28 de diciembre de 2021 Tegucigalpa, Honduras

Informe Definitivo de Potencia Firme de Centrales Generadoras

Año 2022

Contenido

1 Introducción ......................................................................................................... 3

2 Metodología de cálculo de potencia firme para centrales generadoras ............... 4

2.1 Procedimiento para determinar el período crítico del sistema ............ 4 2.2 Potencia firme de unidades generadoras térmicas ............................... 6 2.3 Potencia firme de centrales hidroeléctricas ......................................... 8 2.4 Potencia firme de centrales generadoras renovables eólicas y solares 9

3 Resultados ............................................................................................................ 9

3.1 Período crítico ....................................................................................10 3.2 Resultado de potencia firme para unidades generadoras térmicas ....12 3.3 Resultado de potencia firme para centrales hidroeléctricas...............15 3.4 Resultado de potencia firme para centrales eólicas y solares ............18 3.5 Resumen de resultados de potencia firme .........................................19

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Lista de Tablas

Tabla 1 Agrupación de la incidencia de las horas con los peores márgenes de reserva para cada día. ............................................................................................... 11 Tabla 2 Período crítico definido para el 2 de mayo al 5 de junio del 2022. ............ 12 Tabla 3 Resultados para las centrales térmicas. ....................................................... 13 Tabla 4 Resultados para las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual o plurianual ..................................................................................................... 15 Tabla 5: Resultados para hidroeléctricas con embalse de regulación mensual, semanal o diario ........................................................................................................ 16 Tabla 6 Potencia firme de Yaguala. ......................................................................... 16 Tabla 7 Resultados para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación que están en operación y con contrato .................... 17 Tabla 8 Potencia firme de central Hidro Xacbal ...................................................... 18 Tabla 9 Resultados para centrales hidroeléctricas mercantes sin capacidad de almacenamiento ni regulación .................................................................................. 18 Tabla 10 Resultados de potencia firme para las centrales eólicas y solares ............ 19 Tabla 11 Resumen de potencia firme según estado comercial de las centrales. ...... 19

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1 Introducción Mediante la publicación de la “Norma Técnica de Potencia Firme” (NT-PF), la

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ha establecido la metodología que el Operador del Sistema (ODS) debe aplicar para determinar la potencia firme de cada una de las centrales generadoras del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Para establecer un concepto adecuado, en el Artículo 1 de la NT-PF, se ha definido potencia firme como aquella potencia que una central generadora puede aportar al sistema eléctrico con un alto grado de seguridad durante las horas del período crítico del sistema. Siguiendo los lineamientos de la norma, para dicho cálculo de potencia firme es considerado que:

a) Se debe identificar las horas del período crítico, cuales deben reflejar el tiempo en que el sistema está más exigido;

b) El valor de potencia firme debe ser calculado mediante simulaciones de la operación del sistema con los modelos utilizados por el ODS para la planificación de la operación, exceptuando las centrales térmicas cuyo cálculo de potencia firme no depende de las simulaciones;

c) Las afectaciones de la red son desconsideradas en dicho análisis, por lo que solamente son tomados en cuenta los factores propios de la central que afectan su disponibilidad.

Una vez implementada la metodología establecida por la norma técnica y enmarcado en el Reglamento de Operación del Sistema y Administrador del Mercado Mayorista (ROM), el ODS debe elaborar un informe preliminar conteniendo los valores de potencia firme de cada unidad generadora. Posteriormente, dicho informe debe ser presentado para los agentes productores y después de solventar las alegaciones por parte de los agentes, el ODS emitirá el informe definitivo sobre las potencias firmes de las unidades generadoras, indicando el máximo que estas podrían vender en contratos de potencia firme a partir del primero de enero del siguiente año. Por lo tanto, el presente informe describe en detalle los procedimientos realizados por el ODS y los resultados definitivos para la potencia firme, aplicable para el año 2022, de las centrales generadoras del SIN y de aquellas centrales contratadas que importan energía a Honduras del mercado eléctrico regional.

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2 Metodología de cálculo de potencia firme para centrales generadoras

Para determinar la potencia firme de cada central generadora, el ODS debe seguir los criterios y procedimientos definidos en cada uno de los artículos establecidos por la NT-PF. En ese sentido, esta sección describe estos procedimientos, clasificándolos por el tipo de tecnología y recurso utilizado para la generación de energía eléctrica.

2.1 Procedimiento para determinar el período crítico del sistema El período crítico del sistema eléctrico, según el Artículo 2, estará conformado

por un conjunto de horas contenido en un lapso de tiempo, en que mediante una simulación del despacho económico del sistema, se determina que es máxima la siguiente cantidad de energía: la energía generada por el conjunto de las centrales térmicas que usan combustibles fósiles, más la energía eléctrica importada, más cualquier energía no suministrada por déficit de capacidad de generación con respecto a la demanda. Con esta definición, esa cantidad de energía es designada como el “máximo requerimiento térmico.”

Amparado en el Artículo 9, este lapso de tiempo, en donde ocurre el máximo requerimiento térmico, es identificado siguiendo el procedimiento descrito a continuación:

1- Iniciando con la simulación del despacho económico para el año en estudio 2022, obtener como resultados las cantidades de energía generadas por cada central en cada etapa, sea esta semanal o mensual, para 100 escenarios. Se especifica que, para las centrales hidroeléctricas con embalse anual o plurianual, los resultados incluirán el nivel del embalse al inicio y al final de cada etapa para cada escenario.

2- Determinar, para cada etapa y para cada uno de los 100 escenarios, la cantidad de energía generada por el conjunto de las centrales térmicas que usan combustibles fósiles, más la energía eléctrica importada, más cualquier energía no suministrada por déficit de capacidad de generación en relación con la demanda.

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3- Determinar el valor promedio, calculado sobre los 100 escenarios, de esa cantidad de energía para lapsos de tiempo definidos como sigue: a) para simulaciones en etapas mensuales, determinar el promedio para cada uno de los 12 meses del año; y b) para simulaciones en etapas semanales, calcular el promedio para cada uno de los 48 conjuntos de cinco semanas consecutivas, tomando cada semana del año como la primera de cada conjunto de cinco, excepto por las últimas cuatro. Entre ellos se identifica el mes o el conjunto de cinco semanas consecutivas, cuyo promedio es máximo. Ese mes o el conjunto de cinco semanas consecutivas será el lapso de tiempo en que ocurre el máximo requerimiento térmico.

Posteriormente, según el Artículo 10, se determina para cada hora el margen de reserva entre la capacidad de generación total disponible en el sistema y el requerimiento de potencia del sistema mediante la ecuación (1).

𝑀𝑀𝑡𝑡 = ��𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡

𝑁𝑁

𝑖𝑖=1

� − 𝑅𝑅𝑡𝑡 (1)

Donde, 𝑀𝑀𝑡𝑡 es el margen de reserva en la hora t, N representa el número de centrales generadoras del sistema eléctrico, 𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡 es la potencia disponible de la central i en la hora t y 𝑅𝑅𝑡𝑡 el requerimiento de potencia del sistema eléctrico proyectado para la hora t del año de interés. Para cada central, esa potencia disponible se determinará multiplicando la potencia efectiva por su factor de disponibilidad promedio anual. Para la potencia disponible de la importación neta, se debe tomar la porción disponible de la diferencia entre la potencia total contratada por agentes compradores nacionales con generadores de otros países de la región menos, la potencia total contratada por agentes productores nacionales con compradores de otros países de la región. En ambos casos, se considerará únicamente aquellas importaciones y exportaciones pactadas mediante contratos firmes. Esa potencia disponible de la importación neta se debe limitar a la potencia máxima que pueda ser importada durante las horas de punta del sistema, considerando las restricciones de la transmisión tanto regional como nacional.

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Con los resultados esperados a partir de utilizar la ecuación (1) y definiendo un valor 𝑀𝑀𝑜𝑜 como límite, todas aquellas horas que cuyo valor de 𝑀𝑀 sea menor o igual que dicho valor de 𝑀𝑀𝑜𝑜 (𝑀𝑀𝑡𝑡 ≤ 𝑀𝑀𝑜𝑜) serán consideradas como candidatas a conformar el período crítico del sistema. Con el objetivo de definir adecuadamente el período crítico, ese valor de 𝑀𝑀𝑜𝑜 debe cumplir con las siguientes condiciones:

a) Que se obtengan bloques de horas los más uniforme posible para días de semana, fines de semana y feriados.

b) Que resulte en un período crítico de no menos de cuatro horas y no más de ocho horas por día laborable.

2.2 Potencia firme de unidades generadoras térmicas Para las centrales térmicas que usan combustibles fósiles, para centrales

térmicas que usan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y para centrales geotérmicas, la potencia firme (F) será calculada como el producto de la potencia efectiva de la central (𝐾𝐾), en kW o MW, multiplicada por su factor de disponibilidad anual promedio (𝐷𝐷) como se muestra en la expresión (2).

𝐹𝐹 = 𝐷𝐷 ∗ 𝐾𝐾 (2)

Para realizar este cálculo, la potencia efectiva se define como la potencia máxima neta que puede entregar una central generadora a la red en las condiciones de temperatura y presión atmosférica del sitio donde está ubicada, descontando su consumo propio y teniendo en cuenta cualesquiera otras restricciones propias de las unidades generadoras que la componen. Adicionalmente, la Norma Técnica de Inspección y Verificación especifica pruebas de verificación de la potencia efectiva; no obstante, mientras no se haya efectuado una prueba de potencia efectiva, la potencia efectiva de una central se determina con base en los datos del medidor comercial de la misma.

Por otro lado, el factor de disponibilidad (𝐷𝐷) de cada central generadora es calculado usando la ecuación (3), donde Δ𝐷𝐷 representa la reducción de disponibilidad de la central durante el año en estudio.

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𝐷𝐷 = (1 − Δ𝐷𝐷) (3)

Para la adecuada determinación del factor de disponibilidad, el Artículo 11 de la NT-PF especifica las siguientes cuatro causas de reducción de la disponibilidad: a) el mantenimiento preventivo programado para el año en estudio; b) las indisponibilidades forzadas; c) cualquier reducción temporal de la capacidad de unidades generadoras debida a degradación con respecto a su capacidad nominal; y d) cualquier reducción de capacidad debida a retrasos, interrupciones, o disminuciones en el suministro de la fuente primaria de energía. Las reducciones ocasionadas debido a las tres últimas causas deben estar basadas en los registros de operación de la central de los últimos 24 meses calendario. Por lo que la reducción de la disponibilidad es calculada usando (4).

∆𝐷𝐷 = �∆𝐷𝐷𝑖𝑖

4

𝑖𝑖=1

= �𝐻𝐻1𝑗𝑗 ×

𝑅𝑅1𝑗𝑗𝐾𝐾

𝐻𝐻𝐻𝐻

𝑛𝑛1

𝑗𝑗=1

+ ��𝐻𝐻𝑖𝑖𝑗𝑗 ×

𝑅𝑅𝑖𝑖𝑗𝑗𝐾𝐾

2 𝐻𝐻𝐻𝐻

𝑛𝑛𝑖𝑖

𝑗𝑗=1

4

𝑖𝑖=2

(4)

Donde:

∆𝐷𝐷𝑖𝑖: Reducción de disponibilidad debida a la causa i;

j: Ocasiones en que cada unidad generadora saldrá de servicio para mantenimiento programado, o las ocasiones en que se produjo una reducción de capacidad por alguna de las tres últimas causas listadas durante el período de 24 meses indicado;

𝑛𝑛1: Número total de ocasiones de reducción de capacidad debido al mantenimiento preventivo programado en el año de estudio.

𝑛𝑛𝑖𝑖: Número total de ocasiones de reducción de capacidad debido a la causa i. 𝐻𝐻𝑖𝑖𝑗𝑗: Duración en horas de la reducción de capacidad por la causa i en la ocasión j.

𝑅𝑅𝑖𝑖𝑗𝑗: Reducción de capacidad en kW o en MW por la causa i en la ocasión j;

𝐻𝐻𝐻𝐻: Número total de horas del año.

𝐻𝐻1𝑗𝑗 y 𝑅𝑅1𝑗𝑗: Horas de mantenimiento programado y la reducción de capacidad en kW o en MW por esa causa en la ocasión j, respectivamente.

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Para las centrales térmicas nuevas que entren en operación, su potencia firme debe ser calculada para su primer año de funcionamiento aplicando el factor de disponibilidad promedio de centrales nuevas de la misma tecnología, dato que debe ser tomado de una fuente internacional. Una vez transcurrido el primer año de funcionamiento, la potencia firme para el segundo año se calcula considerando la potencia efectiva y disponibilidad registradas en el primer año. A partir del segundo año de funcionamiento se aplicará el método general presentado en esta sección basado en el Artículo 11 de la Norma Técnica de Potencia Firme.

2.3 Potencia firme de centrales hidroeléctricas Para las centrales hidroeléctricas, se utilizan simulaciones de despacho

económico para determinar las cantidades de energía generada por cada central en cada uno de los 100 escenarios estudiados. En el lapso de tiempo denotado como el de máximo requerimiento térmico, se identifica de entre esas cien cantidades de energía, la energía firme de la central, como aquella que es excedida en el 95% de los casos.

Para determinar la potencia firme de centrales hidroeléctricas sin ninguna capacidad de almacenamiento ni de regulación, la energía firme es dividida entre las horas totales de un mes o de las cinco semanas en que se produce el máximo requerimiento térmico. Cuando las centrales hidroeléctricas tienen capacidad de almacenamiento y regulación diaria, semanal o mensual, la potencia firme se determina dividiendo la energía firme de cada central entre las horas del período crítico. En ambos casos, estos valores de potencia firme deben ser comparados con el producto de la potencia efectiva de la central por el factor de disponibilidad anual promedio, siendo que el valor menor entre estas cantidades será definido como potencia firme de la central.

Se entenderá por central con capacidad de regulación diaria aquella cuyo embalse no tiene capacidad anual, mensual ni semanal, pero que es suficiente para realizar por lo menos regulación diaria, o sea transferir energía como volumen embalsado entre distintas horas del día. Adicionalmente, el volumen del embalse utilizable para regulación debe representar por lo menos tres horas de generación a carga máxima, es decir, tres horas de erogación del máximo caudal turbinable.

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Para centrales hidroeléctricas con embalses de regulación anual o plurianual, además de determinar la energía firme, se debe determinar el nivel de embalse al final del lapso donde ocurre el máximo requerimiento térmico resultante de la simulación para aquel escenario en que la generación tiene el 95% de probabilidad de ser excedida. La energía firme obtenida es dividida entre las horas del período crítico, ese valor resultante de potencia es comparado con el producto de la potencia efectiva de la central por su factor de disponibilidad anual promedio. Luego, la potencia firme de la central se define comparando el menor de esos valores con la potencia máxima que la central puede entregar a la red con el nivel de embalse al final del período crítico.

2.4 Potencia firme de centrales generadoras renovables eólicas y solares Para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas se utilizan los valores de

energía generada, obtenidos a partir de simulaciones, correspondiente al lapso de tiempo de un mes o de 5 semanas consecutivas. A partir de estos valores se identifica aquel valor de energía que es excedido en el 95% de los casos como el valor de energía firme de una central. Para ese escenario, se determinan las potencias horarias correspondientes a las horas del período crítico. Para cada central, la potencia firme será calculada como el valor promedio de esas potencias horarias generadas en las horas del período crítico.

3 Resultados

En esta sección se presentan los resultados de potencia firme para cada central generadora, los cuales se obtuvieron siguiendo la metodología establecida por la NT-PF, cuyo procedimiento ha sido detallado en el presente informe. La simulación fue realizada con una base de datos conformada por etapas semanales, en dónde se identifica el lapso de tiempo de 5 semanas en donde ocurre el máximo requerimiento térmico. Posteriormente, bloques uniformes de horas dentro del conjunto de 5 semanas son definidos para establecer el grupo de horas que conforman el período crítico. Finalmente, en las siguientes subsecciones se presentan los valores de potencia firme para cada central.

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3.1 Período crítico Siguiendo el procedimiento descrito en la Sección 2.1, se determinó el lapso de

tiempo en que ocurre el máximo requerimiento térmico para el año 2022, cual está conformado por 5 semanas comprendidas entre el 2 de mayo al 5 de junio. Una vez identificadas las 5 semanas, se procede a calcular la potencia disponible por cada central. Para el caso de las centrales renovables, la potencia disponible horaria se determina como la potencia promedio horaria a partir de promediar 100 escenarios resultantes para el año de estudio 2022. Para este cálculo se consideraron centrales que utilizan biomasa y que no operan todo el año, eólicas, solares e hidroeléctricas no regulables. La potencia disponible horaria proyectada para las centrales hidroeléctricas regulables se calcula al promediar la potencia disponible de los 100 escenarios hidrológicos. La potencia disponible de las centrales térmicas que usan combustibles fósiles, centrales térmicas que usan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y centrales geotérmicas se define mediante una serie promedio de 100 escenarios, la cual se obtuvo como parte de los resultados de la simulación realizada.

Con los valores de la potencia disponible total (sumando las potencias disponibles de todas las centrales [∑ 𝑃𝑃𝑖𝑖𝑡𝑡]𝑁𝑁

𝑖𝑖=1 ) y el requerimiento de potencia del sistema eléctrico proyectado para el lapso de tiempo donde ocurre el máximo requerimiento térmico (840 horas), 𝑅𝑅𝑡𝑡, se calcula el margen de reserva horaria 𝑀𝑀𝑡𝑡. Estos resultados horarios de 𝑀𝑀𝑡𝑡 son organizados de menor a mayor para identificar un subconjunto de horas, donde sus correspondientes valores de 𝑀𝑀 deben ser inferiores a un valor 𝑀𝑀0. Para identificar de forma adecuada ese valor de 𝑀𝑀0, dicho subconjunto es definido mediante un percentil del 15%, para el cual el máximo valor corresponde a 𝑀𝑀0. De esa forma, de las 840 horas que conforman el lapso de tiempo de máximo requerimiento térmico, 126 horas son identificadas con los peores valores encontrados. Agrupando las cinco semanas en una semana representativa, esas 126 horas son distribuidas y mostradas mediante su incidencia en cada día como se presenta en la Tabla 1. A partir de esta tabla se observa que los menores valores de 𝑀𝑀𝑡𝑡 inciden en las horas comprendidas entre las 14:00 a las 22:00.

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Tabla 1 Agrupación de la incidencia de las horas con los peores márgenes de reserva para cada día

Dia / Hora 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Lunes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 5 5 5 5 1 0 Martes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 3 5 5 4 1 0 Miércoles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 4 5 5 5 1 0 Jueves 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 5 5 5 4 1 0 Viernes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 5 5 3 1 0 Sábado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 5 4 0 0 Domingo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 3 0 0 0 Total 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 4 3 1 20 32 33 25 5 0

Note que cada número diferente de cero que aparece en la Tabla 1 indica la cantidad de ocurrencias en que el valor del margen de reserva se encontró dentro del percentil del 15% (peores valores). Para efectos ilustrativos, considere por ejemplo que, para los cinco jueves de las cinco semanas consecutivas, en la hora 21 se identificaron cuatro ocurrencias en que 𝑀𝑀 está dentro del percentil del 15%. Este proceso de identificación es utilizado para conformar los bloques uniformes de horas dentro del conjunto de las cinco semanas. Inicialmente se definen los tres siguientes grupos: 1) Grupo 1: cuatro días siendo de lunes a jueves, 2) Grupo 2: un día siendo únicamente el viernes y 3) Grupo 3: compuesto por dos días, sábado y domingo.

En la determinación del período crítico, una hora es considerada candidata para entrar en ese período si su ocurrencia total1 cumple con las siguientes condiciones:

• Para el Grupo 1: se debe tener al menos tres ocurrencias totales; • Para el Grupo 2: se debe tener al menos una ocurrencia total; • Para el Grupo 3: se debe tener al menos dos ocurrencias totales.

Mediante este procedimiento, bloques uniformes son generados para construir el período crítico del sistema ilustrado en la Tabla 2. Se resalta que para estos cálculos no fueron incluidos días festivos debido a que mayo cuenta únicamente con el día primero como día festivo y este no coincidió dentro del lapso de tiempo del máximo requerimiento térmico.

1 Sumatoria de las ocurrencias en esa hora para los días que están contenidos en cada grupo.

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Tabla 2 Período crítico definido para el 2 de mayo al 5 de junio del 2022

3.2 Resultado de potencia firme para unidades generadoras térmicas Para determinar los valores de la potencia firme para las centrales que tuviesen

más de dos años de operación, se realizó el cálculo como lo establece la NT-PF, considerando los años 2019 y 2020. Para algunas centrales, la indisponibilidad por mantenimiento fue calculada usando la información sobre los mantenimientos proyectados para el año 2022 recibidos antes de la elaboración del presente informe. Para aquellas centrales que no contaban con esa información, fueron utilizados datos históricos sobre los mantenimientos realizados en los años 2019 y 2020. Los resultados obtenidos son resumidos en la Tabla 3, donde para cada central generadora se presenta su potencia efectiva en MW, factor de disponibilidad, potencia firme en MW, tipo de tecnología y la fuente de información de mantenimiento usada para determinar la indisponibilidad por mantenimiento.

Dia / Hora 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo

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Tabla 3 Resultados para las centrales térmicas

Central Generadora

Potencia Efectiva [MW]

Factor de

disponibilidad

Potencia Firme [MW]

Tipo de Tecnología

Información de Mantenimiento

Estado Comercial

Becosa 93 0.93352 86.8 Térmica Histórico Contratada

Ceiba Térmica 5 0.94088 4.7 Térmica Histórico

Propiedad de la ENEE

La Ensenada* 74.98 0.98561 73.86 Térmica Histórico Contratada

Enersa* 262.00 0.93500 245.0 Térmica

Proyectado 2022

Contratada

Santa Fe 1.3 0.53210 0.7 Térmica

Proyectado 2022 Propiedad de la ENEE

Laeisz Juticalpa 7.36 0.98912 7.28 Térmica Histórico

Mercante

Lufussa III*

267

0.93561

249.8

Térmica

Histórico recibido por la

central

Contratada

EMCE 46.44 0.96388 44.8 Térmica Histórico Sin contrato Térmica Laeisz (Mercante)

22.07

0.99648

22.0

Térmica

Histórico

Mercante

Pecsa 138 36.4 0.96618 35.20 Térmica Histórico Mercante Pecsa 69 18.2 0.96618 17.60 Térmica Histórico Mercante Lufussa II 78.85 0.98562 77.72 Térmica Proyectado 2022 Mercante Parkdale Energy

11

0.95897

10.5

Térmica

Histórico

Sin contrato

La Puerta

15

0.16058

2.4

Térmica

Proyectado 2022

Propiedad de la ENEE

El Faro* 43.5 0.94000 40.89 Térmica - Contratada Green Power Plant

43

0.91521

39.4

Biomasa no estacional

Histórico

Contratada

Geoplatanares* 36 0.99088 35.67 Térmica Histórico Contratada Merendon Power Plant

18

0.67455

12.1

Biomasa no estacional

Histórico

Caracol Knits

18.1

0.97161

17.6

Biomasa no estacional

Histórico

Contratada

Elcosa 70MW 70 0.94000 65.8 Térmica - Mercante

Elcosa 10MW 10 0.94000 9.4 Térmica - Mercante HPSS U1 7.4 0.94000 6.96 Térmica - Mercante HPSS U2 7.4 0.94000 6.96 Térmica - Mercante * Estas centrales cuentan con un contrato vigente con la ENEE y su valor de capacidad bajo contrato es menor que su potencia firme calculada.

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Para calcular la potencia firme de la central Becosa, a su potencia total se le restó el consumo propio de 12 MW para obtener su potencia efectiva. A la falta de prueba de capacidad de la central La Puerta, para el cálculo de su potencia firme se utilizó el valor de la capacidad instalada en el lugar de la potencia efectiva. La potencia firme de la central El Faro se calculó multiplicando un factor de disponibilidad típico por su potencia efectiva. Se menciona que las centrales Lufussa III, Geoplatanares, El Faro, Enersa y La Ensenada cuentan con un contrato vigente con la ENEE por 240 MW, 35 MW, 30 MW, 227 MW y 70 MW, respectivamente. Sin embargo, en la Tabla 3 se muestra su potencia firme calculada siguiendo el procedimiento establecido por la NT-PF.

Para la central Térmica Laeisz, la indisponibilidad se ha calculado considerando únicamente un año, ya que dicha central cuenta con menos de dos años de operación. Para la central La Ensenada se utilizó como potencia efectiva la máxima potencia registrada, durante el 2021, en el sistema SCADA del ODS. De forma similar para la central Laeisz Juticalpa, se utilizó como potencia efectiva la máxima potencia registrada en SCADA desde el mes de junio del presente año considerando la cantidad de unidades en operación. Para la central Lufussa II, se consideró como potencia efectiva la máxima potencia registrada en el sistema SCADA del ODS desde que es planta mercante y se le restó su consumo propio registrado en dicho sistema SCADA.

Considerando que la central Elcosa cuenta con menos de un año de operación en el mercado eléctrico de oportunidad, su potencia firme ha sido calculada al multiplicar un factor de disponibilidad típico por su capacidad máxima de 70 MW desde que es planta mercante. Sin embargo, dado que la central notificó que para el año 2022 contará con 80 MW, se realizó el cálculo de potencia firme para la capacidad con la que cuentan actualmente (identificada como Elcosa 70 MW) y de forma separada se calculó la potencia firme para la unidad de 10 MW (identificada como Elcosa 10 MW) que estaría ingresando en el año 2022, manteniendo el factor de disponibilidad típico. De forma similar, para la central HPSS se realizó el cálculo de potencia firme de la central de forma separada para cada unidad (identificadas como HPSS U1 y HPSS U2), considerando que una unidad iniciaría operación en el primer semestre del 2022 y la segunda unidad en el segundo semestre del 2022.

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Cabe resaltar que, amparado en el Artículo 21 de la NT-PF, el ODS puede ajustar el factor de disponibilidad promedio anual y la potencia firme de una central, siguiendo los lineamientos establecidos en dicho artículo.

3.3 Resultado de potencia firme para centrales hidroeléctricas Para determinar la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con embalse

de regulación anual o plurianual, se obtuvo la energía firme de cada central, siendo esta la energía total producida en el lapso de máximo requerimiento térmico con el 95% de probabilidad de ser excedida. Este valor se dividió entre las horas totales donde se identificó el período crítico, y se obtuvo un valor de potencia. Ese valor fue comparado con la potencia máxima que la central puede entregar dependiendo del nivel de embalse al final del lapso de tiempo donde ocurre el máximo requerimiento térmico para los escenarios escogidos y con el producto entre su potencia efectiva y un factor de disponibilidad anual. El menor valor de estos resultados corresponde a la potencia firme de la central. Se resalta que para la central Patuca III no se contaba con un factor de disponibilidad anual debido a su reciente incorporación al sistema, siendo su potencia firme determinada de la comparación entre los valores relacionados con su energía firme y el nivel de embalse al final de período crítico. Los resultados para cada central son presentados en la Tabla 4.

Tabla 4 Resultados para las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación anual o plurianual

Central Generadora Potencia Firme [MW] Estado Comercial

Cañaveral 28.5 Propiedad de la ENEE

El Cajón 281.2 Propiedad de la ENEE

Patuca 28.4 Propiedad de la ENEE

Para determinar la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con embalse de regulación mensual, semanal o diario, se obtuvo la energía firme de cada central, siendo esta la energía total producida en el lapso de máximo requerimiento térmico con el 95% de probabilidad de ser excedida. Este valor se dividió entre las horas

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totales donde se identificó el período crítico, y se obtuvo un valor de potencia, el cual fue comparado con la potencia resultante del producto entre su potencia efectiva y un factor de disponibilidad anual. Por lo que, el menor valor de estos resultados corresponde a la potencia firme de la central. Se resalta que para las centrales Ojo de Agua, La Esperanza, Matarras y Cuyamapa no se contaba con su factor de disponibilidad anual, por lo que se utilizó un valor típico de 0.97 para centrales hidroeléctricas con ese tipo de tecnología. Los resultados para cada central son presentados en la Tabla 5.

Tabla 5: Resultados para hidroeléctricas con embalse de regulación mensual, semanal o diario

Central Generadora Potencia Firme [MW] Estado Comercial Vegona 40.8 Contratada Río Lindo 78.7 Propiedad de la ENEE El Níspero (NIS) 4.9 Propiedad de ENEE Ojo de Agua (SHOL) (SHL) 17.1 Contratada La Esperanza (CISA) (LES) 10.3 Mercante Cuyamapa (CUY) 12.2 Mercante Matarras (MTR) 1.65 Contratada

Amparado en el Artículo 8 de la NT-PF, para la central hidroeléctrica de embalse Yaguala se calculó su potencia firme, presentada en la Tabla 6, a partir del mes de octubre del 2022 ya que se espera que en esa fecha entre en operación. Para el cálculo se utilizaron los mismos bloques uniformes encontrados en la determinación del período crítico y se comparó con la potencia que puede producir basado en su nivel de embalse simulado para el final de las 5 semanas desde su entrada en operación esperada. Considerando que esta central entra en operación fuera del lapso de tiempo identificado como máximo requerimiento térmico, su valor de potencia firme no fue incluida en el total calculado para el año 2022.

Tabla 6 Potencia firme de Yaguala

Central Generadora Potencia Firme [MW] Tipo de Tecnología Yaguala 40 Hidro Regulable

La energía firme de las centrales hidroeléctricas no regulables es determinada como la energía total producida en el período denominado como lapso de máximo

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requerimiento térmico, el cual tiene el 95% de probabilidad de ser excedida. Este valor se dividió entre las horas totales del período de cinco semanas y se obtuvo el valor de potencia firme para cada central, estos valores son presentados en la Tabla 7.

Tabla 7 Resultados para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación que están en operación y con contrato

Central Generadora Potencia Firme [MW] Agua Verde (AGV) 0.2 San Alejo (ALJ) 0.4 La Aurora (AUR) 2.1 Babilonia (BAB) 1.8 Río Betulia (BET) 1.1 Chachaguala (CCG) 0.6 Corral de Piedras (CDP) 0.2 Chamelecón (CHA) 3.6 Churune (CHR) 1.3 El Cisne (CIS) 0.1 Canjel (CJL) 0.0 Cortecito (COR) 1.1 Coronado (CRN) 2.0 Santa Lucía Cuyagual (CUG) 1.2 Cuyamel (CYM) 1.5 Coyolar (CYR) 0.0 Hidro Yojoa (HYO) 0.1 Los Laureles (LAU) 0.1 Los Laureles (GENERA) (LLA) 1.2 Mezapa (MEZ) 2.3 La Morja (MRJ) 1.2 Nacaome (NAC) 3.7 El Níspero II (PHP) (NID) 1.1 Las Nieves 0.0 Pencaligue (PCL) 3.0 Río Frío (RFR) 0.9 Río Guineo (RGN) 0.1 Río Quilio (RQL) 0.2 San Carlos (SCA) 1.0 San Juan (SJP) 2.1 San Martín (SMA) 1.1 Santa María del Real (SMR) 0.0 Puringla Sazagua (SZG) 3.2 Zinguizapa (ZGZ) 0.7 Peña Blanca (PEB) 0.6

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Se menciona que la central Churune y la central Peña Blanca participan en el mercado eléctrico de oportunidad con excedentes; sin embargo, la potencia firme de dichas centrales se considera solamente dentro de la categoría de centrales generadoras en operación o con contrato debido a que cuenta con contrato vigente.

En el caso de la central hidroeléctrica Hidro Xacbal, su potencia firme presentada en la Tabla 8 es obtenida de la potencia firme proyectada por la central para cada mes del año, tomando como potencia firme la proyectada dentro del período crítico del sistema.

Tabla 8 Potencia firme de central Hidro Xacbal

Central Generadora Potencia Firme [MW] Tipo de Tecnología Hidro Xacbal 5.91 Hidro no regulable

La potencia firme para aquellas centrales hidroeléctricas mercantes que no cuentan con capacidad de almacenamiento ni regulación es presentada en la Tabla 9.

Tabla 9 Resultados para centrales hidroeléctricas mercantes sin capacidad de almacenamiento ni regulación

Central Generadora Potencia Firme [MW] Cececapa (CPA) 0.3 Mangungo (MGG) 0.6 Río Blanco (RBL) 2.8 Zacapa (ZAC) 0.1 La Gloria (LGL) 1.0

3.4 Resultado de potencia firme para centrales eólicas y solares Para determinar la potencia firme de las centrales eólicas y solares se identificó

la energía total generada en el período de cinco semanas denominado como de máximo requerimiento térmico para los 100 escenarios simulados y se escogió aquel escenario donde la energía era excedida en el 95% de los casos. Para ese escenario se identificó la potencia generada por cada central en las horas del período crítico, y

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con esa información se calculó el promedio para obtener el valor de potencia firme de la central. Los resultados de cada central son presentados en la Tabla 10.

Tabla 10 Resultados de potencia firme para las centrales eólicas y solares

Central Generadora Potencia Firme [MW] Tipo de Tecnología Cerro de Hula (CDH) 19 Eólica Cinco Estrellas (CET) 3.9 Solar Chinchayote (CHY) 12.3 Eólica Choluteca I (CLU) 1.5 Solar Choluteca II (CLD) 2.2 Solar Cohessa (COH) 5 Solar Enerbasa (EBS) 1.6 Solar Nacaome II (FND) 4.3 Solar Nacaome I (FNU) 2.9 Solar Fotersa (FTS) 1.5 Solar Helios (HLS) 1.6 Solar Lajas (LJS) 0.6 Solar Llanos del Sur (LLS) 0.7 Solar Mecer (MCR) 2.1 Solar Marcovia (MCV) 2 Solar El Pollito (PLL) 1.5 Solar Prados Sur (PRS) 1.6 Solar San Marcos (PSM) 6.4 Eólica Soposa (SOP) 5 Solar

3.5 Resumen de resultados de potencia firme Finalmente, en la Tabla 11 se presenta un resumen de la potencia firme del

conjunto de centrales generadoras clasificadas dependiendo de su estado comercial.

Tabla 11 Resumen de potencia firme según estado comercial de las centrales.

Estado Comercial Potencia Firme Total [MW] Centrales propiedad ENEE 429.45 Centrales contratadas 975.98 Centrales mercantes 276.22 Centrales regionales contratadas 5.91 Centrales sin contrato 55.31

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Note que, el valor total de potencia firme de las centrales contratadas considera el valor de potencia firme de las centrales Lufussa III, Geoplatanares, El Faro, Enersa y La Ensenada, el cual fue calculado siguiendo el procedimiento establecido por la Norma Técnica de Potencia Firme.