

15 días simultáneamente con la unidad 2, debido a mantenimientos de equipos en común.

1.5 EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

1.5.1 Exportaciones Se estima una exportación anual hacia el Mercado Eléctrico Regional (MER) de 556.64 GWh, incluyendo los

Contratos Firmes del MER y las transacciones de oportunidad, no se estiman importaciones del MER.

El procedimiento de estimación e integración es el siguiente:

Se obtienen las mediciones comerciales horarias para la energía que ha sido exportada hacia el MER para

cada uno de los nodos frontera, Ahuachapán y San Buenaventura para el último año calendario, se hace un

ordenamiento de estas mediciones, congruente con el formato de la carga horaria, luego se integra la misma

de la forma definida en el numeral 1.1.3. En términos generales la estimación se limita a replicar lo exportado

en el último año calendario, e integrarlo de forma que lo exige la Programación de Largo Plazo. Se han

realizado ensayos para estimar las posibles transacciones de energía hacia el MER utilizando estudios

coordinados de despacho de carga regionales, pero la experiencia nos ha demostrado que no es adecuado

utilizar estos resultados, debido a que los mismos son resultado de una optimización hidrotérmica y las

transacciones reales se ven limitadas por condiciones fuera del ámbito de la optimización, como lo son

voluntades políticas y restricciones financieras.

1.5.2 Importaciones

Se considera para todo el Año Estacional las siguientes ofertas de importación:

1. 120 MW de potencia, regida por el despacho económico al costo variable estimado según la

metodología de costos variables presentadas por ECOE-INDE y CFE de México.

2. 120 MW de potencia, regida por el despacho económico al costo variable estimado según la

metodología de costos variables presentada por Energía del Caribe.

A continuación se presentan los valores de la máxima transferencia de potencia entre el Sistema Eléctrico

Mexicano y el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala.

16 /7

Escenario Demanda Importación de GUA

desde MEX (MW) Exportación de GUA

hacia MEX (MW)

Máxima 240 0

Media 240 180

Mínima 240 240

1.6 COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL

Para la determinación de los costos variables de generación de cada unidad, se consideran la proyección de

costos de combustibles según el Short Term Energy Outlook de la Energy Information Administration,

publicado en septiembre de 2017, de la forma establecida en la Norma de Coordinación Comercial No. 2,

numeral 2.2.1, con la única variación de utilizar como costo base para la proyección los más recientes costos

declarados del mes de septiembre de 2017.

Los costos de las centrales generadoras térmicas se calcularon utilizando las metodologías de integración de

costos presentadas por los agentes representantes, los cuales se muestran a continuación:

17 /7

MNEMO PLANTA nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18

PGO-B2 PALO GORDO 2 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07

MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63

TND-B3 TRINIDAD 3 3.33 3.33 3.33 3.33 3.33 3.33

EPI-B1 EL PILAR BLOQUE 1 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73



SJO-C SAN JOSE 42.86 42.80 43.16 43.26 43.09 43.27

GCS-C COSTA SUR 53.74 53.67 54.11 54.23 54.02 54.24

LPA-C LAS PALMAS CARBON 65.39 65.28 65.95 66.13 65.82 66.14

LLI-C LA LIBERTAD 57.12 57.43 57.53 57.36 57.54 57.72

TND-B4 TRINIDAD 4 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34

TND-B5 TRINIDAD 5 32.85 32.80 33.09 33.17 33.03 33.17

MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 66.00 66.00 48.00 48.00 48.00 48.00

CAR-I ENERGÍA DEL CARIBE 43.69 45.18 46.12 46.14 45.79 44.05

ARI-O ARIZONA 76.64 77.00 76.44 77.70 76.07 74.43

LPA-B1 LAS PALMAS 77.65 78.01 77.45 78.72 77.07 75.41

PWT-B POLIWAT 80.80 81.18 80.59 81.92 80.20 78.46

GEN-B1 GENOR 96.64 97.02 96.44 97.75 96.05 94.34

PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 94.59 94.99 94.36 95.78 93.94 92.09

TDL-B GENERADORA DEL ESTE 78.56 78.94 78.35 79.69 77.95 76.20

ELG-B ELECTRO GENERACION 78.56 78.94 78.35 79.69 77.95 76.20

GGO-B GENOSA 83.57 83.90 83.39 84.53 83.05 81.56

TER-B TERMICA 83.29 83.67 83.08 84.42 82.69 80.94

STL-C SANTA LUCÍA 66.89 66.81 67.36 67.51 67.25 67.52

JEN-C JAGUAR ENERGY 53.03 52.97 53.35 53.45 53.27 53.46

MTI-BZ MADRE TIERRA ZAFRA 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83 6.83

MTI-BNZ MADRE TIERRA NO ZAFRA 115.70 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.

MAG-B6 MAGDALENA GRUPO 6 22.35 22.34 22.42 22.44 22.40 22.44




TUL-B1 TULULA BLOQUE 1 130.14 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95

TUL-B2 TULULA BLOQUE 4 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95

COE-D COENESA 176.98 168.69 169.63 170.97 171.63 171.21

TAM-G TAMPA 141.06 133.19 134.08 135.36 135.98 135.58

S&S-D STEWART & STEVENSON 205.86 194.96 196.20 197.97 198.83 198.27

ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 338.88 318.49 320.81 320.81 320.81 320.81

ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 289.20 271.85 273.82 276.63 278.01 277.12

LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08

CON-B CONCEPCION 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41

LUN-B LA UNION 13.01 13.01 13.01 13.01 13.01 13.01

MAG-B3 MAGDALENA BLOQUE 3 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85

PNT-B1 PANTALEON BLOQUE 1 18.27 18.27 18.27 18.27 18.27 18.27

PNT-B3 PANTALEÓN BLOQUE 3 9.63 9.63 9.63 9.63 9.63 9.63

SAA-B2 SANTA ANA BLOQUE 2 29.66 29.63 29.78 29.82 29.75 29.83

SAA-B SANTA ANA 17.59 17.59 17.59 17.59 17.59 17.59

SAA-C SANTA ANA CARBÓN 29.66 29.63 29.78 29.82 29.75 29.83

SIS-C SAN ISIDRO 59.30 59.26 59.54 59.62 59.49 59.63

1.7 MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA

El déficit se modela en escalones simulando máquinas térmicas ficticias adicionales denominadas Máquinas

de Falla, se simulan cuatro máquinas de fallas de acuerdo a los escalones especificados en la NCC-4, las

Tabla 10 Costos Variables mensuales proyectados ($/MWh)

18 /7

máquinas de falla que representan a los escalones de déficit se modelan con un costo operativo

correspondiente al escalón de reducción de demanda según la siguiente tabla:

Donde:

Según la NCC4, se adopta un CENS igual a diez veces el cargo unitario por energía de la tarifa simple para

usuarios conectados en Baja Tensión sin cargo por demanda de la ciudad de Guatemala, teniendo en cuenta

esta disposición los costos operativos para máquinas de falla son los siguientes:

Escalon de reducción de

demanda [RD]

Escalon de costo de falla

en % del valor del CENS

Costo operativo

correspondiente

[$/MWh]

0% < RD ≤ 2% 16% x CENS 242.0

2% < RD ≤ 5% 20% x CENS 302.5

5% < RD ≤ 10% 24% x CENS 363.0

RD>10% 100% x CENS 1512.4

1.8 EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES

1.8.1 Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Reprogramación de Largo

Plazo

Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo, tienen como fin

mostrar las condiciones esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI); para el Año

Estacional en estudio. Como resultado de los estudios realizados se han identificado zonas en los cuales se

tendrán restricciones de transporte, para lo cual será necesario según sea el caso, reducir generación,

generación forzada, restricción de elementos para mantenimientos y posible reducción de demanda ante

ciertos mantenimientos; para evitar sobrecarga en equipos o para mantener los niveles de voltaje dentro de los

rangos establecidos en las Normas Técnicas.

En la zona central del sistema, la principal restricción está asociada los niveles de voltaje en la red de 69 kV

por los niveles de crecimiento de demanda y la transmisión de potencia reactiva desde los centros de

generación, estos se encuentran muy cercano al límite inferior de 0.95 P.U. sobre nominal; algunos

transformadores se encuentran muy cerca de su capacidad nominal o con una sobrecarga menor al 105 % de

su máxima capacidad. Para marzo 2,018, demanda máxima, se identificó la necesidad de implementar un

Esquema de Control Suplementario (ECS) de Desconexión Automático de Carga, ante la contingencia de

Tabla 12Costo Operativo del CENS trimestre de agosto 2017 a octubre 2017

Tabla 11 Criterio de CENS

19 /7

cualquiera de los transformadores de Guatemala Sur 138/69/13.8 kV 75 MVA; este esquema evitara la

sobrecarga del transformador remanente.

La zona oriental del sistema, es dependiente de generación local y déficit de potencia reactiva, ante

mantenimientos o contingencias se hace necesario despachar generación forzada y restricción de demanda.

En la zona occidental del sistema, se observa el decaimiento de los niveles de voltaje por el crecimiento

natural de la demanda, además, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el crecimiento de la

demanda, ante la realización de mantenimientos y ante contingencias en la línea de transmisión en 230 kV

entre las subestaciones La Esperanza y Los Brillantes. Para la época lluviosa se hace necesaria la restricción

de generación y la actuación de esquemas de tiro de generación para reducir la posibilidad de sobrecargas.

Para marzo 2,018, en demanda máxima, es necesario implementar un Esquema de Desconexión Automático

de Carga por Bajo Voltaje ante la apertura de la línea de transmisión Chimaltenango – San Juan Gascón 69

kV, se presenta el colapso de tensión en el área occidental. Este esquema suplementario evitara que los

valores de voltaje del área occidental desciendan a valores inferiores de 0.90 P.U.

Es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el sistema eléctrico en 230 kV, de tal manera

que se provea de distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de potencia desde las centrales

generadoras hacia los centros de consumo, manteniendo o mejorando la seguridad y calidad del SNI.

Las ampliaciones necesarias en las instalaciones de transporte:

1. Instalación de compensación de potencia reactiva por medio de bancos de capacitores en la zona

Central del SNI en 69 kV.

2. Línea de transmisión en 69 kV entre las subestación Guatemala Sur – Chimaltenango – Patzún –

Sololá – La Esperanza, segundo circuito.

3. Línea de transmisión en 69 kV entre las subestaciones Los Brillantes – San Felipe – Santa María –

Orzuníl – La Esperanza, segundo circuito o línea de transmisión en 230 kV con transformación en

230/69 kV.

4. Línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones La Esperanza – Los Brillantes – Palo Gordo

– Siquinalá, segundo circuito.

5. Línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Guatemala Este – San Antonio El Sitio – La

Vega segundo circuito.

6. Línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Alborada – Pacífico 230 kV segundo

circuito.

7. Instalación de compensación de potencia reactiva por medio de banco de reactores en la S/E

Covadonga y/o Uspantán 230 kV.

Las obras de transmisión que se consideraron para la realización de este estudio eléctrico son:

En los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo del Año Estacional

se encuentra el detalle de lo aquí indicado en las secciones correspondientes.

20 /7

1.8.2 Coeficiente de requerimiento adicional de la demanda (CAD).

En la NCC3, numeral 3.2.1 se define al CAD, como el porcentaje de pérdidas y reservas necesarias que haya

determinado el Administrador del Mercado Mayorista en la Programación de Largo Plazo, el cual es de:

Porcentaje de pérdidas: 4.3382 %

Porcentaje de reservas: 5%

Total: 9.3382% en demanda máxima.

1.9 CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DE

LARGO PLAZO

1.9.1.1 Se respeta la Legislación actual del Subsector Eléctrico.

1.9.1.2 Se respetan las condiciones contractuales actualizadas y operativas de los generadores, lo cual

incluye las condiciones contractuales informadas por EEGSA respecto al contrato existente vigente

con Energías San José.

1.9.1.3 El despacho del excedente a 120 MW de San José a costo variable.

1.9.1.4 Se despacha de forma económica el bloque de 120 MW proveniente de México, en base al costo

variable según fórmula establecida en el contrato vigente entre ECOE-INDE y CFE de México.

1.9.1.5 Se consideran las restricciones de la red actual y los resultados de los estudios eléctricos.

1.9.1.6 Se considera la disponibilidad de las centrales térmicas e hidráulicas, mediante el programa de

mantenimiento presentado por los mismos, el cual fue revisado por el AMM.

21 /7

2 RESULTADOS

2.1 PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. NOV 2017- ABR 2018

TOTAL

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

POTENCIA

GWH

ENERGIA

GWH

PLANTAS HIDRÁULICAS 592.7 1128.5 535.3 1147.4 417.3 974.2 342.7 946.7 354.2 918.4 350.6 825.6 2592.8

CHIXOY 139.650 263.2 86.482 259.5 84.008 131.0 86.617 177.8 137.120 197.8 145.950 209.9 679.83

AGUACAPA 25.67 58.80 18.78 77.42 17.64 77.42 14.25 77.42 13.58 64.44 11.15 18.08 101.06

JURUN 26.50 58.15 18.58 58.15 17.90 56.90 14.64 39.46 11.72 41.90 17.15 58.15 106.49

RENACE 1 35.87 64.84 41.26 64.84 24.65 64.84 19.65 48.63 15.24 64.84 12.46 48.63 149.13

RENACE 2 61.69 110.64 71.87 110.64 41.79 99.22 33.85 75.44 25.82 110.64 21.02 92.20 256.04

RENACE 3 41.06 60.39 44.93 60.39 32.52 60.39 26.04 60.39 20.33 50.65 16.45 44.28 181.33

ESCLAVOS 0.80 1.11 3.00 12.00 1.85 4.03 1.42 3.62 1.30 9.93 1.81 13.28 10.19

PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 5.37 7.46 6.25 9.92 6.23 10.50 3.31 6.53 3.10 5.88 5.46 7.22 29.71

RIO BOBOS 5.93 10.23 5.16 7.26 4.65 10.23 4.76 10.23 4.66 8.58 3.22 9.54 28.37

SECACAO 9.01 15.83 7.58 15.83 6.13 9.24 4.96 12.59 4.90 15.83 4.33 13.19 36.91

PASABIEN 5.52 11.26 5.42 12.07 4.15 12.07 3.09 12.07 2.65 12.07 2.00 5.63 22.82

POZA VERDE 3.56 4.95 3.40 9.08 3.06 6.19 2.31 3.09 1.90 2.15 5.67 16.38

LAS VACAS 5.60 34.81 5.19 32.08 5.12 22.36 4.41 19.52 4.82 20.86 5.29 28.64 30.43

MATANZAS + SAN ISIDRO 8.17 13.78 8.28 13.93 6.16 9.40 5.37 10.01 5.08 9.26 4.56 10.93 37.62

EL CANADÁ 16.37 24.79 15.61 25.31 15.91 28.10 12.79 40.83 13.31 29.00 15.52 21.63 89.50

CANDELARIA 2.45 4.30 2.06 4.30 1.67 2.51 1.35 3.42 1.33 4.30 1.18 3.59 10.04

MONTECRISTO 4.33 6.55 4.13 6.69 4.21 7.43 3.38 10.79 3.52 7.67 4.10 5.72 23.66

EL RECREO 7.77 25.37 7.02 21.28 7.02 23.60 5.65 25.37 5.86 13.09 6.83 16.05 40.15

EL RECREO 2 5.68 18.62 5.14 15.61 5.12 6.21 4.14 18.62 4.30 9.61 4.97 9.86 29.36

XACBAL 49.38 92.09 49.06 76.43 28.43 92.09 17.21 27.00 14.93 27.00 12.71 27.00 171.72

XACBAL DELTA 32.10 54.68 29.21 40.70 19.05 40.40 11.68 43.50 9.65 54.68 8.35 54.89 110.04

PANAN 3.48 7.32 2.37 7.32 1.68 6.14 1.23 6.80 1.17 7.32 1.38 4.88 11.30

SANTA TERESA 5.41 8.10 8.61 16.20 4.71 5.98 3.71 13.81 2.66 10.80 2.38 8.39 27.49

CHOLOMA 3.33 9.25 1.98 9.25 2.33 6.54 1.56 9.25 1.73 6.71 1.39 5.43 12.32

LA PERLA 1.70 3.69 1.90 3.69 1.54 1.23 1.38 3.69 1.25 2.46 0.93 3.69 8.71

PALO VIEJO 30.88 42.89 49.30 79.84 36.62 79.84 27.04 79.84 20.62 43.85 12.38 25.00 176.84

HIDROPOWER 1.15 1.83 1.18 1.83 1.19 1.83 1.06 1.83 1.17 1.83 1.15 1.83 6.90

EL LIBERTADOR 0.53 1.98 0.52 1.98 0.48 1.98 0.41 1.98 0.43 1.79 0.48 1.98 2.84

VISIÓN DE ÁGUILA 1.05 2.02 0.94 2.02 0.67 1.35 0.61 2.02 0.41 0.35 0.36 2.02 4.03

AGUNÁ 1.02 1.45 1.13 1.97 0.90 1.97 0.56 1.97 0.39 1.97 0.61 1.97 4.61

GUAYACÁN 0.69 2.62 0.67 2.62 0.85 2.62 0.75 2.62 0.80 1.35 0.80 2.62 4.56

EL CÓBANO 3.52 8.59 2.18 8.59 2.27 8.59 1.59 6.14 1.42 8.59 1.50 8.59 12.47

EL CORALITO 0.98 1.44 0.90 1.44 0.69 1.44 0.52 1.44 0.53 1.44 0.39 1.44 4.02

EL MANANTIAL 10.13 24.43 5.99 24.43 4.16 23.27 3.42 24.04 3.37 23.66 3.77 13.37 30.84

IXTALITO 0.76 1.55 0.44 1.55 0.33 1.55 0.23 1.55 0.26 1.55 0.29 1.03 2.31

OXEC 11.17 19.12 0.91 1.22 4.49 7.00 4.60 15.08 4.26 7.00 25.43

CERRO VIVO 1.10 1.52 0.85 1.14 0.67 0.90 0.57 0.85 0.62 0.84 0.61 0.85 4.42

LA LIBERTAD 3.79 9.28 2.39 9.28 1.40 9.28 1.09 9.28 1.08 9.28 1.01 4.53 10.76

LAS FUENTES II 4.85 13.33 2.88 13.33 1.98 13.33 1.63 13.33 1.60 13.33 1.79 4.44 14.73

EL CAFETAL 3.49 7.84 3.29 7.84 3.49 7.84 2.73 7.84 2.98 7.74 1.71 6.27 17.69

RAAXHA 3.09 4.30 2.67 4.30 3.15 4.30 2.22 4.30 1.71 2.36 1.06 2.00 13.91

FINCA LORENA 1.71 2.83 0.78 2.83 1.93 2.83 1.49 2.83 1.53 2.83 1.67 2.83 9.11

SANTA TERESA ALTORR 0.66 2.00 0.79 2.00 0.89 2.00 0.82 2.00 0.93 2.00 0.79 2.00 4.88

LOS PATOS 2.87 4.49 2.15 4.49 1.66 3.62 1.08 4.49 1.11 4.49 1.35 4.49 10.21

EL SALTO MARINALÁ 2.85 4.85 2.11 4.85 2.01 4.72 1.57 3.46 1.30 3.88 1.87 4.85 11.71

marzo-18 abril-18noviembre-17 diciembre-17 enero-18 febrero-18

SOLAR+EÓLICA 45.3 59.1 43.8 49.3 37.5 1.6 44.1 23.2 25.0 23.2 28.7 23.2 224.5

HORUS 14.633 14.540 15.890 16.225 14.404 14.230 89.92

EL SITIO 22.376 40.000 21.207 34.050 14.919 1.550 18.380 16.350 7.215 16.350 10.042 16.350 94.14

VIENTO BLANCO 8.255 19.068 8.099 15.204 6.728 0.021 9.524 6.867 3.414 6.867 4.427 6.867 40.45

GENERACIÓN DISTRIBUIDA 17.5 24.3 14.7 19.8 13.9 18.7 12.4 18.4 12.2 16.4 11.4 15.8 82.05

TRANS.INTER.(NETO) 95.9 38.1 116.9 36.1 61.7 -78.3 11.8 -94.7 3.4 -111.5 16.2 -110.6 556.64

ECOE-INDE

ENERGÍA DEL CARIBE 57.9 116.5 0.0 14.9 13.54 99.3 37.20 94.7 65.31 116.5 76.9 116.5 250.86

TOTAL IMPORTACIONES 57.9 116.5 0.0 14.9 13.5 99.3 37.2 94.7 65.3 116.5 76.9 116.5 250.86

EXPORTACIONES (+) 153.7 154.6 116.9 51.0 75.2 21.0 48.9 68.7 5.0 93.1 5.9 556.64

22 /7

PLANTAS TÉRMICAS 327.02 568.31 421.86 579.85 500.58 673.15 470.08 688.63 534.55 718.49 572.25 811.38 2826.35

TURBINAS DE VAPOR 71.29 111.73 5.48 66.26 89.38 90.09 134.07 99.75 134.07 154.18 230.72 487.05

SAN JOSE 71.29 111.73 5.48 66.26 89.38 90.09 134.07 99.75 134.07 95.92 134.07 428.79

JAGUAR 44.62 73.84 44.62

LA LIBERTAD 2.33 3.24 2.33

LAS PALMAS II

ARIZONA VAPOR

COSTA SUR 11.31 19.58 11.31

SANTA LUCÍA

GEOTÉRMICAS 24.63 34.21 22.05 29.64 24.96 33.55 22.99 34.21 25.45 34.21 24.16 33.55 144.24

ORZUNIL 10.07 13.98 10.40 13.98 10.40 13.98 9.39 13.98 10.40 13.98 10.07 13.98 60.73

ORTITLAN 14.56 20.23 11.65 15.66 14.56 19.57 13.59 20.23 15.05 20.23 14.09 19.57 83.51

COGENERADORES(T.VAPOR) 230.81 376.35 394.33 550.22 409.36 550.22 357.01 520.35 409.36 550.22 393.91 547.10 2194.78

CONCEPCION 7.19 18.99 13.04 19.98 14.86 19.98 13.42 19.98 14.86 19.98 14.38 19.98 77.75

PANTALEON 5.50 13.64 9.89 14.56 10.84 14.56 9.77 10.84 14.56 10.49 14.56 57.32

PANTALEON 3 12.96 18.00 33.92 45.44 33.81 45.44 30.54 49.08 33.81 45.44 32.71 45.44 177.74

SANTA ANA 10.90 22.14 17.41 23.90 17.78 23.90 16.06 23.90 17.78 23.90 17.21 23.90 97.14

SANTA ANA 2 20.84 31.78 38.97 55.00 40.92 55.00 24.23 36.06 40.92 55.00 39.60 55.00 205.48

MAGDALENA 8.47 15.77 11.57 16.05 11.94 16.05 10.79 16.05 11.94 16.05 11.56 16.05 66.28

MAGDALENA (U1,U4,U5,U6,U7) 65.47 90.93 111.55 152.66 113.58 152.66 102.58 152.66 113.58 152.66 109.91 152.66 616.66

LA UNION 16.80 33.34 26.58 36.85 27.42 36.85 24.77 36.85 27.42 36.85 26.53 36.85 149.52

MADRE TIERRA 10.47 16.54 17.08 22.95 17.08 22.95 15.43 22.95 17.08 22.95 16.53 22.95 93.65

TULULA 6.62 16.19 13.68 18.38 13.68 18.38 12.35 18.38 13.68 18.38 13.23 18.38 73.23

TRINIDAD 49.53 71.73 66.38 98.10 72.98 98.10 65.92 98.10 72.98 98.10 70.63 98.10 398.43

EL PILAR 5.77 13.01 9.72 13.35 9.93 13.35 8.97 13.35 9.93 13.35 7.37 10.23 51.68

PALO GORDO 10.30 14.30 24.56 33.00 24.56 33.00 22.18 33.00 24.56 33.00 23.76 33.00 129.90

SAN ISIDRO

GEN. ATLÁNTICO VAPOR

MOTORES RECIPROCANTES 0.29 46.02 0.29

ARIZONA 0.29 46.02 0.29

LA ESPERANZA

PQP

LAS PALMAS 1

LAS PALMAS 2

LAS PALMAS 3

LAS PALMAS 4

LAS PALMAS 5

GENOR

SIDEGUA

GEN. DEL ESTE (6,7,8,12)

GEN. DEL ESTE (3,4,9)

GEN. DEL ESTE (10,11,13)

ELECTROGENERACIÓN

ACTUN CAN

PROGRESO 1

TÉRMICA

GECSA 2

PROGRESO 2

COENESA

INTECCSA

GENOSA

ACTUN CAN

GENOSA

GEN. DEL ATLÁNTICO GAS

TURBINAS DE GAS

TAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 1

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

DEMANDA S.N.I. 881.0 1742.1 894.6 1760.2 904.0 1745.9 854.9 1771.7 920.2 1788.0 943.4 1786.5 5398.05

TOT. GEN.+IMPORT. 1,040.4 1,896.7 1,015.7 1,811.2 982.8 1,766.9 906.5 1,771.7 991.3 1,793.1 1,039.8 1,792.4 5,976.6

RRO 37.8 35.7 35.2 35.6 35.9 35.9

Nota: Las transacciones internacionales que se estiman en los cuadros de resultados del programa de

despacho, corresponden para las importaciones a la energía proveniente de México y para las exportaciones a

la energía que se estima se enviará al Mercado Eléctrico Regional.

23 /7

2.2 COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA NOV 2017- ABR 2018

Ilustración 6 Composición de la energía renovable nov 2017 - abr 2018 Ilustración 5 Composición de la energía nov 2017 - abr 2018

Ilustración 4 Composición de la energía nov 2017 - abr 2018

24 /7

2.3 REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2017-2018

25 /7

2.4 COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO DECLARABLE

INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTO

msnm msnm m3/seg msnm msnm m3/seg

NOVIEMBRE 801.21 801.95 0.00 1188.43 1188.10 0.00

DICIEMBRE 801.95 802.40 0.00 1188.10 1188.02 0.00

ENERO 802.40 801.50 0.00 1188.02 1187.90 0.00

FEBRERO 801.50 799.28 0.00 1187.90 1187.84 0.00

MARZO 799.28 792.68 0.00 1187.84 1187.94 0.00

ABRIL 792.68 782.98 0.00 1187.94 1187.70 0.00

NIVELES DE EMBALSES DEL S.N.I. 2017-2018

EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN

2.5 COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO

Costo Marginal por bloque horario US$/MWh

BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 BLOQUE 6 BLOQUE 7 BLOQUE 8 BLOQUE 9 PONDERADO

nov-17 77.1 65.4 45.9 45.4 46.1 40.6 40.6 39.8 39.9 43.82

dic-17 44.8 36.6 36.6 36.5 36.4 35.9 34.6 27.7 23.8 33.94

ene-18 47.8 47.6 47.7 47.6 47.2 47.1 46.6 45.9 43.8 46.78

feb-18 48.0 47.7 47.8 47.8 47.5 47.3 46.8 46.3 45.4 47.09

mar-18 48.0 47.6 47.7 47.8 47.5 47.3 46.9 45.8 45.8 47.00

abr-18 55.8 55.9 55.1 55.2 55.0 54.6 53.5 45.0 43.6 52.34

26 /7

Del Al

29/10/2017 04/11/2017 55.96 49.25 41.59

05/11/2017 11/11/2017 51.93 43.55 40.11

12/11/2017 18/11/2017 51.93 43.55 40.11

19/11/2017 25/11/2017 51.93 43.55 40.11

26/11/2017 02/12/2017 47.58 41.37 37.16

03/12/2017 09/12/2017 36.69 35.93 29.78

10/12/2017 16/12/2017 36.69 35.93 29.78

17/12/2017 23/12/2017 36.69 35.93 29.78

24/12/2017 30/12/2017 35.40 34.59 27.84

31/12/2017 06/01/2018 45.72 45.29 43.40

07/01/2018 13/01/2018 47.44 47.08 46.00

14/01/2018 20/01/2018 47.44 47.08 46.00

21/01/2018 27/01/2018 47.44 47.08 46.00

28/01/2018 03/02/2018 47.53 47.19 46.19

04/02/2018 10/02/2018 47.64 47.35 46.44

11/02/2018 17/02/2018 47.64 47.35 46.44

18/02/2018 24/02/2018 47.64 47.35 46.44

25/02/2018 03/03/2018 47.57 47.32 46.22

04/03/2018 10/03/2018 47.57 47.32 46.22

11/03/2018 17/03/2018 47.57 47.32 46.22

18/03/2018 24/03/2018 47.57 47.32 46.22

25/03/2018 31/03/2018 47.57 47.32 46.22

01/04/2018 07/04/2018 55.24 54.56 47.74

08/04/2018 14/04/2018 55.24 54.56 47.74

15/04/2018 21/04/2018 55.24 54.56 47.74

22/04/2018 28/04/2018 55.24 54.56 47.74

Bloque 1 (18:00-

22:00)

Bloque 2 (6:00-

18:00)

Bloque 3 (22:00-

6:00)

Semana

2.6 COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE ESTACIONAL

Tabla 13 Costo Marginal por bloque horario semanal ($/MWh)

27 /7

2.7 IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DE OFERTA HIDROELÉCTRICA

Para identificar y cuantificar el riesgo de vertimiento se utiliza la metodología que se ha denominado Balance

Hídrico, la cual se define de la siguiente manera: “el almacenamiento al final de la etapa t, inicio de la etapa

, es igual al almacenamiento inicial menos el desfogue total, el cual se totaliza con la sumatoria del

turbinamiento, vertimiento y riego, más el volumen afluente, el cual es la sumatoria de los caudales laterales

más el desfogue de las plantas aguas arriba”. Lo anterior se resume en la siguiente fórmula:

Donde:

indexa las plantas hidroeléctricas

número de plantas

Volumen almacenado en la planta i al final de la etapa t

Volumen almacenado en la planta i en el inicio de la etapa t

Caudal lateral afluente a la planta i en la etapa t

Riego en la planta i en la etapa t

Volumen turbinado en la etapa t

Volumen vertido en la etapa t

Conjunto de plantas inmediatamente aguas arriba de la planta i

La identificación de la escasez de la oferta hidroeléctrica se realiza mediante una comparación entre la

producción esperada y la producción promedio mensual histórica a partir del año 2000.

Para el periodo no se identifica vertimiento en la Central Hidroeléctrica Chixoy.

Para el parque generador hidráulico se prevé una producción de 2,592 GWh, generación que está 333.18 GWh

por arriba de la generación promedio histórica 2000-2016, lo que representa un 14.74 % más respecto a ésta.

A continuación, se presenta una gráfica en donde se puede observar la generación histórica promedio y la

generación esperada para el periodo noviembre 2017- abril 2018.

Ilustración 7 Producción de energía parque generador hidráulico S.N.I.

28 /7

2.8 CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

RIO BOBOS 15/11/2017

TULULA BLOQUE 1 ZAFRA 07/12/2017

AÑO ESTACIONAL NOV 2017 - ABR 2018

CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

2.9 MANTENIMIENTOS MAYORES

2.9.1 Mantenimientos De Generación

CENTRAL UNIDAD / EQUIPO

TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]

MOTIVO DEL MANTENIMIENTO

Ortitlan ORT-G1 10 09-dic-17 18-dic-17 10.417 2.50 Mantenimiento trimestral

Ortitlan ORT-G2 10 09-dic-17 18-dic-17 10.417 2.50 Mantenimiento trimestral

Ortitlan ORT-G 11 09-dic-17 19-dic-17 20.833 5.50 Mantenimiento trimestral

Ortitlan ORT-G1 7 08-abr-18 14-abr-18 10.417 1.75 Mantenimiento trimestral

Ortitlan ORT-G2 7 08-abr-18 14-abr-18 10.417 1.75 Mantenimiento trimestral

Ortitlan ORT-G 7 08-abr-18 14-abr-18 20.833 3.50 Mantenimiento trimestral


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Viento Blanco Subestación 3 11-dic-17 13-dic-17 23.100 1.66Mantenimiento anual programado, se

debe de coordinar con Ortitlan


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Tampa TAM-G1 2 11-nov-17 12-nov-17 38.326 1.84Mantenimiento predictivo programado,

Boroscopía e inspección externa

Tampa TAM-G2 2 12-nov-17 13-nov-17 37.218 1.79Mantenimiento predictivo programado,

Boroscopía e inspección externa

Tampa Subestacion, torre de

enfriamiento3 09-feb-18 11-feb-18 75.544 5.44 Mantenimiento predictivo programado

Tabla 15 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (eólicas)

Tabla 14 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Geotérmicas)

Tabla 16 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Turbinas de

Gas)

29 /7


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Jaguar Energy JEN-C2 15 08-ene-18 22-ene-18 138.078 49.71

Mantenimiento mayor a la unidad nota

AMM: el mantenimiento de la barra de

230 KV de Aguacapa debe de ser

coordinado previamente con los

generadores afectados (El Cobano y

Aguacapa)

Jaguar Energy JEN-C1 30 08-ene-18 06-feb-18 138.078 99.42

Mantenimiento mayor a la unidad, nota

AMM el mantenimiento de la barra de 230

KV de Aguacapa debe de ser coordinado

previamente con los generadores

afectados (El Cobano y Aguacapa)

La Libertad Central 5 18-dic-17 22-dic-17 17.382 2.09

Reparación de refractario y ductos de

gases de caldera, mantenimiento equipo

eléctrico y mecanico.

La Libertad Central 8 09-abr-18 16-abr-18 17.382 3.34

Reparación de refractario y ductos de

gases de caldera, mantenimiento equipo

eléctrico y mecanico.

San José Caldera y generador 25 27-nov-17 21-dic-17 138.087 82.85 Mantenimiento mayor anual

Los ingenios cogeneradores no tienen programados mantenimientos mayores para el periodo de la

Reprogramación 2017-2018


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Arizona ARI-O7 35 15-ene-18 18-feb-18 16.111 13.53 Mantenimiento mayor

Arizona ARI-O5 35 19-mar-18 22-abr-18 15.888 13.35 Mantenimiento mayor

Biogas del Vertedero El Trebol BVT-B (Motor J320) 6 18-dic-17 23-dic-17 1.059 0.15 Mantenimiento de 20,000 horas

Electro Generación ELG-B2 7 11-dic-17 17-dic-17 8.112 1.36 Mantenimiento intermedio de 7,500 horas

Genosa GGO-B1 9 04-dic-17 12-dic-17 4.901 1.06

Revisión sistemas de inyección, bombas,

fuel rack, camisas y turbos. Se revisarán

2 culatas

Genosa GGO-B2 9 15-ene-18 23-ene-18 4.901 1.06



2 culatas

Genosa GGO-B3 9 12-feb-18 20-feb-18 4.901 1.06



2 culatas

Genosa GGO-B1 9 21-feb-18 01-mar-18 4.901 1.06Mantenimiento al sistema de enfriamiento

HT y LT

Genosa GGO-B3 12 18-mar-18 29-mar-18 4.901 1.41

Mantenimiento del sistema de

combustible y revisión de cojinetes del

motor

Puerto Quetzal Power PQP-B2 21 23-abr-18 13-may-18 5.734 2.89 Overhaul

Puerto Quetzal Power PQP-B4 21 23-oct-17 12-nov-17 5.734 2.89 Overhaul

Puerto Quetzal Power PQP-B5 21 02-dic-17 22-dic-17 5.734 2.89 Overhaul

Puerto Quetzal Power PQP-B6 35 02-abr-18 06-may-18 5.734 4.82Overhaul, Overhaul de la caldera,

Mantenimiento de generador

Puerto Quetzal Power PQP-B7 10 05-feb-18 14-feb-18 5.734 1.38 Servicio de 7,000 horas

Puerto Quetzal Power PQP-B8 51 06-feb-18 28-mar-18 5.734 7.02 Mantenimiento de generador y Overhaul

Puerto Quetzal Power PQP-B9 21 15-ene-18 04-feb-18 5.734 2.89 Overhaul

Puerto Quetzal Power PQP I 1 11-feb-18 11-feb-18 57.342 1.38Revisión y limpieza en tubería de agua de

mar

Termica I TER-B1 10 11-dic-17 20-dic-17 7.060 1.69Revision del sistema de enfriamiento HT y

LT

Termica I TER-B2 10 22-ene-18 31-ene-18 7.060 1.69Revision del sistema de enfriamiento HT y

LT

Tabla 18 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Ingenios

Cogeneradores)

Tabla 19 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Motores

Reciprocantes)

Tabla 17 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Turbinas de Vapor 100%

carbón)

30 /7


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Aguacapa AGU-H 3 11-nov-17 13-nov-17 79.742 5.74Limpieza de embalse Agua Caliente e

inspección de rodetes Pelton por END

Aguacapa AGU-H2 20 11-nov-17 30-nov-17 30.000 14.40

Mantenimiento mayor unidad No. 2 (

comprende trabajos en toberas "A" y "B",

mantenimiento de cojinetes)

Aguacapa AGU-H1 20 03-mar-18 22-mar-18 30.000 14.40

Mantenimiento mayor unidad No. 1 (

comprende trabajos en toberas "A" y "B",


Aguacapa AGU-H 25 07-abr-18 01-may-18 79.742 47.85

Mantenimiento de válvula esférica unidad

# 3 (comprende trabajos para el

desmontaje de válvula esférica, para la

reparación del sello de servicio de la

valvula esferica de la unidad No. 3,

pruebas y puesta en servicio, es

necesario vaciar la tuberia forzada)

Mantenimiento mayor en unidad No. 3

(comprende trabajos en toberas "A" y "B",


Candelaria Central 20 26-abr-18 15-may-18 4.433 2.13Mantenimiento anual, (turbina, generador

y transformador- inspección de rodete)

Chixoy CHX-H1 21 20-ene-18 09-feb-18 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad

Chixoy CHX-H2 21 10-feb-18 02-mar-18 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad

Chixoy CHX-H3 21 03-mar-18 23-mar-18 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad

Chixoy CHX-H4 21 24-mar-18 13-abr-18 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad

Chixoy CHX-H5 21 14-abr-18 04-may-18 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad

Choloma Central 15 04-abr-18 18-abr-18 9.527 3.43Mantenimiento anual casa de máquinas y

embalse

El Cafetal CAF-H1 6 19-abr-18 24-abr-18 4.039 0.58 Mantenimiento preventivo y predictivo

El Cafetal CAF-H2 6 20-abr-18 25-abr-18 4.039 0.58 Mantenimiento preventivo y predictivo

El CafetalLínea de Transmision

69 KV6 21-abr-18 26-abr-18 8.078 1.16 Mantenimiento preventivo y predictivo

El CafetalSubestación de

Elevación6 22-abr-18 27-abr-18 8.078 1.16 Mantenimiento preventivo y predictivo

El CafetalSubestación de

Maniobras6 23-abr-18 28-abr-18 8.078 1.16 Mantenimiento preventivo y predictivo

El Cobano CBN-H1 8 20-feb-18 27-feb-18 4.426 0.85 Mantenimiento preventivo

El Cobano CBN-H2 8 20-feb-18 27-feb-18 4.426 0.85 Mantenimiento preventivo

El Cobano Subestación 6.3/13.8 KV 2 20-feb-18 21-feb-18 8.851 0.42 Mantenimiento preventivo

El Cobano Subestación 13.8/230 KV 2 20-feb-18 21-feb-18 8.851 0.42 Mantenimiento preventivo

El Porvenir Central 10 20-nov-17 29-nov-17 2.146 0.52

Mantenimiento preventivo semestral,

incluye mantenimiento de la subestacion

2 dias, mantenimiento de la unidad y el

embalse

El Recreo REC-H1 5 09-dic-17 13-dic-17 13.065 1.57

Revisión de rodete tipo Pelton y

reparación en sitio según sea necesario.

El Recreo 2 podrá operar con el caudal de

la unidad 2 de El Recreo y el rebalse que

pueda darse en la presa

El Recreo REC-H2 5 16-dic-17 20-dic-17 13.065 1.57

Revisión de rodete tipo Pelton y

reparación en sitio según sea necesario.

El Recreo 2 podrá operar con el caudal de

la unidad 1 de El Recreo y el rebalse que

pueda darse en la presa

El Recreo REC-H 15 03-mar-18 17-mar-18 26.129 9.41

Mantenimiento preventivo a compuertas y

otros equipos en la presa, a servicios

auxiliares en casa de máquinas. En la

subestación elevadora de casa de

máquinas, mantenimiento a las barras,

transformadores, aparamente, mando y

control. Mantenimiento en la subestación

San Martin y Línea de transmisión 69 KV

El Recreo 2 RC2-H1 5 09-dic-17 13-dic-17 9.588 1.15

Revisión de rodete tipo francis y del

generador al final de la temporada lluviosa

El Recreo 2 RC2-H2 5 16-dic-17 20-dic-17 9.588 1.15

Revisión de rodete tipo francis y del

generador al final de la temporada lluviosa

El Recreo 2 RC2-H 15 03-mar-18 17-mar-18 19.176 6.90

Mantenimiento preventivo a compuertas y

equipos en la toma y cámara de carga.

En casa de máquinas a generadores,

serivicios auxiliares, equipos de mando y

control. En subestación elevadora al

transformador e interruptores. En

subestación Las Victoriasa los

interruptores, seccionadores y equipos de

mando y control.

El Salto SAL-H 35 03-nov-17 07-dic-17 2.371 1.99

Mantenimiento mayor anual de las dos

unidades y dragado del embalse de

regulación diaria

Hidroaguná Central 8 10-nov-17 17-nov-17 2.032 0.39

Limpieza de embalse y mantenimiento

preventivo/correctivo generador, turbina

auxiliares y balance de planta

Hidrocanada

Subestaciones Canadá

y Santa María, Unidad

No.1, Unidad No.2

7 10-nov-17 16-nov-17 47.203 7.93

Mantenimiento general a la aparamenta

de las subestaciones El Canadá y Santa

María. Reparación y blindaje del piso del

canal de by pass de la presa.

Hidrocanadá

Presa El Canadá,

Transformador de Servicios

Propios

7 03-dic-17 09-dic-17 47.203 7.93

Mantenimiento de compuertas en área de

presa. Inspección de radiador de

transformador de servicios propios.

Filtrado de aceite de transformador T1.

Hidrocanadá Unidad No. 1 7 18-nov-17 24-nov-17 23.602 3.97Cambio y puesta en servicio de regulador

de voltaje.

Hidrocanadá Unidad No. 2 7 10-dic-17 16-dic-17 23.602 3.97Cambio y puesta en servicio de regulador

de voltaje.

Tabla 20 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Centrales

Hidroeléctricas 1)

31 /7


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Hidrocanadá

Subestaciones Canadá y

Santa María, Unidad No.1,

Unidad No.2

8 10-mar-18 17-mar-18 47.203 9.06



María. Calibración de relevadores de

Protección. Inspección tubería alta

presión.

Hidroeléctrica El Salto-Marinalá HSM-H1 15 30-ene-18 13-feb-18 2.000 0.72Preventivo anual de grupo de generación

No. 1

Hidroeléctrica El Salto-Marinalá HSM-H3 15 15-feb-18 01-mar-18 1.000 0.36Preventivo anual de grupo de generación

No. 3

Hidroeléctrica El Salto-Marinalá HSM-H2 15 03-mar-18 17-mar-18 2.000 0.72Preventivo anual de grupo de generación

No. 2

Hidroeléctrica Guayacan Turbina Francis 15 07-mar-18 21-mar-18 2.700 0.97Inspección general, equipos turbina -

generador - captación

Hidroeléctrica Los PatosTurbina, generador y

compuertas6 10-ene-18 15-ene-18 4.630 0.67

Mantenimiento preventivo anual,

inspección de toda la central y limpieza

de todas las areas y equipos

Hidroxacbal Presa derivadora y embalse 5 06-dic-17 10-dic-17 100.004 12.00Dragado del embalse de la presa

derivadora

Hidroxacbal XAC-H1 15 03-abr-18 17-abr-18 50.002 18.00

Mantenimiento mayor como seguimiento

a la garantía del fabricante, que incluirá:

mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,

radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación, transformador de

potencia y campo de unidad 1 en la

subestación

Hidroxacbal Bahía 34.5 4 15-abr-18 18-abr-18 100.004 9.60

Mantenimiento predictivo a bahia 34.5

verificación de apertura y cierre,

seccionadores, interruptor recloser,

pruebas control de potencia a cts. y pts. y

pararrayos

Hidroxacbal XAC-H2 15 18-abr-18 02-may-18 50.002 18.00

Mantenimiento mayor como seguimiento

a la garantía del fabricante, que incluirá:

mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,

radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación, transformador de

potencia y campo de unidad 2 en la

subestación

Hidroxacbal Delta XAD-H1 15 20-nov-17 04-dic-17 29.202 10.51

Preventivo como seguimiento a la garantia

del fabricante, que incluirá mantenimiento

a la turbina, generador, gobernador,

excitación, cojinetes, readiadores,

sistema de enfriamiento, sistema de

lubricación, transformador, de potencia y

camp de unidad 1 en la subestación

Hidroxacbal Delta XAD-H2 15 05-dic-17 19-dic-17 29.202 10.51







campo de unidad 1 en la subestación

Hidroxacbal Delta XAD-H1 15 15-ene-18 29-ene-18 29.202 10.51








Hidroxacbal Delta XAD-H2 15 30-ene-18 13-feb-18 29.202 10.51








Hidroxacbal Delta Presa 4 15-abr-18 18-abr-18 58.404 5.61Inspección de presa, equipos

electromecanicos y compuertas

Jurún Marinalá JUR-H1 15 30-ene-18 13-feb-18 19.965 7.19 Mantenimiento mayor anual de la unidad

Jurún Marinalá JUR-H3 15 15-feb-18 01-mar-18 19.965 7.19 Mantenimiento mayor anual de la unidad

Jurún Marinalá JUR-H 5 03-mar-18 07-mar-18 59.896 7.19

Limpieza del embalse de regulacion y

presa diaria, cambio de la valvula esférica

de la unidad No. 2

Jurún Marinalá JUR-H2 15 03-mar-18 17-mar-18 19.965 7.19 Mantenimiento mayor anual de la unidad

La Libertad LIB-H 8 02-abr-18 09-abr-18 9.554 1.83Mantenimiento anual de equipo

electromecánico, subestación y presa

Las Vacas Embalse 6 04-feb-18 09-feb-18 41.004 5.90

Inspección de Housing de agujas,

reemplazo si es necesario, inspección de

rodete

Los Esclavos LES-H1 26 02-nov-17 27-nov-17 6.841 4.27

Mantenimiento anual de la unidad

generadora y cambio de sistemas de

proteccion digital con redundancia en

cada una de las unidades.

Los Esclavos LES-H2 35 02-nov-17 06-dic-17 6.841 5.75

Mantenimiento anual de la aunidad

generadora y cambio de sistemas de

proteccion digital con redundancia en

cada una de las unidades y el

transformador de potencia.


Hidroeléctricas 2)

32 /7


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Hidrocanadá



Unidad No.2

8 10-mar-18 17-mar-18 47.203 9.06





presión.

Matanzas

Subestación,

generadores, presa,

turbinas

5 24-abr-18 28-abr-18 11.783 1.41

Mantenimiento general a Subestación,

Pruebas eléctricas a Generador,

interruptores y transformadores, Limpieza

de Generador, Mantenimiento general de

Presa, Ensayos no destructivos a rodete

de turbina.

Montecristo

Subestaciones

Elevación y

Conmutación, Unidad

No. 1 y Unidad No. 2

7 10-nov-17 16-nov-17 13.037 2.19

Inspección de tubería de alta presión.

Cambio de válvula mariposa de Unidad

No.2.

Montecristo Unidad No. 1 7 18-nov-17 24-nov-17 6.519 1.10 Limpieza de estator y rotor de Unidad.

Montecristo

Subestaciones

Elevación y

Conmutación, Unidad

No. 1 y Unidad No. 2

8 10-mar-18 17-mar-18 13.037 2.50


de las subestaciones de elevación y

Conmutación. Calibración de relevadores

de Protección.

OxecSubestaciones, línea y

equipos de planta30 09-dic-17 07-ene-18 24.838 17.88 Mantenimiento anual equipos en general

OxecSubestaciones, línea y

equipos de planta30 05-mar-18 03-abr-18 24.838 17.88 Mantenimiento anual equipos en general

Palín II PAL-H 38 09-abr-18 16-may-18 3.924 3.58

Mantenimiento mayor de las dos unidades

y presa reguladora de la planta Palin II

Palo Viejo Central 3 24-nov-17 26-nov-17 87.381 6.29

Inspección y/o reparación de juntas en

canales de conducción de agua, limpieza

rejilla de toma entrada a la tubería de baja

presión en el embalse.

Palo Viejo Central 13 10-abr-18 22-abr-18 87.381 27.26

Pruebas eléctricas a transformadores de

servicios propios; inspección de rodete,

cojinetes y sellos de la turbina;

inspección de válvula esférica y

mantenimiento general a equipos de

Subestación Uspantán y líneas cortas 230

Kv, mantenimiento y/o reparación de

juntas de canales, mantenimiento a

presas.

Panan

Unidades 1, 2, 3, presa, y

subestación

7 22-jun-18 28-jun-18 7.538 1.27

Limpieza del embalse, limpieza general

del generador, revisión de rodamientos,

ajuste de alaves, calibraciones a las

protecciones del generador. Calibración

de los relevadores equipos de protección

SEL, limpieza a toda la estructura

Pasabien PAS-H1 5 06-nov-17 10-nov-17 6.215 0.75 Mantenimiento menor

Pasabien PAS-H2 5 12-nov-17 16-nov-17 6.215 0.75 Mantenimiento menor

Pasabien PAS-H 20 15-abr-18 04-may-18 12.429 5.97

Mantenimiento mayor, el dia lunes 16 y

martes 17 de abril se necesita

desenergizada la subestación San Cruz a

partir de las 06:00 AM y se energizara a

las 06:00 PM de cada día e involuca a

INDE

Poza Verde EMBALSE 10 06-nov-17 15-nov-17 9.556 2.29

Mantenimiento presa: Limpieza de

Azolvamiento del embalse, mantenimiento

Bocatoma. Reparación de sellos de

compuertas desfogue, chequeo sellos de

compuertas, chequeo y limpieza de

sistema oleohidráulico, tuberías, limpieza

y revisión de instrumentación.

Poza Verde PVE-H1 6 13-nov-17 18-nov-17 3.185 0.46 Cambio de regulador de velocidad

Poza Verde PVE-H2 6 20-nov-17 25-nov-17 3.185 0.46 Cambio de regulador de velocidad

Poza Verde PVE-H3 6 27-nov-17 02-dic-17 3.185 0.46 Cambio de regulador de velocidad

Poza Verde PVE-H1 5 19-mar-18 23-mar-18 3.185 0.38

Mantenimiento anual de unidad de

generación, chequeo de rodete, chequeo

de sellos, chumaceras, limpieza de

tanque rotativo, laberinto, chequeo de ejes

y acoples, al transformador de potencia,

sistema de refrigeración, válvulas y unidad

de potencia hidráulica.

Poza Verde PVE-H2 5 02-abr-18 06-abr-18 3.185 0.38








Poza Verde PVE-H3 5 09-abr-18 13-abr-18 3.185 0.38








Poza Verde EMBALSE 10 21-abr-18 30-abr-18 9.556 2.29

Mantenimiento presa: Limpieza de

Azolvamiento del embalse, mantenimiento

Bocatoma. Reparación de sellos de

compuertas desfogue, chequeo sellos de

compuertas, chequeo y limpieza de

sistema oleohidráulico, tuberías, limpieza

y revisión de instrumentación.

RaaxhaSubestaciones, línea y

equipos de planta30 18-mar-18 16-abr-18 4.425 3.19 Mantenimiento anual, equipos en general

Renace 2 RE2-H1 5 02-abr-18 06-abr-18 28.491 3.42Revisión y ajuste de los equipos

electromecánicos

Renace 2 RE2-H2 30 29-ene-18 27-feb-18 28.491 20.51 Reparación del generador


electromecánicos

Tabla 22Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Centrales Hidroeléctricas

3)

33 /7


TIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA

DE

INICIO

FECHA

DE

FINALIZACIÓN

POTENCIA

FUERA DE

SERVICIO

[MW]

ENERGIA

FUERA DE

SERVICIO

[GWH]


Hidrocanadá



Unidad No.2

8 10-mar-18 17-mar-18 47.203 9.06





presión.


electromecánicos

Renace 2Subestación,

enfriamiento, auxiliares8 23-abr-18 30-abr-18 113.964 21.88

Revisión y ajuste de los equipos

subestación, auxiliares y obras conexas

Renace 3 RE3-H1 5 05-mar-18 09-mar-18 20.733 2.49Revisión y ajuste de los equipos

electromecánicos


electromecánicos


electromecánicos

Renace 3Subestación,

enfriamiento, auxiliares8 23-abr-18 30-abr-18 62.198 11.94

Revisión y ajuste de los equipos

subestación, auxiliares y obras conexas

Río Bobos Central 9 09-dic-17 17-dic-17 10.500 2.27

Limpieza de embalse y mantenimiento

preventivo/correctivo generador, turbina

auxiliares y balance de planta

San Isidro

Línea de transmisión,

generadores,

interruptores, turbinas

5 10-abr-18 14-abr-18 3.400 0.41

Mantenimiento anual a línea de

transmisión, pruebas eléctricas a

generadores e interruptores, cambio de

pines y bujes del sistema de frenado de

unidades generadoras.

Santa María SMA-H1 15 23-oct-17 06-nov-17 2.010 0.72

Mantenimiento preventivo semestral de la

unidad y cambio de valvula de admisión

de la unidad

Santa María SMA-H2 6 07-nov-17 12-nov-17 2.010 0.29Mantenimiento preventivo semestral de la

unidad

Santa María SMA-H3 21 13-nov-17 03-dic-17 2.010 1.01

Mantenimiento Preventivo semestral de la

Unidad, Se considera el cambio de eje de

la unidad generadora.

Santa María SMA-H3 7 26-feb-18 04-mar-18 2.010 0.34Mantenimiento preventivo semestral de la

unidad

Santa María SMA-H2 7 19-mar-18 25-mar-18 2.010 0.34Mantenimiento preventivo semestral de la

unidad

Santa María SMA-H1 28 02-abr-18 29-abr-18 2.010 1.35Mantenimiento preventivo semestral de la

unidad

Santa María SMA-H 36 11-feb-18 18-mar-18 6.029 5.21 Limpieza general del embalse

Santa TeresaUnidad 1,2, Subestación

y equipos auxiliares15 02-nov-17 16-nov-17 16.686 6.01

Revisión, limpieza y verificación y

calibración de los equipos

electromecanicos

Secacao Central 20 26-abr-18 15-may-18 16.307 7.83

Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza del

embalse- inspección de rodete)

Visión de AguilaSubestaciones, línea y

equipo de planta15 01-mar-18 15-mar-18 2.080 0.75 Mantenimiento anual equipos en general


Hidroeléctricas 4)

34 /7

2.9.2 Mantenimientos De Transmisión 2017-2018 2.9.2.1 Mantenimientos ETCEE

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida de

comienzo

Fecha mas

temprana de

comienzo

Fecha mas tardía

de comienzoMotivo del mantenimiento

Subestacion Guate Sur, Banco 4, 230/69 Kv 10 05-dic-17 05-nov-17 05-mar-18Pasivado al Transformador de Potencia como parte del

Tratamiento al Aceite Dieléctrico de acuerdo a los últimos análisis

Subestacion Guate Sur, Banco de Transformacion 3 230/69 Kv

Fase R10 05-ene-18 05-dic-17 05-feb-18

Agregar Inhibidor como parte del Tratamiento para evitar deterioro

posterior de la vida de la celulosa y si fuera necesario pasivado.


Fase Reserva10 05-feb-18 05-ene-18 05-mar-18

Pasivado al Transformador de Potencia como parte del

Tratamiento al Aceite Dieléctrico de acuerdo a los últimos análisis


Fase T10 05-mar-18 05-feb-18 28-mar-18


posterior de la vida de la celulosa

Subestacion Escuintla 1, Banco de Transformación 2, 230/69kV,

Fase R10 15-mar-18 05-mar-18 10-abr-18


posterior de la vida de la celulosa

Subestación Escuintla 1, Transformador 230/69 kV, de 100 MVA 10 03-mar-18 01-dic-17 30-jun-18 Puesta en Servicio

Subestacion Escuintla 1, Banco de Transformación 2, 230/69kV,

Fase Reserva3 15-oct-17 15-ago-17 01-dic-17 Puesta en Servicio

Subestación Voltaje Capacidad

Previsión

Puesta

en Servicio

Huehuetenango 69/34.5kV 28 nov-18

Mazatenango 69/13.8kV 28 mar-18

La Esperanza 230/69 kV 50 dic-17

Escuintla I 230/69/13.8 100 jun-18

Escuintla I 230/69/13.8 KV 50 dic-17

NUEVOS TRANSFORMADORES

Escuintla - Cocales 69 kV 1015 50 jul-18

RECONDUCTORADO DE LINEAS

Linea Voltaje Capacidad(A) Km. LíneaFecha estimada

de puesta en

Subestación Voltaje Capacidad Línea Voltaje Línea Fecha estimada de puesta en operación.

La Esperanza 138kV, en subestacion Pologua 138kV *** *** nov-17 Montaje de campo de salida en S/E Pologua hacia La Esperanza

Acoplamiento 69kV, en subestacion Cocales 69kV *** *** ago-17Montaje de Interruptor de potencia y seccionadores para proteger

en medio de las dos subestaciones

NUEVOS CAMPOS

Aguacapa-La Vega 2 230 kV 374 28.91 dic-17

CapacidadVoltajeLinea Km. LíneaFecha estimada

de puesta en

NUEVAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Equipo Voltaje(kV)Capacidad(MVAR

)

Previsión

Puesta

en Servicio

Banco capacitores Chimaltenango 69 10.8 dic-18

Banco capacitores Guate Este 2 69 10.8 mar-17

Banco capacitores Guate Este 3 69 10.8 mar-17

NUEVOS ELEMENTOS DE COMPENSACION REACTIVA

35 /7

2.9.2.2 Mantenimientos TRELEC

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida de

comienzo

Fecha más

temprana de

comienzo

Fecha más

tardía de

comienzo

Motivo del mantenimiento

Subestación Centro barra I 1 11-nov-17 11-nov-17 11-nov-17

Limpieza de aisladores 69 kv, reapriete de conexiones 69 kv,

corrección de puntos calientes, calibración y pruebas de

seccionadores y cuchillas 69 kv , pruebas a interruptores 69 kv,

l impieza de gabinetes de control y medición de redes de tierras.

Subestación Centro barra II 1 18-nov-17 18-nov-17 18-nov-17





Subestación Belem 1 25-nov-17 25-nov-17 25-nov-17





Subestación Santa Monica barra 1 1 25-nov-17 25-nov-17 25-nov-17





Subestación Santa Monica barra 2 1 02-dic-17 02-dic-17 02-dic-17





Subestación Planta Laguna 1 02-dic-17 02-dic-17 02-dic-17



seccionadores y cuchillas 69 kv 13.8 kv, pruebas a interruptores 69

kv, l impieza de gabinetes de control y medición de redes de tierras.

Subestación San Diego 1 09-dic-17 09-dic-17 09-dic-17

Limpieza de aisladores 69 kv y 13.8 kv, reapriete de conexiones69 kv

y 13.8 kv, corrección de puntos calientes, calibración y pruebas de

seccionadores y cuchillas 69 kv 13.8 kv, pruebas a reconectadores e

interruptores 69 kv y 13.8 kv, pruebas eléctricas al transformador de

potencia, l impieza de gabinetes de control y medición de redes de

tierras.

Subestación Incienso 1 10-dic-17 10-dic-17 10-dic-17



seccionadores y cuchillas 69 kv 13.8 kv, pruebas a interruptores 69

kv, l impieza de gabinetes de control y medición de redes de tierras.

Subestación Guatemala Oeste 1 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Cocales 1 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de un campo de protección de línea de 69 kV

Subestación Portuaria 1 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de 2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Gerona 1 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18Puesta en operación de una subestación de Switcheo que comprende

2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Las Flores 1 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18Puesta en operación de una subestación de Switcheo que comprende

2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Genosa 1 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación comercial de un campo de 69 kV para

protección de transformador, un campo de transformación de 14

MVA, 5 campos de línea para 13.8 kV

Subestación Central Generadora San José 1 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de un campo de protección de línea de 230 kV

Subestación costa Linda 1 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación comercial de una subestación que comprende

una configuración doble barra en 230 kV, 4 campos de 230 kV ( dos

de línea, uno de enlace de barras y uno para protección de

transformador), un campo de transformación de 37.5 kVA, una barra

en 13.8 kV configuración barra sencilla, 6 campos de línea de 13.8

kV (un campo para protección de transformador y 5 campos de

protección de línea)

Subestación Ciudad Quetzal 1 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Guate Sur 1 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de línea de 69 kV

Subestación Santa Monica 1 31-may-17 31-may-17 30-jun-17 Puesta en operación de 2 campos de protección de línea de 69 kV

Ampliación en 69 kV de la subestación Miriam 69/13.8 kV. 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación de subestación en cofiguración de dos barras

con interruptor de transferencia. 3 campos de protección de linea de

69 kV

Ampliación de la subestación Antigua 69/13.8 kV 31-may-17 31-may-17 30-jun-17

Puesta en operación de subestacion en configuracion barra

principal mas barra de transferencia con interruptor de enlace, 3

campos de proteccion de linea de 69 kV , 1 campo de tansformación

69/13.8 kV

Subestación Pínula 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestacion de transformacion con 3

campos de protección de linea de 69 kV, campo de protección de

transformador 69/13.8 kV de 28 MVA. 4 campos de 13.8 kV y 1

campo de reserva

Ampliación de la subestación Minerva 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de linea de 69 kV.

Ampliación subestación Tinco 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestacion en configuracion barra

principal mas barra de transferencia con interruptor de enlace, 2

campos de proteccion de linea de 69 kV , 1 campo de tansformación

69/13.8 kV

Ampliación de la subestación Roosevelt 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de 3 campos de protección de linea 69 Kv

Ampliación de la subestación Monserrat 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de linea 69 kV.

Subestación de maniobras Lourdes 69 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestación de maniobra en configu-

ración doble barra con su campo de acoplamiento, 6 campos de

protección de linea de 69 kV.

Subestación de maniobras Incinate 69 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestación de maniobra en configu-

ración doble barra con su campo de acoplamiento, 8 campos de

protección de linea de 69 kV.

Subestación Cayalá 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestación de transformación con 1

campo de proteccion de linea 69 kV y 1 campo de transforma-

ción 69/13.8 kV de 14 MVA. 2 campos de 13.8 kV y 1 campo de re-

serva.

Subestación Incienso 230/69 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operación de subestación de transformacion en con-

figuración de interruptor y medio aislada en Gas. 2 campos de

protección de linea de 230 kV, 2 campos de proteccion de trans-

formador 230/69 kV de 300 MVA.

Ampliación de la subestación Incienso 69 kV 31-may-18 31-may-18 30-jun-18Puesta en operación de 11 campos de proteccion de linea 69 kV

aislados en Gas, 1 campo de reserva 69 kV aislado en Gas

Ampliación de la subestación Palestina 230/69 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18 Puesta en operación de 2 campos de protección de linea 69 kV

Subestación Naciones Unidas 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación de subestación de transformacion, 2 cam-

pos de protección de linea 69 kV, 1 campo de protección de

transformador 69/13.8 kV de 14MVA. 2 campos de 13.8 kV y 1

campo de reserva.

Subestación Santa Isabel 230/69 kv 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación de subestación de transformacion en con-

figuración doble barra con su campo de acople. 2 campos de

protección de linea 230 kV, 1 campo de protección de transfor-

mador 230/69 kV 145 MVA.

Ampliación de la subestación Carlos Dorión 69/13.8 kV 01-ene-18 01-ene-18 31-ene-18

Puesta en operción de subestacion en configuración Doble

barra con campo de acomple. 6 campos de protección de

entrada de linea 69 kV.

Ampliación de la Subestación Héctor Flores 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de 3 campos de protección de linea 69 Kv

Ampliación de la Subestación llano Largo 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de 3 campos de protección de linea 69 Kv

Ampliación en 69 kV de la subestación Portuaria 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17 Puesta en operación de 1 campo de protección de linea 69 Kv

Subestación Carolingia 69/13.8 kV 01-dic-17 01-dic-17 31-dic-17

Puesta en operación de subestación de transformacion. 2 cam-

pos de protección de linea, 1 campo de transformación 69/13.8

kV de 14 MVA. 2 campos de 13.8 kV y un campo de reserva.

36 /7

2.9.2.3 Mantenimientos Duke Transmisión

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha más

temprana de

comienzo

Fecha más

tardía de

comienzo


Reles de protección de linea Arizona San-Joaquin 1 03-dic-17 12-nov-17 14-ene-18 Calibración de protecciones

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y

Pacífico1 03-dic-17 12-nov-17 14-ene-18

Limpieza de aisladores, mantenimiento de tierras, mantenimiento

de paneles, prueba de seccionadores e interruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 1 15-nov-17 08-nov-17 29-nov-17

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas a

transformador, toma de muestra de aceite para analisis

fisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores e

interruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 1 22-nov-17 15-nov-17 06-dic-17

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas a


fisicoquimicos y cromatograficos, pruebas a seccionadores e

interruptores

Subestación Arizona Campo de salida y Barra 230 Kv /

Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 /

Transformador CEMEX

1 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17

Limpieza de aisladores, limpieza de cables / pruebas electricas a


fisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores e

interruptores

Relevadores de protección generadores 1 al 10 1 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17 Calibración de protecciones

Relevadores de protección outgoing feeder 1 al 4 1 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformador de potencia 1 1 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformadores de potencia

2 al 31 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de trasnsformadores de

servicios auxiliares 1 al 61 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17 Calibración de protecciones

Subestación Arizona Campo de salida hacia Subestación

San Joaquin AEA 901 y Barra de 230 kV1 05-nov-17 08-oct-17 26-nov-17

Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores de

corrriente CTs y transformadores de voltaje PTs y pruebas

eléctricas y de cierre/apertura a interruptor de potencia

Línea de transmisión 1 03-dic-17 12-nov-17 14-ene-18 Medición de Resistencia de Bajadas a Tierra

Subestación San Joaquin, Subestación Arizona 1 03-dic-17 12-nov-17 14-ene-18 Verificación de Redes de Tierras

2.9.2.4 Mantenimientos RECSA

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha mas

temprana de

comienzo

Fecha mas

tardía de

comienzo


Subestación Cruz de Santiago 1 09-nov-17 19-oct-17 30-nov-17Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos de

protección y aparamenta en general.

Subestación Patzun 1 09-nov-17 19-oct-17 30-nov-17Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos de


Línea 69kV Patzún a Cruz de Santiago 1 09-nov-17 19-oct-17 30-nov-17Mantenimiento de aislamiento, limpieza de cuerpos extraños en

cables y aisladores

Subestación Asunción Mita 1 23-nov-17 02-nov-17 14-dic-17Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos de


Línea 69kV El Progreso a Asunción Mita 1 23-nov-17 02-nov-17 14-dic-17Mantenimiento de aislamiento, puestas a tierra, identificación de

estructuras

Subestación Toliman 1 15-mar-18 22-feb-18 05-abr-18

Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos de

protección y aparamenta en general. Pruebas locales y a

distancia de equipo de alta y media tensión. Pruebas eléctricas

a transformador de potencia.

2.9.2.5 Mantenimientos TREO

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha mas

temprana de

comienzo

Fecha mas

tardía de

comienzo


Mantenimiento de Lineas Huehuetenango II - Esperanza y

Huehuetenango II - Covadonga 230 kv5 05-dic-17 05-dic-17 05-dic-17 Mantenimiento de línea de 230 KV

Mantenimiento de Subestacion La Esperanza 4 15-abr-18 10-abr-18 19-abr-18 Mantenimiento a aparamenta de potencia en subestación

Mantenimiento de Subestacion Huehuetenango II 4 15-abr-18 10-abr-18 19-abr-18 Mantenimiento a aparamenta de potencia en subestación

Mantenimiento de Subestacion Covadonga 4 15-abr-18 10-abr-18 19-abr-18 Mantenimiento a aparamenta de potencia en subestación

Mantenimiento de Lineas Huehuetenango II - Esperanza y

Huehuetenango II - Covadonga 230 kv4 15-abr-18 10-abr-18 19-abr-18 Mantenimiento a aparamenta de potencia en subestación

37 /7

2.9.2.6 Mantenimientos Transmisora De Energía Renovable, S.A.

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha más

temprana de

comienzo

Fecha más

tardía de

comienzo


Subestacion Chixoy II 90 13-mar-18 02-feb-18 02-abr-18

Calibracion de relevadores de Proteccion, Controladores de

Bahia, Pruebas electricas a CT´s, PT´s, Mantenimiento

estructuras de subestacion, limpieza, reapriete de racores e

inspeccion de aisladores, por configuracion de interruptor y medio

de la subestacion, no se interrumpe el transporte de energia

Subestacion Uspantan 60 13-mar-18 02-feb-18 02-abr-18

Calibracion de relevadores de Proteccion, Controladores de

Bahia, Pruebas electricas a Interruptores, CT´s, PT´s, trampas de

onda y Parrarayos, Mantenimiento estructuras de subestacion,

limpieza, reapriete de racores e inspeccion de aisladores, por

configuracion de interruptor y medio de la subestacion, no se

interrumpe el transporte de energia

2.9.2.7 Mantenimientos Empresa Propietaria De La Red, S.A.

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha más

temprana de

comienzo

Fecha más

tardía de

comienzo


Línea 230kV Aguacapa - La Vega 2 2 26-oct-17 18-oct-17 02-nov-17

Subestación Aguacapa,

Pruebas operativas de los esquemas de protección de la línea,

para verificar su correcto funcionamiento y garantizar una mayor

confiabilidad del mismo

Línea 230 kV Guate Norte - San Agustín 2 02-nov-17 26-oct-17 09-nov-17

Subestación Guate Norte




Línea 230 kV Panaluya - San Agustín 1 04-nov-17 28-oct-17 11-nov-17

Subestación Panaluya




Línea 230 kV Panaluya - San Nicolás 1 05-nov-17 29-oct-17 12-nov-17





Reactor 13.8 kV Subestación Panaluya 1 06-nov-17 30-oct-17 13-nov-17


Pruebas operativas de los esquemas de protección de bahía del

Reactor, para verificar su correcto funcionamiento y garantizar

una mayor confiabilidad del mismo

Subestación Aguacapa 2 01-mar-18 22-feb-18 08-mar-18

Bahía Aguacapa - La Vega II

Limpieza de aisladores de equipos, engrase a partes móviles, re

apriete de conexiones alta tensión, mantenimiento de paneles,

pruebas de Pararrayos, transformadores de medición,

seccionadores e interruptor de la bahía SIEPAC salida hacia La

Vega II (Se requiere apertura de línea)

Subestación Guate Norte 2 06-mar-18 27-mar-18 13-mar-18

Bahía San Agustín




seccionadores e interruptor de la bahía SIEPAC salida hacia San

Agustín (Se requiere apertura de línea)

Subestación Panaluya 6 08-mar-18 01-mar-18 15-mar-18

Bahías san Agustín, San Nicolás y Medio




seccionadores e interruptor de las bahía SIEPAC salida hacia

San Agustín, San Nicolás y Medio (Se requiere apertura de

líneas)

Subestación Panaluya 2 14-mar-18 07-mar-18 21-mar-18

Bahía Reactor 13.8 kV




seccionadores, interruptor y reactor(No se requiere apertura de

líneas, solo indisponibilidad del campo)

38 /7

2.9.2.8 Mantenimientos TRECSA

Equipo

Tiempo del

Mantenimiento

(días)

Fecha preferida

de comienzo

Fecha más

temprana de

comienzo

Fecha más

tardía de

comienzo


LT Pacífico - San José 230 KV 1 15-nov-17 31-oct-17 30-nov-17

Mantenimiento general a la línea: Herrajes, accesorios, cambio

de aisladores, limpieza de aislamiento. Mantenimiento a las

bahías asociadas en los extremos remotos. Verificación y

pruebas de protecciones.

LT Covadonga - Uspantán 230 KV 1 16-nov-17 01-nov-17 01-dic-17

Mantenimiento general a la línea: Herrajes, accesorios, cambio

de aisladores, limpieza de aislamiento. Mantenimiento a las

bahías asociadas en los extremos remotos. Verificación y

pruebas de protecciones.

3 CONCLUSIONES

Para el periodo noviembre de 2017 a abril de 2018, existe la suficiente capacidad instalada para suplir la

demanda del Sistema Nacional Interconectado, considerando la garantía de suministro de combustible, según

lo informado por los Participantes Productores mediante los informes emitidos por las empresas certificadoras

de procesos respecto a instalaciones necesarias y disponibilidad de suministro de combustible para poder

generar de forma continua durante todo el Año Estacional.

Para suplir la demanda de potencia y energía se estima que serán necesarias 305.7 miles de toneladas métricas

de carbón y 463 barriles de bunker, de este último combustible la cantidad se incrementará en la medida que

se presenten fallas en las centrales de vapor.

La producción de energía hidráulica para este Año Estacional se espera esté arriba al promedio histórico del

periodo 2000-2016, esperándose un incremento de 14.74 % debido en parte a la generación de Xacbal Delta

(4.87%) y el resto por el incremento esperado en producción hidroeléctrica.

La importación desde México para el periodo se estima en 250.86 GWh, considerado la metodología de

costos declarada por los Participantes, toda perteneciente a Energía del Caribe.

La exportación al SER se estima en 556.64 GWh, este monto incluye los Contratos Firmes MER y las

transacciones de oportunidad.

4 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

En el entendido que Energía No Suministrada (ENS), es la porción de la demanda de la energía proyectada

para el Año Estacional, que no puede ser atendida por falta de oferta o escasez de los recursos para la

producción de energía; se estima que para el periodo de estudio no habrá ENS.

El Mercado Mayorista puede abastecer la demanda local y las exportaciones previstas y con la adición de la

oferta de importación desde México se cuentan con márgenes de potencia y energía mayores que estarán

disponibles para el cubrimiento de la demanda, garantizando el abastecimiento en el Mercado Mayorista.

5 CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS

Según lo indicado en la NCC-13, numeral 13.12.1, se presentan de forma indicativa, los bloques de energía

mensual correspondientes a las centrales hidroeléctricas, calculados con una probabilidad de excedencia de

caudales de 80 % y 95 %.

39 /7

5.1 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80%

MES AGU-H CAF-H CAN-H CBN-H CHO-H CHX-H CND-H FLO-H HAG-H HCR-H HCV-H HEL-H HGY-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 25.873 5.647 21.408 4.375 2.761 167.830 2.912 2.039 1.420 0.397 0.799 0.603 0.068

10/2017 24.812 4.901 18.399 3.768 2.620 141.150 2.911 2.107 1.468 0.736 0.859 0.472 0.183

11/2017 14.631 3.298 10.678 2.049 2.480 57.312 2.348 1.493 1.042 0.795 0.831 0.423 0.343

12/2017 10.428 2.435 11.033 1.419 1.378 48.129 2.091 0.676 1.060 0.540 0.685 0.416 0.205

01/2018 10.986 2.466 10.399 1.234 1.640 37.208 1.877 1.021 0.630 0.521 0.633 0.406 0.371

02/2018 9.945 1.827 8.569 1.139 1.098 35.813 1.480 1.096 0.449 0.376 0.563 0.393 0.420

03/2018 10.086 1.683 9.259 1.168 1.026 48.896 1.399 1.496 0.369 0.437 0.616 0.433 0.464

04/2018 9.777 1.250 10.167 1.087 0.876 125.290 1.305 1.387 0.551 0.337 0.597 0.401 0.448

MES HIX-H HLP-H HPO-H HPO-H HPO-H HST-H JUR-H LES-H LFU-H LIB-H LVA-H MNL-H1 MNL-H2

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 0.958 1.242 1.012 3.234 2.356 0.617 20.758 6.990 9.600 2.607 5.067 2.308 15.282

10/2017 0.696 1.175 1.010 3.341 2.197 0.589 20.256 9.479 9.920 3.417 4.483 2.385 15.790

11/2017 0.624 1.296 1.110 1.587 1.409 0.580 12.521 0.797 4.689 2.576 4.821 0.635 8.976

12/2017 0.356 0.774 1.074 1.364 1.233 0.657 11.041 1.876 2.770 1.307 4.790 0.413 5.206

01/2018 0.265 1.164 1.133 1.173 1.118 0.865 10.771 1.401 1.811 1.376 4.627 0.168 3.628

02/2018 0.185 0.876 1.014 0.874 1.020 0.754 10.062 1.180 1.603 1.044 4.050 0.127 3.211

03/2018 0.218 0.930 1.149 0.851 1.270 0.852 11.737 1.158 1.566 1.034 4.422 0.125 3.153

04/2018 0.219 0.665 1.115 0.972 1.418 0.753 12.406 1.223 1.662 0.856 4.224 0.124 3.370

MES MTO-H MTZ-H OXE-H PAL-H PAS-H PNA-H PNA-H2 POR-H PVE-H PVI-H RAA-H RBO-H REC-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 5.659 4.252 0.000 2.035 4.827 2.450 0.294 0.000 4.826 26.437 1.650 1.962 9.508

10/2017 4.864 4.214 0.000 1.978 5.416 2.356 0.261 0.000 4.191 27.318 1.547 3.043 8.176

11/2017 2.823 3.277 2.891 1.243 4.320 2.028 0.220 0.000 2.332 26.437 2.990 4.270 5.496

12/2017 2.917 3.045 0.000 1.100 3.897 1.028 0.122 0.000 1.358 26.135 2.332 4.405 4.871

01/2018 2.749 2.988 0.000 1.060 3.346 0.670 0.079 0.000 1.222 23.026 3.196 4.155 4.645

02/2018 2.265 2.268 2.698 0.989 2.356 0.414 0.054 0.000 1.147 16.114 2.152 3.546 3.810

03/2018 2.448 2.087 0.000 1.166 1.968 0.451 0.061 0.000 1.127 15.419 1.707 3.317 4.079

04/2018 2.688 1.893 1.154 0.732 1.480 0.488 0.062 0.000 1.059 10.768 0.988 2.507 4.488

MES RE2-H REN-H RE2-H RE3-H SAL-H SEC-H SIS-H SMA-H STS-H VDA-H XAC-H XAD-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 7.211 41.480 69.183 43.479 0.532 10.710 1.182 4.214 8.621 0.287 26.706 18.128

10/2017 6.210 46.149 76.780 44.928 0.378 10.709 1.297 3.933 9.307 0.659 35.832 19.972

11/2017 4.110 32.040 54.014 41.819 0.111 8.638 1.138 2.810 5.832 0.662 36.971 12.241

12/2017 3.681 21.068 37.773 29.011 0.294 7.690 1.228 2.737 4.481 0.496 28.514 17.396

01/2018 3.544 19.784 35.296 27.022 0.306 6.903 0.733 2.539 3.238 0.542 23.334 10.308

02/2018 2.856 14.296 2.654 19.560 0.290 5.444 0.702 1.405 2.559 0.433 15.386 10.344

03/2018 3.071 11.095 19.612 15.324 0.360 5.146 0.672 1.499 2.105 0.290 13.693 8.700

04/2018 3.418 8.494 15.065 11.862 0.512 4.802 0.604 2.497 1.809 0.273 11.383 7.238

40 /7

5.2 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95%

MES AGU-H CAF-H CAN-H CBN-H CHO-H CHX-H CND-H FLO-H HAG-H HCR-H HCV-H HEL-H HGY-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 20.134 4.338 18.572 3.625 1.950 150.000 2.805 2.039 1.420 0.335 0.708 0.544 0.037

10/2017 16.115 3.691 14.542 2.861 1.436 97.992 2.803 2.107 1.468 0.666 0.706 0.376 0.081

11/2017 10.832 2.703 10.601 1.551 1.796 48.668 2.195 0.908 0.925 0.632 0.713 0.385 0.252

12/2017 9.322 1.760 10.056 1.166 0.915 37.530 1.832 0.435 0.878 0.425 0.607 0.381 0.132

01/2018 8.232 1.987 8.584 1.020 1.316 37.200 1.662 0.655 0.468 0.422 0.591 0.382 0.288

02/2018 7.913 1.457 6.879 0.998 0.904 33.657 1.304 0.495 0.318 0.341 0.559 0.384 0.334

03/2018 8.817 1.243 7.697 0.959 0.655 38.593 1.300 0.883 0.282 0.370 0.610 0.408 0.400

04/2018 8.488 0.661 8.069 0.832 0.490 53.580 1.114 1.193 0.247 0.270 0.590 0.355 0.336

MES HIX-H HLP-H HPO-H HPO-H HPO-H HST-H JUR-H LES-H LFU-H LIB-H LVA-H MNL-H1 MNL-H2

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 0.754 0.765 0.991 2.721 1.963 0.589 17.575 4.210 9.600 2.284 2.403 2.308 15.282

10/2017 0.465 0.839 0.970 3.341 1.358 0.544 11.948 7.341 9.920 2.635 2.817 2.385 15.790

11/2017 0.573 0.873 1.087 1.181 1.018 0.501 8.259 0.797 3.732 2.234 4.312 0.440 7.339

12/2017 0.321 0.513 1.058 0.925 0.835 0.572 6.986 1.485 2.683 0.872 4.464 0.341 4.937

01/2018 0.223 1.048 1.102 0.619 0.722 0.819 6.663 1.258 1.733 1.238 4.442 0.156 3.473

02/2018 0.128 0.693 0.986 0.580 0.748 0.676 6.918 0.903 1.528 0.848 3.813 0.113 3.088

03/2018 0.175 0.814 1.120 0.706 0.957 0.802 8.944 0.897 1.499 0.831 4.163 0.119 3.019

04/2018 0.128 0.554 1.101 0.701 1.047 0.700 9.403 0.990 1.614 0.722 3.587 0.117 3.273

MES MTO-H MTZ-H OXE-H PAL-H PAS-H PNA-H PNA-H2 POR-H PVE-H PVI-H RAA-H RBO-H REC-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 4.909 2.664 0.000 1.719 4.010 1.828 0.210 0.000 3.395 22.583 1.650 1.329 8.270

10/2017 3.844 3.437 0.000 1.174 4.605 1.540 0.193 0.000 2.882 25.041 1.547 1.698 6.548

11/2017 2.802 2.053 2.891 0.812 3.553 1.430 0.169 0.000 1.389 26.437 2.767 3.258 4.755

12/2017 2.658 2.261 0.000 0.688 3.165 0.887 0.087 0.000 0.997 18.001 2.138 1.911 4.468

01/2018 2.269 2.033 0.000 0.655 2.577 0.346 0.035 0.000 0.768 19.994 2.960 3.125 3.796

02/2018 1.819 1.726 2.698 0.664 1.645 0.217 0.021 0.000 0.833 10.348 1.833 1.995 3.058

03/2018 2.035 1.304 0.000 0.886 1.225 0.335 0.033 0.000 0.878 9.213 1.451 2.578 3.436

04/2018 2.133 0.943 1.154 0.732 1.190 0.271 0.031 0.000 0.754 7.286 0.764 2.181 3.580

MES RE2-H REN-H RE2-H RE3-H SAL-H SEC-H SIS-H SMA-H STS-H VDA-H XAC-H XAD-H

05/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

06/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

07/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

08/2017 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

09/2017 6.309 26.562 44.954 35.161 0.462 10.317 0.763 4.214 6.414 0.150 22.565 15.282

10/2017 5.093 34.987 60.613 44.928 0.249 10.310 0.944 3.607 7.143 0.253 30.060 18.981

11/2017 3.635 19.867 34.214 26.910 0.111 8.073 0.819 2.645 3.577 0.492 32.848 12.241

12/2017 3.383 16.213 29.221 22.439 0.227 6.740 0.862 2.489 3.479 0.366 24.936 17.076

01/2018 2.856 17.452 31.429 23.929 0.171 6.115 0.506 2.089 2.524 0.412 21.333 10.308

02/2018 2.327 9.034 2.654 12.783 0.191 4.798 0.472 1.405 2.136 0.351 14.452 9.703

03/2018 2.592 7.684 14.292 10.997 0.289 4.782 0.334 1.499 1.712 0.205 13.058 8.298

04/2018 2.720 5.917 11.017 8.656 0.432 4.099 0.280 2.002 1.323 0.199 10.541 6.702

41 /7

6 INFORME TÉCNICO DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y SISTEMAS SECUNDARIOS CORRESPONDIENTE AÑO ESTACIONAL 2017-2018

6.1 RESUMEN EJECUTIVO

De conformidad a lo establecido en el numeral 9.5.2.2 de la Norma de Coordinación Comercial 09 se

procedió a efectuar una evaluación de los sistemas secundarios. Tomando en cuenta la incorporación

de los proyectos y ampliaciones consideradas en la Programación de Largo Plazo.

Asimismo, se realizó la evaluación para identificar si existen elementos que podrían ser trasladados del

Sistema Secundario al Sistema Principal.

Con relación a la evaluación del uso de los elementos de transmisión correspondientes a los Sistemas

Secundarios de Transmisión y sub Transmisión, se puede indicar que la incorporación de los Proyectos

de Transmisión correspondientes a los planes de expansión, ocasionan modificaciones en el

comportamiento de los flujos de energía en la red de transmisión de la región sur del país y

consecuentemente podría realizarse la modificación de los Sistemas Secundarios de Transmisión de la

siguiente manera:

Sistema Secundario TRELEC – San José: Se conformará por el tramo de línea entre las

subestaciones Pacífico – Costa Linda – San José. Se recomienda retirar de dicho Sistema

Secundario de Transmisión el tramo de línea que interconecta a la subestación Escuintla 2

(Alborada) con Pacífico.

Sistema Secundario de Transmisión Miriam – Santa Ana. La incorporación de la

Subestación La Unión 230 kV así como el transformador 230/69 kV, permitirá evacuar la

generación del ingenio La Unión en la red de 230 kV, esto aunado a que Generadora Santa

Lucía no resulta despachada en el resultado de la optimización indicativa, ocasiona que la

inyección de potencia sea contrario al flujo de energía el cual se orienta desde El Sistema

Principal en dirección de la demanda. Por tal motivo los elementos de transmisión que

forman el SST Miriam – Santa Ana pueden formar parte del Sistema Secundario de

Subtransmisión. Asimismo, se hace la salvedad que éstos elementos son susceptibles también

de ser parte del Sistema Principal al incorporarse la línea de transmisión Miriam – Cocales.

Sistema Secundario de Transmisión Santa Ana TRELEC – Escuintla. De la misma

manera, la incorporación de la subestación Santa Ana de la empresa TRECSA, así como el

tramo de línea de transmisión Pacífico – Santa Ana 230 kV, aunado a lo indicado para el SST

Miriam – Santa Ana, ocasiona que la dirección del flujo de energía en los elementos de dicho

Sistema de Secundario sea en dirección desde el Sistema Principal hacia la demanda. Por

consiguiente, los elementos de transmisión que forman el SST Santa Ana TRELEC –

Escuintla, les correspondería formar parte del Sistema Secundario de Subtransmisión.

Asimismo, se hace la salvedad que estos elementos son susceptibles también de pasar a

formar parte del Sistema Principal al incorporarse la línea de transmisión Miriam – Cocales.

Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Trinidad B5. La incorporación de la

subestación Belem, así como la generación denominada Trinidad Bloque 5, ocasiona una

inversión del flujo de energía en dirección desde el agente productor hacia el Sistema

Principal. Por tal motivo, se recomienda la creación del Sistema Secundario de Transmisión

TRELEC – Trinidad Bloque 5. La cual debe estar conformada por los tramos de línea de

transmisión Los Lirios –Belem Maniobra - Belem, el transformador de potencia 69/13.8 kV

de la Subestación Belem y las bahías de conexión correspondientes.

Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Las Vacas. Así mismo, se identificó

como resultado de los flujos de energía obtenidos, que corresponde la creación del Sistema

Secundario de Transmisión TRELEC – Las Vacas, el cual debe estar conformado por el tramo

42 /7

de línea de transmisión de 69 kV San Juan Sacatepéquez – Ciudad Quetzal, así como las

bahías de conexión.

De conformidad con los resultados obtenidos, se pudo identificar que es factible trasladar los tramos

siguientes de línea de transmisión del Sistema Secundario al Sistema Principal ya que los elementos

que mallan dichos elementos de transmisión ya están habilitados comercialmente, los elementos son

los siguientes:

No. Nodo 1 Nodo 2 Condición 1 ALB-230 PAC-230 Surge al entrar en operación la subestación Pacífico 230 kV.

3 ESP-138 POL-138 Surge al entrar en operación el Banco 230/138 kV de

Huehuetenango II.

Tabla 24 Elementos de Transmisión del Sistema Secundario que deben ser considerados Sistema Principal

6.2 RESULTADOS DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN

La Norma de Coordinación Comercial No. 9 establece que la Potencia Transmitida en el sentido

preponderante del flujo o la reservada por un participante productor o consumidor; es la que sirve de base

para la asignación del pago del peaje de los Sistemas Secundarios.

De la misma manera, establece que los participantes productores, para cada punto de conexión, pagarán el

cargo por peaje de las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión, que utilicen

para conectarse con el Sistema Principal, cuando inyecten en el sentido del flujo preponderante de energía.

Los participantes consumidores pagarán el cargo por peaje de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de

Subtransmisión, que utilicen para conectarse con el Sistema Principal, cuando retiren en el sentido del flujo

preponderante de energía.

Las instalaciones de los Sistemas Secundarios serán las que defina, mediante resolución, la Comisión

Nacional de Energía Eléctrica a propuesta del Administrador del Mercado Mayorista.

6.3 METODOLOGÍA

La determinación del criterio de preponderancia del flujo de energía, se realizó mediante análisis de flujos de

potencia empleando el software PSS/E así como los resultados del flujo de energía en los circuitos de

transmisión resultantes de las simulaciones de la Programación de Largo Plazo en el Sistema Nacional

Interconectado. Las bases de datos corresponden a los escenarios preparados para la Programación de Largo

Plazo del Año Estacional bajo estudio.

Esta identificación permitirá aplicar a los participantes que usan los sistemas secundarios de transmisión los

valores de Costo Mensual de Transmisión de cada instalación del sistema, por lo cual debe desglosarse

claramente y en forma individual, los elementos del sistema que son usados por Agentes Productores, que

hagan uso de dichos sistemas en el sentido preponderante del flujo de energía.

6.4 PREMISAS CONSIDERADAS PARA LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO

Para poder determinar los flujos preponderantes y las instalaciones que son usadas por los participantes

productores y grandes usuarios, se consideraron las siguientes premisas:

i) Se tomarán como base los flujos de demanda máxima, media y mínima de la Época Seca y

Lluviosa de la Programación de Largo Plazo del año Estacional.

ii) Para el Agente Productor, se verificará cada uno de los elementos del sistema secundario, que

forman parte de la trayectoria de menor impedancia eléctrica, para conectar a dicho Agente

con el Sistema Principal.

iii) Solamente se asignará para costos de peaje, los tramos o elementos del sistema secundario de

transmisión en que el flujo de energía del elemento coincida con la dirección de trayectoria

del nodo en que se ubica el generador, al punto del sistema principal en que este se conecta.

43 /7

iv) La parte del costo del elemento que corresponda a los Participantes Consumidores, formará

parte del CAT que se aplicará a estos consumidores, de acuerdo a la norma mencionada.

6.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN

De acuerdo a la evaluación efectuada se concluye lo siguiente con relación a los Sistemas Secundarios

de Transmisión.

a) Sistema Secundario de TRELEC - San José

Con la incorporación de la subestación Pacífico al SNI y Costa Linda, el sistema secundario de

Transmisión que interconecta a la central de Generación San José con el Sistema Principal queda

definido por los activos siguientes: La línea de transmisión de Pacífico – San José 230 kV. Así mismo

el tramo entre las subestaciones Escuintla 2 – Pacífico pasa a formar parte del Sistema Principal.

Ilustración 8 Diagrama Unifilar SST TRELEC – San José

b) Sistema Secundario de Transmisión Escuintla 2 – PQP

El sistema secundario de Transmisión que interconecta a las centrales de Generación PQP y Poliwatt

con el Sistema Principal no tiene modificaciones según el inventario de activos. El Sistema

Secundario de Transmisión lo conformarán: La línea de transmisión de 230 Kv Escuintla 2 (ALB-230)

– PQP (ENR-230) propiedad de TRELEC, así como la bahía de conexión en Subestación Escuintla 2

(ALB-230) propiedad de ETCEE.

Ilustración 9 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 - PQP

44 /7

c) Sistema Secundario de Transmisión Miriam - La Unión

Se conforma con el tramo de línea de transmisión entre los nodos MIR-69 que corresponde a la

subestación Miriam y LUN-69 que corresponde a la subestación La Unión, así como de la bahía de

conexión.

d) Sistema Secundario de Transmisión Miriam – Generadora Santa Lucía:

El cual comprende la bahía de conexión en la subestación Miriam.

e) Sistema Secundario de Transmisión Miriam – Santa Ana TRELEC:

La incorporación de la Subestación La Unión 230 kV así como el banco el transformador 230/69 kV,

permitirá evacuar la generación del ingenio La Unión en la red de 230 kV, esto aunado a que

Generadora Santa Lucía no resulta despachada en el resultado de la optimización indicativa, ocasiona

que la inyección de potencia sea contrario al flujo de energía el cual se orienta desde El Sistema

Principal en dirección de la demanda. Por tal motivo los elementos de transmisión que conforman el

Sistema Secundario de Transmisión Miriam – Santa Ana, tendrían que pasar a formar parte del

Sistema Secundario de Subtransmisión Trelec Región Central, esto hasta que entren en operación

comercial los elementos de transmisión que ocasionan la modificación del flujo de energía. Así

mismos se hace la salvedad que éstos elementos son susceptibles también de pasar a formar parte del

Sistema Principal al incorporarse la línea de transmisión Miriam – Cocales.

f) Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Santa Ana:

Debido a que se incorporó la subestación de 230 kV Santa Ana TRECSA, así como la línea de

transmisión Pacífico - Santa Ana 230 kV, la generación proveniente de los bloques del Ingenio Santa

Ana es evacuada directamente al Sistema Principal; sin embargo se recomienda que siempre quede

establecido el sistema Secundario de Subtransmisión TRELEC – Santa Ana, el cual está formado por

el tramo de línea de transmisión que interconecta a los nodos SAA-693 correspondiente a la

subestación Santa Ana TRELEC y SAA-69 correspondiente a la subestación del Ingenio Santa Ana,

así como de la bahía de conexión, por ser de uso exclusivo por el Ingenio Santa Ana.

g) Sistema Secundario de Transmisión Santa Ana TRELEC – Escuintla.

De la misma manera, la incorporación de la subestación Santa Ana de la empresa TRECSA, así como

el tramo de línea de transmisión Pacífico – Santa Ana 230 kV, aunado a lo indicado para el SST

Miriam – Santa Ana, ocasiona que el sentido del flujo de energía sea en dirección desde el Sistema

Principal hacia la demanda. Por consiguiente, los elementos de transmisión que forman el Sistema

Secundario de Transmisión Santa Ana TRELEC – Escuintla, pueden pasar a formar parte del Sistema

Secundario de Subtransmisión TRELEC región central al entrar en operación comercial los elementos

que ocasionan dicha inversión de flujo. Así mismos se hace la salvedad que éstos elementos son

susceptibles también de pasar a formar parte del Sistema Principal al incorporarse la línea de

transmisión Miriam – Cocales.

45 /7

Ilustración 10 Diagrama Unifilar Sistemas Secundarios de Transmisión La Unión, Santa Lucía y Santa Ana.

h) Sistema Secundario de Transmisión Mayan Golf - La Libertad

El sistema secundario de Transmisión Mayan Golf – La Libertad, no presenta modificación. Seguirá

estando conformado por los tramos de líneas de transmisión que interconectan los nodos SAM-69D,

MGO-691, FRI-69D, MGO-69, LLI-69D, así como las bahías asociadas.

Ilustración 11 Diagrama Unifilar SST Mayan Golf – La Libertad

46 /7

i) Sistema Secundario de Transmisión Laguna - Textiles del Lago

El sistema secundario Laguna – Textiles del Lago no tiene modificación, sigue conformado por los

tramos de línea de transmisión que conforman la línea de transmisión que va desde la Subestación

Laguna a la Subestación Textiles, así como la bahía de conexión.

Ilustración 12 Diagrama Unifilar SST Laguna – Textiles del Lago.

j) Sistema Secundario de Transmisión TRELEC - El Salto

El Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – El Salto tampoco tiene modificaciones y seguirá

conformado por la línea de transmisión de 69 kV Santa María Márquez – El Saldo, así como la bahía

de conexión correspondiente.

Ilustración 13 Diagrama Unifilar SST TRELEC – El Salto

47 /7

k) Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Concepción

El Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Concepción tampoco tiene modificaciones. Seguirá

integrado por los tramos de línea de transmisión que interconectan los nodos SMM-69, CON - 69 y

CON-691, así como la bahía de conexión correspondiente.

Ilustración 14 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Concepción

l) Sistema Secundario de Transmisión Palín 2

El Sistema Secundario de Transmisión Palín 2 lo sigue conformando la línea de transmisión de 138 kV

Palín – Hidroeléctrica Palín, así como la bahía de conexión correspondiente.

m) Sistema Secundario de Transmisión Palín – Ortitlán

Debido a la incorporación de la Central Eólica de Generación Viento Blanco, se recomienda modificar

el detalle del sistema Secundario de Transmisión Ortitlán el cual queda conformado por el tramo de

línea de transmisión que interconecta las subestaciones Viento Blanco – Ortitlán y Palín 2 – Ortitlán,

así como la bahía de conexión correspondiente en la subestación Palín II

Ilustración 15 Diagrama Unifilar SST Palín – Viento Blanco – Ortitlán y Palín 2.

48 /7

n) Sistema Secundario de Transmisión Río Bobos

El Sistema Secundario de Transmisión Río Bobos no tiene modificaciones. Quedará integrado por la

línea de transmisión La Ruidosa – Rio Bobos y la bahía de conexión correspondiente.

Ilustración 16 Diagrama Unifilar SST Río Bobos

o) Sistema Secundario de Transmisión Telemán - Secacao

El Sistema de Transmisión Secacao tampoco tiende modificaciones. Está integrado por línea de

transmisión Telemán – Secacao y la bahía de conexión.

Ilustración 17 Diagrama Unifilar SST Telemán - Secacao.

49 /7

p) Sistema Secundario de Transmisión Escuintla 2 – Tampa

El Sistema Secundario de Transmisión Escuintla 2 – Tampa, no tiene modificaciones, lo conforma

solamente la bahía de conexión en la subestación Escuintla 2.

Ilustración 18 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 – Tampa.

q) Sistema Secundario de Transmisión Los Brillantes – IRTRA

El Sistema Secundario de Transmisión Los Brillantes – IRTRA no tiene modificaciones. Lo conforma

el tramo de línea de transmisión entre los nodos Los Brillantes – Irtra y la bahía de conexión.

Ilustración 19 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - IRTRA.

50 /7

r) Sistema Secundario de Transmisión Los Brillantes - San Isidro

El Sistema Secundario de Transmisión Los Brillantes – San Isidro, no tiene modificación, lo

conforman el tramo de línea de transmisión de Los Brillantes a la Central de Generación San Isidro, así

como la bahía de conexión.

Ilustración 20 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes – San Isidro

s) Sistema Secundario de Transmisión ETCEE - El Porvenir

El Sistema Secundario de Transmisión El Porvenir sigue estando formado por la línea de transmisión

Malacatán – El Porvenir y la bahía de conexión correspondiente.

Ilustración 21 Diagrama Unifilar SST ETCEE – El Porvenir

51 /7

t) Sistema Secundario de Transmisión Los Brillantes – México

El Sistema Secundario Los Brillantes México no tiene modificaciones. Sigue conformado por el tramo

de línea de transmisión perteneciente al agente transportista entre las subestaciones Los Brillantes –

Tapachula Potencia, así como la subestación Los Brillantes 400 kV, el banco de transformación

400/230 kV y la bahía de conexión de 230 kV de la Subestación Los Brillantes.

Ilustración 22 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - México

u) Sistema Secundario de Transmisión Duke Energy

El sistema Secundario de Transmisión Duke Energy está conformado por la línea de transmisión San

Joaquín – Arizona, la Subestación Arizona, los transformadores de potencia 230/13.8 kV de la

Subestación Arizona y la bahía de conexión en Subestación San Joaquín.

Ilustración 23 Diagrama Unifilar SST Duke Energy

52 /7

v) Sistema Secundario de Transmisión TREO - Xacbal

El Sistema Secundario de Transmisión TREO – Xacbal no tiene modificaciones y sigue estando

formado por el tramo de línea de transmisión entre las subestaciones Covadonga – Xacbal, la

subestación de 230 kV Xacbal, la subestación de 34.5 kV Xacbal y el transformador de potencia

230/34.5 kV.

Ilustración 24 Diagrama Unifilar SST TREO - Xacbal

w) Sistema Secundario de TRELEC – Trinidad B5

La incorporación de la subestación Belem, así como la generación denominada Trinidad Bloque 5,

ocasiona una inversión del flujo de energía en dirección desde el agente productor hacia el Sistema

Principal. Por tal motivo, se recomienda la creación del Sistema Secundario de Transmisión TRELEC

– Trinidad Bloque 5, el cual debe estar conformada por los tramos de línea de transmisión Los Lirios –

Belem Maniobra - Belem transformación, así como el transformador de potencia 69/13.8 kV de la

Subestación Belem y las bahías de conexión correspondientes.

Ilustración 25 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Trinidad B5

53 /7

x) Sistema Secundario de TRELEC – Las Vacas

Así mismo, se identificó como resultado de los flujos de energía obtenidos, que corresponde la

creación del Sistema Secundario de Transmisión TRELEC – Las Vacas, el cual debe estar conformado

por el tramo de línea de transmisión de 69 kV San Juan Sacatepéquez – Ciudad Quetzal, así como las

bahías de conexión.

Ilustración 26 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Las Vacas

y) Sistema Secundario de Sub-transmisión

Los Sistemas Secundarios de Sub-transmisión estarán integrados por los activos de transmisión que no

forman parte de los Sistemas Secundarios de Transmisión ni del Sistema Principal, y se agrupan de

acuerdo a los agentes propietarios de las instalaciones y la región del país en el cual prestan el servicio

correspondiente. El detalle se indica en la información de la base de datos de activos, a continuación,

se listan los Sistemas Secundarios de Sub-transmisión:

i. Sistema Secundario de Sub-transmisión ETCEE Región Central.

ii. Sistema Secundario de Sub-transmisión ETCEE Región Occidente.

iii. Sistema Secundario de Sub-transmisión ETCEE Región Oriente.

iv. Sistema Secundario de Sub-transmisión ETCEE – Aceros de Guatemala.

v. Sistema Secundario de Sub-transmisión TRELEC Región Central.

vi. Sistema Secundario de Sub-transmisión RECSA Región Occidente.

vii. Sistema Secundario de Sub-transmisión RECSA Región Oriente.

viii. Sistema Secundario de Sub-transmisión Global Cement.

6.6 METODOLOGÍA EMPLEADA PARA LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CNEE 30-98

Con relación a la metodología que se emplea para evaluar el uso de los elementos de transmisión para

identificar si pueden ser parte del Sistema Principal, se indica que se emplean los lineamientos

indicados en la Resolución CNEE 30-98. En el presente caso, se consideraron las premisas más

recientes recibidas de la CNEE mediante oficio CNEE-33934-2016, en el que se solicitaba la

aplicación de dicha metodología para aplicarla a las obras del plan de expansión 2016-2025, en las

cuales definen los nodos de generación y consumo que deben ser empleados, éstos últimos acotados a

las bahías que están modeladas en la Programación de Largo Plazo, siendo éstos los siguientes.

Nodos de Centro de Consumo: Escuintla 1 230 kV (ESC-231). La Esperanza 230kV (ESP-

230), Guate Este 230kV (GES-231), Guate Norte 230kV (GNO-231), Guate Sur 230kV

(GSU-231), Huehuetenango II 230kV (HUE-232) , Izabal 230kV (IZB-230), La Vega 230kV

(LVG-230) , Los Brillantes 230kV (LBR-231), Morales 230kV (MOR-230), Palestina 230 kV

54 /7

(PLl-230), Panaluya 230kV (PAN-230), San Agustín 230kV (SAS-230), Tactic 230kV (TIC-

231), Uspantán 230kV (USP-230) y Ahuachapán 230 (AHU-230) en sustitución de Nodo

Frontera y Palestina 230 kV (PLT-230).

Los nodos de Generación fueron los siguientes: AGU-230, AMA-69, ARl-230, CAN-69,

CGP-69, CHO-69, CHX-231, CND-69, COB-69, CON-69, ENR-230, EPl-69, ESC-231,

ESC-691, EST-69, GCS-138, GEC-69, GEN-69, GGO-69, HRU-138, JUR-138, LAG-69,

LES-69, LLl-69, LPA-231, LUN-69, LVA-69, MAG-231, MAG-69, MNL-69, MTl-69,

MTO-69, MIR-69, MTZ-69, ORT-138, PAL-138, PAS-69, PET-69, PGO- 230, PNA-69,

PNT-69, POR-69, PVE-69, PVl-230, RBO-69, REC-69, REN-69, SAA-69, SAL-69, SEC-69,

SID-230, SJO-230, SJU-69, SMA-69, STS-69, TAM-230, TDL-69, THP-400, TND-69, TUL-

69, VDA-69, XAC-230, ZUN-69.

El procedimiento que se realizó para aplicar la metodología indicada en la resolución CNEE-30-98 fue

el siguiente:

a) Las simulaciones se realizaron empleando la base de datos remitida por la CNEE en

formato *.raw.

b) Las simulaciones se realizaron con el software PSS/E, versión 33.5.2.

c) Se verificó la existencia de las demandas de 10 MW definidas previamente en los nodos de

consumo definidos por la CNEE, las demás demandas se desconectaron.

d) Para cada nodo "g" de generación definido por la CNEE, se realizó un flujo de cargas de

corriente directa, simulando un generador ficticio con una inyección de potencia igual a la

suma de las demandas en los nodos de centro de consumo determinados por la CNEE.

e) Para cada resultado correspondiente al flujo de carga de corriente directa, se generaron

archivos de salida en formato plano TXT.

f) Se procedió a extraer la información correspondiente de los resultados de flujos de carga

para los diferentes casos de nodos de generación, conformando la matriz de uso de todas las

líneas de transmisión que forman el Sistema Nacional Interconectado.

g) Se marcaron como usadas por el generador, todas las líneas en el cual el flujo fue superior a

0 MW, la precisión empleada para éste procedimiento fue de 0.1 MW, de acuerdo a lo

establecido en la metodología.

h) Se determinó el porcentaje ponderado de uso para cada una de las líneas de transmisión,

identificando como elemento que conforma el sistema principal cuando el porcentaje de uso

de dicha línea resultó superior al 70% del total de los generadores.

6.7 COMENTARIOS DEL ESTUDIO

La simulación se realizó con las bases de datos de la Programación Anual Estacional, respetando la

configuración, parámetros de impedancia y resistencia de los elementos de transmisión y la topología

de la misma.

6.8 OPINIÓN TÉCNICA

Al revisar los resultados obtenidos, se puede concluir que los mismos son acordes a la metodología

preestablecida, los elementos de transmisión resultantes como sistema principal corresponden a los

elementos de transmisión que se encuentran operando en una configuración mallada y cuyo uso por los

diferentes nodos de generación es superior al margen de error establecido en la resolución CNEE-30-

55 /7

98. De la misma manera los resultados de la evaluación de los Sistemas Secundarios de Transmisión

son acordes a la metodología preestablecida, de conformidad con lo establecido en la Norma de

Coordinación Comercial Número 9, la cual establece que el participante productor, para cada punto de

conexión, pagarán el cargo por peaje de las instalaciones pertenecientes a los Sistemas Secundarios de

Transmisión, que utilicen para conectarse con el Sistema Principal, cuando inyecten en el sentido del

flujo preponderante de energía.

6.9 ANEXO 1. RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 30-98.

A continuación, se indican las líneas de transmisión que resultan como sistema principal, al realizar la

aplicación de la metodología indicada en la resolución de CNEE 30-98:

FROMBUS NAME TOBUS NAME CKT TOTAL % Observación

1101 AGU-230 1124 LVG-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1101 AGU-230 1124 LVG-230 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1101 AGU-230 1140 PAC-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1102 ALB-230 1106 ESC-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1102 ALB-230 1106 ESC-231 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1102 ALB-230 1109 GSU-231 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1102 ALB-230 1140 PAC-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1106 ESC-231 1109 GSU-231 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1106 ESC-231 1120 SJQ-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1106 ESC-231 1132 SIQ-230 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1107 GES-231 1108 GNO-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1107 GES-231 1108 GNO-231 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1107 GES-231 1109 GSU-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1107 GES-231 1109 GSU-231 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1107 GES-231 1170 SNT-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1108 GNO-231 1444 TIC-231 1 61 97% SISTEMA PRINCIPAL

1108 GNO-231 1448 TIC-232 2 61 97% SISTEMA PRINCIPAL

1108 GNO-231 1771 SAS-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1110 LBR-231 1119 ESP-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1110 LBR-231 1145 PGO-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1113 ESC-138 1115 JUR-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1113 ESC-138 1755 GCS-138 1 58 92% SISTEMA PRINCIPAL

1114 GSU-138 1115 JUR-138 1 60 95% SISTEMA PRINCIPAL

1114 GSU-138 1122 PAL-138T 2 60 95% SISTEMA PRINCIPAL

1115 JUR-138 1122 PAL-138T 1 60 95% SISTEMA PRINCIPAL

1119 ESP-230 1841 HUE-232 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1120 SJQ-230 1140 PAC-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1124 LVG-230 1129 MOY-232 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1124 LVG-230 1170 SNT-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1124 LVG-230 28161 AHU-230 2 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1125 MOY-231 1126 MOY-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1125 MOY-231 28161 AHU-230 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

56 /7

1126 MOY-230 1129 MOY-232 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1132 SIQ-230 1145 PGO-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1132 SIQ-230 1219 MAG-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1139 PLT-230 1140 PAC-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1139 PLT-230 1140 PAC-230 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1140 PAC-230 1219 MAG-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1141 CHX-233 1444 TIC-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1141 CHX-233 1448 TIC-232 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1141 CHX-233 1771 SAS-230 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1141 CHX-233 1845 USP-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1141 CHX-233 1845 USP-230 2 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1151 ESC-691 1240 EJO-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1153 GNO-692 1408 NOV-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1156 GSU-692 1159 GST-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1156 GSU-692 1425 LVG-69 1 52 83% SISTEMA PRINCIPAL

1159 GST-69 1331 SJG-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1240 EJO-69 1241 PNT-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1241 PNT-69 1303 COC-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1301 CHM-69 1331 SJG-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1301 CHM-69 1810 PAT-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1303 COC-69 1816 CAO-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1303 COC-69 1833 TOL-69 1 46 73% SISTEMA PRINCIPAL

1304 ESP-69 1321 ZUN-69D 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1304 ESP-69 1329 XEL-69D 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1306 LBR-691 1338 EPI-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1306 LBR-691 1374 SFE-69 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1309 MAZ-69 1336 LCR-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1309 MAZ-69 1835 PNA-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1314 SMA-69 1374 SFE-69 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1314 SMA-69 1813 ZUN-692 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1315 SOL-69 1318 ALK-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1315 SOL-69 1810 PAT-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1315 SOL-69 1833 TOL-69 1 46 73% SISTEMA PRINCIPAL

1318 ALK-69 1329 XEL-69D 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1321 ZUN-69D 1322 ZUN-69 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1322 ZUN-69 1813 ZUN-692 1 45 71% SISTEMA PRINCIPAL

1336 LCR-69 1338 EPI-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1406 LES-69 1411 PRO-69 1 52 83% SISTEMA PRINCIPAL

1406 LES-69 1439 LAP-69D 1 52 83% SISTEMA PRINCIPAL

1407 LRU-69 1431 RIO-69 1 61 97% SISTEMA PRINCIPAL

1407 LRU-69 1432 MYE-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

57 /7

1407 LRU-69 1736 MOR-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1408 NOV-69 1414 SAN-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1409 PAN-69 1432 MYE-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1409 PAN-69 1435 SCR-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1414 SAN-69 1433 RAN-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1416 SJU-69 1447 TIC-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1416 SJU-69 1447 TIC-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1416 SJU-69 1758 STS-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1418 CEL-69 1433 RAN-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1418 CEL-69 1713 TFM-691 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1422 PRO-138 1434 MOY-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1422 PRO-138 1445 IPA-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1423 CLL-138 1755 GCS-138 1 58 92% SISTEMA PRINCIPAL

1423 CLL-138 1795 HRU-138 1 58 92% SISTEMA PRINCIPAL

1425 LVG-69 1439 LAP-69D 1 52 83% SISTEMA PRINCIPAL

1427 EST-69 1431 RIO-69 1 61 97% SISTEMA PRINCIPAL

1427 EST-69 1735 IZA-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1427 EST-69 14002 OXE-691 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1433 RAN-69 1772 SAS-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1434 MOY-138 1795 HRU-138 1 58 92% SISTEMA PRINCIPAL

1435 SCR-69 1491 TEC-692 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1444 TIC-231 1448 TIC-232 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1444 TIC-231 1730 IZA-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1445 IPA-138 1493 RGR-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1490 TEC-691 1492 IAT-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1490 TEC-691 1714 TFM-692 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1491 TEC-692 1492 IAT-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1493 RGR-138 1497 CQM-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1497 CQM-138 1498 ZCA-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1498 ZCA-138 1499 PAN-138 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1710 PAN-230 1732 MOR-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1710 PAN-230 1771 SAS-230 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1713 TFM-691 1715 TFM-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1714 TFM-692 1715 TFM-69 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

1718 TEL-69 1758 STS-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1718 TEL-69 14002 OXE-691 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1816 CAO-69 1835 PNA-69 1 62 98% SISTEMA PRINCIPAL

1820 ESP-138 1821 POL-138 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1821 POL-138 1842 HUE-1382 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

1840 COV-230 1841 HUE-232 1 57 90% SISTEMA PRINCIPAL

1840 COV-230 1845 USP-230 1 57 90% SISTEMA PRINCIPAL

58 /7

28161 AHU-230 1124 LVG-230 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL

28161 AHU-230 1125 MOY-231 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL

A continuación, se indican los transformadores de potencia modelados con dos devanados, los cuales

interconectan nodos donde se conectan líneas de transmisión que surgen como Sistema Principal al realizar la

aplicación de la metodología indicada en la

From Bus Number From Bus Name To Bus Number To Bus Name Id

1102 ALB-230 230.00 1151 ESC-691 69.000 1

1106 ESC-231 230.00 1151 ESC-691 69.000 1

1109 GSU-231 230.00 1154 GSU-691 69.000 2

1109 GSU-231 230.00 1156 GSU-692 69.000 1

1126 MOY-230 230.00 1434 MOY-138 138.00 1

1444 TIC-231 230.00 1447 TIC-69 69.000 1

A continuación, se indican los transformadores de potencia modelados con tres devanados, los cuales

interconectan nodos donde se conectan líneas de transmisión que surgen como Sistema Principal al realizar la

aplicación de la metodología indicada en la resolución de CNEE 30-98:

From Bus

Number

From Bus Name To Bus

Number

To Bus Name Last Bus

Number

Last Bus Name Id

1106 ESC-231 230.00 1113 ESC-138 138.00 1502 ESC-T1 13.800 1

1106 ESC-231 230.00 1151 ESC-691 69.000 1504 ESC-T2 13.800 1

1108 GNO-231 230.00 1153 GNO-691 69.000 1503 GNO-131T 13.800 1

1108 GNO-231 230.00 1153 GNO-691 69.000 1518 GNO-133T 13.800 1

1108 GNO-231 230.00 1153 GNO-692 69.000 1505 GNO-132T 13.800 1

1109 GSU-231 230.00 1154 GSU-691 69.000 1513 GSU-133T 13.200 1

1110 LBR-231 230.00 1306 LBR-691 69.000 1501 LBR-13T 13.800 1

1114 GSU-138 138.00 1156 GSU-692 69.000 1509 GSU-131T 13.200 1

1114 GSU-138 138.00 1156 GSU-692 69.000 1511 GSU-132T 13.200 1

1119 ESP-230 230.00 1304 ESP-69 69.000 1506 ESP-T1 13.800 1

1119 ESP-230 230.00 1820 ESP-138 138.00 1519 ESP-132T 13.800 1

1771 SAS-230 230.00 1772 SAS-69 69.000 1524 SAS-13T 13.800 1

1422 PRO-138 138.00 1411 PRO-69 69.000 1525 PRO-13T 13.800 1

1499 PAN-138 138.00 1409 PAN-69 69.000 1521 PAN-13T2 13.800 1

1710 PAN-230 230.00 1409 PAN-69 69.000 1516 PAN-13T 13.800 1

1841 HUE-232 230.00 1842 HUE-1382 138.00 1528 HUE-132T 13.800 1

1730 IZA-230 230.00 1735 IZA-69 69.000 1527 IZA-13T 13.800 1

1732 MOR-230 230.00 1736 MOR-69 69.000 1526 MOR-13T 13.800 1

7 INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE

RESERVA RÁPIDA

59 /7

7.1 OBJETIVO

Presentar un informe técnico que determine los niveles necesarios de potencia del servicio

de Reserva Rápida con el que debe de contar el SNI, para afrontar desbalances carga –

generación; para garantizar la confiabilidad y calidad del suministro de energía eléctrica.

7.2 JUSTIFICACIÓN

La Norma de Coordinación Operativa No.4 “DETERMINACIÓN DE LOS CRITERIOS

DE CALIDAD Y NIVELES MÍNIMOS DE SERVICIO”, establece que el AMM es el

encargado de controlar que la operación del SNI se efectúe dentro de los niveles

establecidos en las Normas Técnicas y dentro de los criterios establecidos en la norma. Por

tal motivo ejecutará las acciones que estime necesarias, tanto en condiciones de operación

normal como ante contingencias. En el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

(RMER) aparecen una serie de criterios de calidad y seguridad, a los cuales Guatemala debe

dar cumplimiento y que complementa lo establecido en las Normas Técnicas y de

Coordinación – Comercial y Operativa. El procedimiento para la prestación y remuneración

del servicio complementario de Reserva Rápida establece que el cálculo de la Reserva

Rápida necesaria para la operación se determina en base a un estudio Técnico realizado por

el AMM. Para el desarrollo de éste estudio, se toman como base los criterios y metodología

aprobados por Junta Directiva del Administrador del Mercado Mayorista mediante la

Resolución Número 830-06.

Para dar cumplimiento a la legislación vigente se realiza el presente estudio y análisis de la

situación operativa actual del SNI.

7.3 ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL SNI

Actualmente el SNI cuenta con una Reserva Rápida de 86.509 MW, prestada por unidades

de las centrales Tampa, Las Palmas, Arizona y PQP.

En el SNI, existen una serie de contingencias tanto en la operación Guatemala con el

Sistema Eléctrico Regional (SER) y el SER interconectado con SEM, que provocan un gran

desbalance de generación y que no necesariamente provocan la actuación del Esquema de

Desconexión Automático de Carga por Baja Frecuencia (EDACBF) o de otros esquemas de

control.

En el caso de la operación interconectada de todo el SER los valores de pérdida de

generación mayores a 230 MW provocan la actuación del EDACBF y el agotamiento total

de la Reserva Rodante1

El desbalance en la interconexión por políticas operativas debe ser corregido en el menor

tiempo posible, para lo cual se toman una serie de medidas como la puesta en operación de

generación adicional y la desconexión manual de carga para poder restablecer la operación

1 Simulaciones realizadas en los estudios del GTSO septiembre 2009 y marzo 2010, Informe de Guatemala para la

Máxima

Transferencia de Potencia.

60 /7

del SER a sus condiciones normales de operación y dentro de los criterios establecidos; a

nivel nacional como ante el MER.

7.4 REQUERIMIENTO DE RRA

7.4.1 Criterios

A) El rango técnico del servicio de la RRa está definido entre el 40% y 100% de

la potencia con la que el SER más el Sistema Eléctrico Mexicano apoya ante la

pérdida más grande de generación a Guatemala bajo la condición más severa de

operación.

B) Dentro del rango técnico, el valor en el que se establece la RRa necesaria se

determina sobre la base del CENS asociado a la operación del EDMC por el tiempo

en el que se restablece de nuevo el balance carga – generación y el cumplimiento de

los criterios establecidos en el Protocolo de Operación del SER. La Reserva Rápida

necesaria será la que resulte con el menor costo en la combinación de operación de

RRa y el EDMC, considerando el mismo orden que para el establecimiento de la

Lista de Mérito que incluye los Contratos Existentes, y deberá estar dentro del rango

técnico.

C) La RRa necesaria deberá ser como mínimo igual a la suma de la Reserva Rodante

Regulante y la Reserva Rodante Operativa.

7.4.2 Rango Técnico de la RRa

Bajo condiciones de falla en Guatemala la política de operación hace necesario

restablecer el intercambio a cero o restablecerlo a su valor original en un tiempo inferior a

los 15 minutos, porque se violan los criterios de calidad establecidos en las normas y la

tolerancia que se tiene en los otros sistemas eléctricos que componen el SER.

7.4.2.1 Reserva Rodante

Los márgenes aproximados típicos de reserva rodante que se manejan actualmente,

según lo establecido en la NCO-4 vigente, se encuentran alrededor de:

Período de Demanda RRR RRO RR Total (RRR + RRO)

Máxima 50.9 33.9 84.8

Media 47.0 47.0 94.0

Mínima 32.0 42.7 74.6

Tabla 25 Márgenes de Reserva Rodante 22 de marzo 2,017 (MW)

Aporte de interconexiones ante pérdidas de generación

61 /7

De acuerdo a las simulaciones realizadas en los Estudios Eléctricos de Seguridad

Operativa para Programación de Largo Plazo Año Estacional Mayo 2,017 – Abril 2,018,

minutos después de ocurrida la pérdida de generación el SER apoya a Guatemala con una

potencia aproximada de acuerdo al siguiente cuadro:

Período de

Demanda

Planta

Pérdida

MW

Perdidos

MW Interconexión

Máxima CHX 266.00 262.78

Media CHX 261.00 257.55

Mínima JEN 256.00 257.88

Tabla 26 Flujo en la Interconexión septiembre 2,017

Período de

Demanda

Planta

Pérdida

MW

Perdidos

MW Interconexión

Máxima JEN 256.00 252.36

Media JEN 256.00 256.61

Mínima SJO 134.00 135.33

Tabla 27 Flujo en la Interconexión marzo 2,018

7.4.2.2 Rango técnico

La condición más severa analizada tomando en cuenta la Reserva Rodante de

Guatemala, se encuentra en el caso de demanda máxima, en el cual el SER y México

apoyan a Guatemala con 177.98 MW (flujo MW Interconexión – Márgenes de Reserva),

minutos después de ocurrida la falla. El intercambio debe llevarse a cero (0) lo más pronto

posible para restablecer el servicio dentro de los niveles mínimos de calidad y afectar en

menor grado a los otros sistemas eléctricos que integran el SER.

La manera en la cual el intercambio se puede llevar a cero es contando con unidades

generadoras que respondan rápidamente ante esas contingencias y con esquemas de control

suplementarios de desconexión manual de carga.

Tomando en cuenta que la prioridad es mantener la continuidad en el suministro y la

operación dentro de los niveles de acuerdo a las normas técnicas de la CNEE, la NCO-4 y

los compromisos adquiridos en el MER, el criterio que se recomienda para la operación es

que el desbalance se comparta entre el servicio de Reserva Rápida de generación y el

Esquema de Desconexión Manual de Carga (EDMC). Se debe tomar en cuenta que lo que

no se asigna a la Reserva Rápida de Generación, ante una contingencia, debe de ser

aportado en la operación en tiempo real a través de la desconexión manual de carga, por lo

que se recomienda que se establezca una proporción mayor a la RRa, y con esto minimizar

las desconexiones del servicio.

62 /7

Otro criterio importante para la determinación de la RRa lo constituye la capacidad de

las máquinas que pueden prestar el servicio, la recomendación es que se considere la oferta

disponible máxima de las unidades, ya que en la operación en tiempo real se dificulta asignar

valores parciales a la RRa.

7.5 RELACIÓN CENS CONTRA RRA

Escalón de reducción de

demanda (RD)

Escalón de costo

de falla en % del

valor del CENS

Costo

operativ

o correspondiente

($/MW-h) 0% < RD =< 2% 16% X CENS 235.80

2% < RD =< 5%

20% X CENS

294.80

5% < RD =<10% 24% X CENS 353.70

RD >

10%

100% X CENS

1,474.00 Tabla 28 Máquina de Falla

RRa

Total, Neto US$ enero 2017

657,795.12

Máximos Valores Diarios Remunerados en enero 2017 en US$

22,231.98

22,348.53

22,429.49 Tabla 29 Remuneración por RRa (referencia)

Potencia Actual en Costo US$ CENS ahorrada con RRa Tiempo (horas)

RRa

(MW)

Máxima

Media

Mínima

1 86.509

0 127,514.27 127,514.27 127,514.27

2 86.509

0 255,028.53 255,028.53 255,028.53

Tabla 30 Ahorro en 100% CENS por un período de uso de RRa actual

Relación Costo RRa vrs. CENS

Tiempo (horas) Máxima Media Mínima

1 5.1

6 5.1

6 5.1

6 2 2.5

8 2.5

8 2.5

8

Tabla 31 Relación de la remuneración por RRa en un mes (Ref. enero 2,017) contra el ahorro en 100 %CENS por un

período de uso de la RRa

63 /7

7.6 CONCLUSIONES

El SNI está propenso por su configuración, a grandes desbalances de carga – generación.

Estos desbalances deben ser corregidos para reestablecer la operación a los niveles mínimos de calidad.

Por las condiciones de operación el SNI debe de contar con un adecuado margen de potencia asignado a la Reserva Rápida.

Para el cubrimiento de los desbalances de generación además de la Reserva Rápida, es necesario ejecutar el Esquema de Desconexión Manual de Carga (EDMC).

La seguridad operativa del SNI se verá mejorada con la implementación de la reserva rápida

y la desconexión manual de carga.

La magnitud de la carga a desconectar manualmente ante contingencia, está en función de la Reserva Rápida con que se cuente, al disminuir la Reserva Rápida se incrementa la carga a desconectar

Sobre la base de los criterios antes indicados, es más económico tener el mínimo de RRa

sobre la base de la relación de los costos por RRa versus los costos de interrupción (CENS).

7.7 RECOMENDACIONES

Establecer el Rango Técnico del Requerimiento del Servicio Complementario de Reserva

Rápida en un valor dentro de un margen entre 71.19 y 177.98 MW.

Considerar que la capacidad disponible como reserva rápida deberá ser como mínimo igual a la

capacidad que corresponda a la reserva rodante de acuerdo a lo indicado en la NCO-4. De

acuerdo al valor de demanda máxima proyectada para el año estacional (1,877.405 MW), el valor

de reserva rodante será de 89.40 MW.

Considerar la oferta máxima disponible de las unidades generadoras que van a cubrir este servicio

debido a la dificultad de convocar las unidades de forma parcial.

reprogramaciÓn de largo plazo versiÓn … · para el periodo 2011-2016 se tuvo un crecimiento de...

Documents