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ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
COORDINACIÓN DE PLANIFICACIÓN
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO VERSIÓN PROVISORIA
NOVIEMBRE 2017 – ABRIL 2018
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
COORDINACIÓN DE PLANIFICACIÓN
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
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). ..................................................19
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
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3 CONCLUSIONES .....................................................................................................................................39
4 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA ......................................................................39
5 CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS ...................39
5.1 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80% ....................40
5.2 ENERGÍA CON PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95% ....................41
6 INFORME TÉCNICO DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN Y
SISTEMAS SECUNDARIOS CORRESPONDIENTE AÑO ESTACIONAL 2017-2018 ..............................42
6.1 RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................42
6.2 RESULTADOS DE EVALUACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓN .....43
6.3 METODOLOGÍA ............................................................................................................................43
6.4 PREMISAS CONSIDERADAS PARA LA ELABORACIÓN DEL ESTUDIO ............................43
6.5 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ........................................................................................44
6.6 METODOLOGÍA EMPLEADA PARA LA APLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CNEE 30-98
54
6.7 COMENTARIOS DEL ESTUDIO ..................................................................................................55
6.8 OPINIÓN TÉCNICA .......................................................................................................................55
6.9 ANEXO 1. RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 30-98. ................56
7 INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE RESERVA
RÁPIDA ............................................................................................................................................................59
7.1 OBJETIVO ......................................................................................................................................59
7.2 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................................60
7.3 ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN DEL SNI ...................................................................................60
7.4 REQUERIMIENTO DE RRA .........................................................................................................61
7.4.1 Criterios .......................................................................................................................................61
7.4.2 Rango Técnico de la RRa ............................................................................................................61
7.5 RELACIÓN CENS CONTRA RRA ................................................................................................63
7.6 CONCLUSIONES ...........................................................................................................................63
7.7 RECOMENDACIONES ..................................................................................................................64
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 6 Composición de la energía nov 2017 - abr 2018 ..........................................................................23 Ilustración 5 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 ...............................................................................44
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Ilustración 9 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 - PQP ...................................................................................44 Ilustración 10 Diagrama Unifilar Sistemas Secundarios de Transmisión La Unión, Santa Lucía y Santa Ana.
...........................................................................................................................................................................46 Ilustración 11 Diagrama Unifilar SST Mayan Golf – La Libertad ....................................................................46 Ilustración 12 Diagrama Unifilar SST Laguna – Textiles del Lago. .................................................................47 Ilustración 13 Diagrama Unifilar SST TRELEC – El Salto ..............................................................................47 Ilustración 14 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Concepción ........................................................................48 Ilustración 15 Diagrama Unifilar SST Palín – Viento Blanco – Ortitlán y Palín 2. ..........................................48 Ilustración 16 Diagrama Unifilar SST Río Bobos .............................................................................................49 Ilustración 17 Diagrama Unifilar SST Telemán - Secacao. ...............................................................................49 Ilustración 18 Diagrama Unifilar SST Escuintla 2 – Tampa. ............................................................................50 Ilustración 19 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - IRTRA. .......................................................................50 Ilustración 20 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes – San Isidro ...................................................................51 Ilustración 21 Diagrama Unifilar SST ETCEE – El Porvenir ...........................................................................51 Ilustración 22 Diagrama Unifilar SST Los Brillantes - México ........................................................................52 Ilustración 23 Diagrama Unifilar SST Duke Energy .........................................................................................52 Ilustración 24 Diagrama Unifilar SST TREO - Xacbal .....................................................................................53 Ilustración 25 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Trinidad B5 ........................................................................53 Ilustración 26 Diagrama Unifilar SST TRELEC – Las Vacas ..........................................................................54
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
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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 26 Elementos de Transmisión del Sistema Secundario que deben ser considerados Sistema Principal ..43 Tabla 27 Márgenes de Reserva Rodante 22 de marzo 2,017 (MW) ..................................................................61 Tabla 28 Flujo en la Interconexión septiembre 2,017 .......................................................................................62 Tabla 29 Flujo en la Interconexión marzo 2,018 ...............................................................................................62 Tabla 30 Máquina de Falla ................................................................................................................................63 Tabla 31 Remuneración por RRa (referencia) ...................................................................................................63 Tabla 32 Ahorro en 100% CENS por un período de uso de RRa actual ...........................................................63 Tabla 33 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
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:
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 = 𝐶1 ∗ (𝑃𝐼𝐵) + 𝐶3(𝐴𝑅(1)) + 𝐶4(𝑀𝐴(5))
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝐶1 ∗ (𝑃𝐼𝐵) + 𝐶3(𝐴𝑅(2)) + 𝐶4(𝑀𝐴(10))
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 𝑅2
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
Condiciones observadas al 01 de agosto de 2017
En julio 2017, la temperatura Superficial del Mar (TSM) en el Pacífico Tropical continuó próxima a lo normal,
particularmente en la región oriental del Pacífico, donde se registraron valores ligeramente por debajo de lo
normal; El Pacífico ecuatorial central, también presentó la TSM muy próximas a lo normal del mes. En el Caribe
la TSM presentó valores ligeramente sobre lo normal para el mes (alrededor de 0.5ºC más cálido), sin embargo
al norte del Golfo de México se localizaron valores de TSM por debajo al promedio del mes; la TSM promedio
en El Caribe fue de alrededor de 28ºC.
Bajo la superficie del mar en el Pacífico ecuatorial central, entre 100 y 200 m de profundidad, se redujo la
temperatura, a partir de la segunda quincena del mes, enfriamiento que al inicio de agosto alcanzó valores de
hasta -1.0ºC por debajo de lo normal.
La temperatura del mar en las regiones “Niño” presentó valores sobre lo normal en +0.2ºC en casi todas las
regiones, exceptuando la región “Niño 1+2” (cerca de Sudamérica) que estuvo -0.1ºC bajo 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 en la temperatura del mar (+0.4ºC), ocurrida
en el sector del Pacífico central, entre 180 –100ºW, en marzo, mayo y julio; hacia fines de julio se aprecia un
rápido descenso de la temperatura del mar ( -0.2ºC) lo que permanecía hasta los primeros días de agosto.
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 prevalecen las anomalías de
los vientos del este.
Durante el mes se observó gran nubosidad (asociada con precipitaciones) en norte de México, Centro América,
el extremo norte de Sudamérica, el sur del Perú, el sureste de Brasil norte de Argentina, así como el norte de
Australia, Filipinas e Indonesia. Los valores diarios de El Índice de Oscilación del Sur (IOS) que a fines en
junio estuvo en -10.0 (valores negativos se asocian a evento El Niño), en los primeros días de julio inicia un
rápido ascenso y al final del mes alcanza valor positivo de +7.5. 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.
Las predicciones indican que durante agosto—octubre 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.
Las predicciones de TSM para el período agosto–octubre 2017 prevén que en Pacífico Ecuatorial central y
oriental estará en condiciones neutras, es decir sin anomalías.
10 /7
Guatemala
Para 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 incrementarán para alcanzar su segundo
máximo de lluvia en el mes de septiembre.
Las lluvias de los meses de septiembre y 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). Estadísticamente para este período de análisis, se puede esperar la influencia directa o indirecta de
por lo menos 2 sistemas tropicales.
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.
Para el trimestre Agosto – 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 el pronóstico mencionado anteriormente, puntualizando en la tendencia para la región Niño
4 y 3-4, para Guatemala de previsión de condiciones normales a favorables para las lluvias en el trimestre
agosto-octubre en las regiones del país en donde se encuentran las cuencas de las centrales hidroeléctricas,
considerando además que para el resto del año estacional no se estima la ocurrencia de condiciones Niño y
Niña, para esta reprogramación Provisoria 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 (6, 3 y 23) que en su promedio representan una producción cercana al promedio de la producción
del parque generador hidráulico, 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 agosto de 2017, que por
tecnología presenta los siguientes valores:
A continuación, se presenta el detalle de la misma.
TECNOLOGÍA MW EFECTIVOS PORCENTAJE
HIDRÁULICA 1,259.83 37%
GDR 104.83 3%
TURBINAS DE VAPOR 545.29 16%
TURBINAS DE GAS 135.81 4%
MOTORES RECIPROCANTES 450.47 13%
INGENIOS ZAFRA 677.82 20%
GEOTÉRMICA 33.56 1%
FOTOVOLTAICA 90.00 3%
EÓLICA 75.00 2%
TOTAL 3,372.61
Tabla 1 Oferta total por tecnología
12 /7
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
HIDROELÉCTRICAS 1435.11 1259.83
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
ViñasSanta Rosa N/A
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
ViñasSanta Rosa N/A
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
CarcháAlta Verapaz N/A
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
CarcháAlta Verapaz N/A
EL RECREO II 2 24.440 24.440 30 de octubre 2016 El Palmar Quetzaltenango N/A
HIDRO XACBAL DELTA 2 29.220 30.016 30 de julio de 2017 Chajul Quiché N/A
UBICACIÓN
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
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
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
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 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
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
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
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
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
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
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
POTENCIA POTENCIA FECHA DE INSTALACIÓN COMBUSTIBLE
PLANTAS GENERADORAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
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
ZapotitlánSuchitepéquez
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
ZapotitlánSuchitepéquez
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
Tabla 9 Generadores Distribuidos Renovables
15 /7
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.
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.
16 /7
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 agosto 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 agosto de 2017.
En el caso de los ingenios cogeneradores sin la posibilidad de utilizar carbón para generación y Tululá bloque
3, los costos variables proyectados en época de no zafra son elevados, esto se debe a que no se prevé despacho
para estos bloques en época de no zafra por lo que continúan con costos altos de inventario de combustible.
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
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 máquinas
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
EPI-B2 EL PILAR BLOQUE 2 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73
EPI-B3 EL PILAR BLOQUE 3 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73
SJO-C SAN JOSE 41.92 41.91 42.37 42.36 42.61 42.11
GCS-C COSTA SUR 52.95 52.94 53.51 53.49 53.81 53.18
LPA-C LAS PALMAS CARBON 63.73 63.72 64.59 64.56 65.04 64.09
LLI-C LA LIBERTAD 56.96 57.45 57.43 57.70 57.16 57.82
TND-B4 TRINIDAD 4 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34
TND-B5 TRINIDAD 5 32.73 32.72 33.10 33.09 33.30 32.89
MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 66.00 66.00 48.00 48.00 48.00 48.00
CAR-I ENERGÍA DEL CARIBE 43.84 45.17 46.08 46.04 45.63 44.32
ARI-O ARIZONA 73.20 73.47 72.93 74.11 72.57 71.01
LPA-B1 LAS PALMAS 76.44 76.72 76.16 77.40 75.78 74.14
PWT-B POLIWAT 81.53 81.83 81.23 82.56 80.82 79.07
GEN-B1 GENOR 99.02 99.33 98.72 100.06 98.31 96.54
PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 95.37 95.70 95.05 96.47 94.61 92.74
TDL-B GENERADORA DEL ESTE 79.19 79.50 78.89 80.23 78.47 76.71
ELG-B ELECTRO GENERACION 79.19 79.50 78.89 80.23 78.47 76.71
GGO-B GENOSA 91.09 91.38 90.81 92.07 90.42 88.75
TER-B TERMICA 85.72 86.03 85.40 86.77 84.99 83.19
STL-C SANTA LUCÍA 66.66 66.65 67.38 67.36 67.77 66.96
JEN-C JAGUAR ENERGY 51.01 51.00 51.48 51.46 51.72 51.21
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 22.52 22.52 22.63 22.63 22.69 22.57
MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39
MAG-B7 MAGDALENA GRUPO 7 22.37 22.37 22.48 22.48 22.54 22.42
MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 164.82 165.45 164.20 166.93 163.37 159.78
TUL-B1 TULULA BLOQUE 1 133.67 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 185.56 177.26 178.84 180.56 181.73 181.46
TAM-G TAMPA 149.20 141.33 142.83 144.45 145.57 145.31
S&S-D STEWART & STEVENSON 217.13 206.23 208.31 210.56 212.10 211.75
ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 359.98 339.58 343.47 343.47 343.47 343.47
ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 307.15 289.79 293.11 296.69 299.14 298.59
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 29.59 29.59 29.79 29.78 29.89 29.68
SAA-B SANTA ANA 17.59 17.59 17.59 17.59 17.59 17.59
SAA-C SANTA ANA CARBÓN 29.59 29.59 29.79 29.78 29.89 29.68
SIS-C SAN ISIDRO 59.46 59.46 59.84 59.83 60.04 59.62
Tabla 10 Costos Variables mensuales proyectados ($/MWh)
18 /7
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:
𝐶𝐸𝑁𝑆 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑛𝑜 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑑𝑎
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:
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 cualquiera de los
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
Tabla 12Costo Operativo del CENS trimestre de agosto 2017 a octubre 2017
Tabla 11 Criterio de CENS
19 /7
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 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.
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.
20 /7
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 568.4 1039.1 451.4 1068.7 366.3 885.4 303.0 897.7 316.4 883.4 329.5 797.2 2335.0
CHIXOY 143.701 248.4 93.423 238.8 79.759 106.5 106.975 220.6 110.545 218.2 144.757 217.0 679.16
AGUACAPA 24.87 58.80 15.63 77.42 13.77 77.42 13.49 77.42 12.11 64.44 10.25 15.48 90.12
JURUN 14.82 58.15 13.99 44.03 15.55 48.60 14.99 39.46 19.40 41.90 20.26 38.77 99.00
RENACE 1 46.69 64.84 28.64 64.84 22.59 64.84 15.72 64.84 11.61 48.63 9.50 33.60 134.75
RENACE 2 79.66 110.64 49.25 110.64 40.36 99.93 2.65 3.95 21.25 104.47 17.18 110.64 210.36
RENACE 3 43.48 60.39 37.92 60.39 30.60 60.39 21.62 60.39 16.51 50.65 13.46 44.28 163.60
ESCLAVOS 0.80 1.11 2.12 12.00 1.88 6.26 1.44 13.28 1.35 11.85 1.68 8.86 9.27
PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 4.39 6.09 5.52 9.29 5.32 10.22 3.22 6.56 3.79 6.80 4.71 9.17 26.95
RIO BOBOS 6.19 10.23 4.70 7.26 4.08 10.23 3.38 10.23 3.63 8.58 2.54 6.36 24.52
SECACAO 8.80 15.83 8.01 13.30 7.51 15.61 6.01 15.83 5.81 15.10 5.31 13.19 41.45
PASABIEN 5.86 11.26 5.08 12.07 4.21 12.07 3.12 12.07 2.69 10.67 1.93 5.63 22.90
POZA VERDE 3.02 4.95 2.46 9.08 2.26 6.19 2.25 8.36 2.14 5.85 1.98 5.67 14.12
LAS VACAS 5.69 27.61 5.19 20.41 4.70 20.41 4.08 14.72 4.50 20.41 4.33 12.25 28.49
MATANZAS + SAN ISIDRO 6.98 13.94 4.84 13.51 4.69 12.80 3.63 12.68 3.81 8.91 3.25 10.26 27.20
EL CANADÁ 10.68 19.19 12.50 19.71 13.76 16.95 11.81 28.49 12.27 20.60 12.83 21.74 73.83
CANDELARIA 2.39 4.30 2.18 3.62 2.04 4.24 1.63 4.30 1.58 4.11 1.44 3.59 11.27
MONTECRISTO 2.82 5.07 3.30 5.21 3.64 4.48 3.12 7.53 3.24 5.45 3.39 5.75 19.52
EL RECREO 7.85 25.37 6.87 21.28 6.09 16.91 5.25 25.37 5.43 13.09 5.69 25.37 37.19
EL RECREO 2 5.77 18.62 5.06 15.61 4.55 12.85 3.92 18.62 4.07 9.61 4.29 18.62 27.66
XACBAL 46.58 92.09 43.34 76.43 27.31 73.72 17.26 48.70 15.02 27.00 12.06 27.00 161.57
XACBAL DELTA 12.24 17.00 18.81 25.28 11.15 11.70 29.03 9.76 27.57 7.67 23.27 71.33
PANAN 2.61 7.32 1.61 7.32 1.14 6.14 0.83 6.80 0.92 7.32 1.04 7.32 8.16
SANTA TERESA 5.83 8.10 5.89 16.20 3.69 16.20 2.95 16.20 2.42 12.37 2.12 11.78 22.90
CHOLOMA 3.22 9.25 2.96 6.17 2.14 6.17 1.55 9.25 1.61 6.47 1.32 6.17 12.79
LA PERLA 2.13 3.69 1.53 3.69 1.61 3.69 1.22 3.69 1.06 3.69 1.01 3.69 8.56
PALO VIEJO 26.44 36.72 41.86 79.14 25.44 79.14 14.78 43.05 18.07 43.05 13.14 30.79 139.74
HIDROPOWER 1.14 1.83 1.12 1.83 1.18 1.83 1.02 1.83 1.15 1.83 1.13 1.83 6.74
EL LIBERTADOR 0.53 1.98 0.52 1.98 0.45 1.98 0.41 1.98 0.47 1.79 0.44 1.32 2.82
VISIÓN DE ÁGUILA 0.91 2.02 0.67 2.02 0.61 1.35 0.52 2.02 0.35 1.04 0.35 2.02 3.41
AGUNÁ 1.04 1.45 1.09 1.97 0.88 1.97 0.55 1.97 0.53 1.97 0.77 1.97 4.87
GUAYACÁN 0.54 2.62 0.37 2.62 0.48 2.62 0.48 2.62 0.52 1.35 0.48 1.75 2.87
EL CÓBANO 3.14 8.59 1.75 8.59 1.80 8.59 1.60 6.14 1.50 8.59 1.24 2.86 11.03
EL CORALITO 0.84 1.44 0.63 1.44 0.60 1.44 0.42 1.44 0.51 1.44 0.41 1.44 3.41
EL MANANTIAL 10.03 24.43 5.90 24.04 3.89 23.27 3.48 24.43 3.42 23.66 3.78 23.27 30.49
IXTALITO 0.71 1.55 0.43 1.55 0.29 1.55 0.22 1.55 0.26 1.55 0.25 1.55 2.16
OXEC 2.89 4.01 2.70 4.01 1.15 1.60 6.74
CERRO VIVO 0.94 1.31 0.74 1.00 0.65 0.88 0.57 0.84 0.62 0.83 0.61 0.85 4.13
LA LIBERTAD 3.38 9.28 2.02 9.28 1.88 9.28 1.37 9.28 1.26 6.94 1.13 6.80 11.04
LAS FUENTES II 4.79 13.33 2.84 13.33 1.85 13.33 1.65 13.33 1.62 13.33 1.79 13.33 14.55
EL CAFETAL 4.62 7.84 3.71 7.84 3.65 7.84 2.22 7.84 2.14 6.73 1.90 4.18 18.24
RAAXHA 3.03 4.30 2.23 4.30 3.20 4.30 2.65 4.30 1.72 2.36 1.13 2.00 13.96
FINCA LORENA 2.02 2.83 1.10 2.83 1.63 2.83 1.38 2.83 1.90 2.83 1.69 2.83 9.72
SANTA TERESA ALTORR 0.60 2.00 0.72 2.00 0.90 2.00 0.81 2.00 0.91 2.00 0.82 2.00 4.76
LOS PATOS 1.95 4.49 1.27 4.49 0.89 3.62 0.80 4.49 1.04 4.49 1.17 4.49 7.11
EL SALTO MARINALÁ 1.79 4.85 1.58 4.85 1.66 4.72 1.55 3.46 1.91 3.88 2.11 4.85 10.61
marzo-18 abril-18noviembre-17 diciembre-17 enero-18 febrero-18
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
SOLAR+EÓLICA 45.3 73.7 43.8 63.8 37.5 17.5 44.1 39.4 25.0 37.6 28.7 37.4 224.5
HORUS 14.633 14.633 14.540 14.540 15.890 15.890 16.225 16.225 14.404 14.404 14.230 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) 143.4 38.1 70.1 -28.1 44.6 -106.5 -28.1 -116.5 -10.9 -111.5 15.3 -110.6 556.64
ECOE-INDE
ENERGÍA DEL CARIBE 10.4 116.5 46.8 79.2 30.58 116.5 77.08 116.5 79.59 116.5 77.9 116.5 322.31
TOTAL IMPORTACIONES 10.4 116.5 46.8 79.2 30.6 116.5 77.1 116.5 79.6 116.5 77.9 116.5 322.31
EXPORTACIONES (+) 153.7 154.6 116.9 51.0 75.2 10.0 48.9 68.7 5.0 93.1 5.9 556.64
marzo-18 abril-18noviembre-17 diciembre-17 enero-18 febrero-18
22 /7
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.
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 TÉRMICAS 396.87 643.11 457.58 579.85 533.40 717.84 469.65 699.55 558.58 739.12 592.42 825.55 3008.50
TURBINAS DE VAPOR 43.21 77.46 26.39 99.07 134.07 90.09 134.07 123.79 134.07 174.43 244.90 556.98
SAN JOSE 43.21 77.46 26.39 99.07 134.07 90.09 134.07 99.75 134.07 95.89 134.07 454.40
JAGUAR 24.04 78.54 110.83 102.58
LA LIBERTAD
LAS PALMAS II
ARIZONA VAPOR
COSTA SUR
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) 329.03 531.44 409.14 550.22 409.36 550.22 356.57 531.27 409.31 550.22 393.84 547.10 2307.24
CONCEPCION 5.75 18.99 14.86 19.98 14.86 19.98 13.42 19.98 14.86 19.98 14.38 19.98 78.14
PANTALEON 5.07 13.64 10.84 14.56 10.84 14.56 9.19 14.56 10.76 14.56 10.38 14.56 57.07
PANTALEON 3 34.23 45.08 33.81 45.44 33.81 45.44 30.68 45.44 33.82 45.44 32.74 45.44 199.09
SANTA ANA 10.67 22.14 17.78 23.90 17.78 23.90 16.06 23.90 17.78 23.90 17.21 23.90 97.29
SANTA ANA 2 35.78 55.00 40.87 55.00 40.92 55.00 24.23 36.06 40.92 55.00 39.60 55.00 222.32
MAGDALENA 8.22 15.77 11.94 16.05 11.94 16.05 10.79 16.05 11.94 16.05 11.56 16.05 66.39
MAGDALENA (U1,U4,U5,U6,U7) 102.61 149.12 113.58 152.66 113.58 152.66 102.58 152.66 113.58 152.66 109.91 152.66 655.83
LA UNION 16.30 33.34 27.42 36.85 27.42 36.85 24.77 36.85 27.42 36.85 26.53 36.85 149.85
MADRE TIERRA 10.34 16.54 17.08 22.95 17.08 22.95 15.43 22.95 17.08 22.95 16.53 22.95 93.53
TULULA 7.40 17.72 13.68 18.38 13.68 18.38 12.35 18.38 13.68 18.38 13.23 18.38 74.01
TRINIDAD 64.27 98.10 72.81 98.10 72.98 98.10 65.92 98.10 72.98 98.10 70.63 98.10 419.61
EL PILAR 5.65 13.01 9.93 13.35 9.93 13.35 8.97 13.35 9.93 13.35 7.37 10.23 51.77
PALO GORDO 22.74 33.00 24.56 33.00 24.56 33.00 22.18 33.00 24.56 33.00 23.76 33.00 142.35
SAN ISIDRO
GEN. ATLÁNTICO VAPOR
MOTORES RECIPROCANTES 0.04 20.63 0.04
ARIZONA
LA ESPERANZA
PQP
LAS PALMAS 1
LAS PALMAS 2
LAS PALMAS 3
LAS PALMAS 4
LAS PALMAS 5
GENOR
GEN. DEL ESTE (6,7,8,12)
GEN. DEL ESTE (3,4,9)
GEN. DEL ESTE (10,11,13)
ELECTROGENERACIÓN
TÉRMICA 0.04 20.63 0.04
COENESA
ACTUN CAN
GENOSA
TURBINAS DE GAS
TAMPA
STEWART & STEVENSON
LAGUNA GAS 2
ESCUINTLA GAS 3
ESCUINTLA GAS 5
marzo-18 abril-18noviembre-17 diciembre-17 enero-18 febrero-18
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. 1,038.4 1,896.7 1,014.3 1,811.2 981.7 1,755.8 906.2 1,771.6 991.9 1,793.0 1,039.9 1,792.4 5,972.4
RRO 37.8 35.7 35.2 35.6 35.9 35.9
RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUAL
RESERVA RODANTE OPERATIVA 37.81 35.73 35.20 35.60 35.90 35.88
RESERVA RODANTE REGULANTE 56.90 54.34 52.67 53.15 53.79 53.77
RESERVA RODANTE TOTAL 94.71 90.06 87.87 88.75 89.69 89.65
23 /7
2.2 COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA NOV 2017- ABR 2018
39.1%
2.4%
35.2%
9.3%
3.5%
0.001%
0.0%
0.0%
5.4%
1.4%1.5%
2.3%
HIDRO
GEOTÉRMICO
COGENERADORES BIOMASA
CARBÓN
COGENERADORES CARBÓN
MOTORES
GAS
IMP. ECOE-CFE
IMP. ENERGÍA DEL CARIBE
GEN.DIST.
SOLAR
EÓLICO
49.5%
43.0%
3.0%1.8% 2.8%
HIDRO+GDR BIOMASA GEOTÉRMICO SOLAR EÓLICO
82%
13%
5%
RENOVABLE NO RENOVABLE IMP. MÉXICO
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
37.19
44.47 46.9151.36
49.0550.53
72.54
72.52 73.61
73.58 74.1872.99
35.00
45.00
55.00
65.00
75.00
85.00
95.00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr.
Composición de la energía mensual producida en el S.N.I.
Noviembre 2017 - Abril 2018
Renovable No Renovable POE promedio($/MWh) Precio Carbón ($/TM)
CARBÓN (TM)BUNKER MOTORES
(BBL)
BUNKERCOGENERADORES/NZ
(BBL)
DIESEL TURBINAS GAS(BBL)
Unidades 340,740 67 -
-
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
Requerimiento de combustiblenoviembre 2017 - abril 2018
25 /7
2.4 COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO DECLARABLE
2.5 COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO
INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTO
msnm msnm m3/seg msnm msnm m3/seg
NOVIEMBRE 799.13 799.66 0.00 1188.43 1188.71 0.00
DICIEMBRE 799.66 800.61 0.00 1188.71 1188.87 0.00
ENERO 800.61 800.35 0.00 1188.87 1188.89 0.00
FEBRERO 800.35 796.56 0.00 1188.89 1188.64 0.00
MARZO 796.56 792.01 0.00 1188.64 1188.33 0.00
ABRIL 792.01 782.23 0.00 1188.33 1187.93 0.00
EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN
20
30
40
50
60
70
80
nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18 mar.-18 abr.-18
US
$/M
Wh
COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2017-2018
BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5
BLOQUE 6 BLOQUE 7 BLOQUE 8 BLOQUE 9 PONDERADO
BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 BLOQUE 6 BLOQUE 7 BLOQUE 8 BLOQUE 9 PONDERADO
nov-17 59.8 58.5 44.0 44.0 44.1 36.4 36.2 23.0 21.9 37.19
dic-17 46.7 45.4 45.5 45.5 45.1 44.6 44.3 43.7 39.9 44.47
ene-18 48.3 47.8 47.7 47.9 47.6 47.4 46.7 45.7 42.4 46.91
feb-18 56.2 53.1 53.0 52.8 52.5 52.1 50.5 49.3 46.2 51.36
mar-18 62.0 50.4 50.4 50.5 50.0 49.6 49.1 46.5 46.6 49.05
abr-18 52.5 52.4 52.5 52.6 52.1 51.7 49.9 47.6 43.6 50.53
26 /7
2.6 COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE ESTACIONAL
Del Al
29/10/2017 04/11/2017 53.33 47.40 34.19
05/11/2017 11/11/2017 47.32 40.31 27.15
12/11/2017 18/11/2017 47.32 40.31 27.15
19/11/2017 25/11/2017 47.32 40.31 27.15
26/11/2017 02/12/2017 46.72 41.60 31.85
03/12/2017 09/12/2017 45.23 44.83 43.57
10/12/2017 16/12/2017 45.23 44.83 43.57
17/12/2017 23/12/2017 45.23 44.83 43.57
24/12/2017 30/12/2017 44.94 44.53 43.30
31/12/2017 06/01/2018 47.28 46.97 45.47
07/01/2018 13/01/2018 47.67 47.37 45.83
14/01/2018 20/01/2018 47.67 47.37 45.83
21/01/2018 27/01/2018 47.67 47.37 45.83
28/01/2018 03/02/2018 49.88 49.38 47.46
04/02/2018 10/02/2018 52.82 52.05 49.64
11/02/2018 17/02/2018 52.82 52.05 49.64
18/02/2018 24/02/2018 52.82 52.05 49.64
25/02/2018 03/03/2018 50.61 49.72 47.40
04/03/2018 10/03/2018 50.61 49.72 47.40
11/03/2018 17/03/2018 50.61 49.72 47.40
18/03/2018 24/03/2018 50.61 49.72 47.40
25/03/2018 31/03/2018 50.61 49.72 47.40
01/04/2018 07/04/2018 52.22 51.60 48.26
08/04/2018 14/04/2018 52.22 51.60 48.26
15/04/2018 21/04/2018 52.22 51.60 48.26
22/04/2018 28/04/2018 52.22 51.60 48.26
Bloque 1 (18:00-
22:00)
Bloque 2 (6:00-
18:00)
Bloque 3 (22:00-
6:00)
Semana
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18 mar.-18 abr.-18
US
$/M
Wh
nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18 mar.-18 abr.-18
CHIXOY 25.143 39.613 42.256 45.919 44.551 42.644
JURUN 41.19 42.051 44.056 48.696 45.951 47.697
COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE ESTACIONAL
CHIXOY JURUN
Tabla 13 Costo Marginal por bloque horario semanal ($/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
𝑡 + 1, 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:
𝑠𝑡𝑖 = 𝑣𝑡𝑖— 𝑢𝑡𝑖 + 𝑎𝑡𝑖— 𝑟𝑡𝑖 + ∑[𝑢𝑡𝑚 + 𝑠𝑡𝑚] — 𝑣𝑡 + 1𝑖
𝑚Є𝑢𝑖
𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑖 = 1, … , 𝐼 Donde:
𝑖 indexa las plantas hidroeléctricas
𝐼 número de plantas
𝑣𝑡 + 1𝑖 Volumen almacenado en la planta i al final de la etapa t
𝑣𝑡𝑖 Volumen almacenado en la planta i en el inicio de la etapa t
𝑎𝑡𝑖 Caudal lateral afluente a la planta i en la etapa t
𝑟𝑡𝑖Riego en la planta i en la etapa t
𝑢𝑡𝑖 Volumen turbinado en la etapa t
𝑠𝑡𝑖 Volumen vertido en la etapa t
𝑚Є𝑢𝑖 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 2,335.042 GWh, generación que está 75.38
GWh por arriba de la generación promedio histórica 2000-2016, lo que representa un 3.34 % 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.
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
nov.-
16
dic
.-16
ene.-
17
feb.-
17
mar.
-17
abr.
-17
GW
h
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADOR HIDRÁULICO S.N.I.
2017-2018 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2016)
Ilustración 7 Producción de energía parque generador hidráulico S.N.I.
28 /7
2.8 CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA
2.9 MANTENIMIENTOS MAYORES
2.9.1 Mantenimientos De Generación
RIO BOBOS 15/11/2017
TULULA BLOQUE 1 ZAFRA 07/12/2017
AÑO ESTACIONAL NOV 2017 - ABR 2018
CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA
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
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
Viento Blanco Subestación 3 11-dic-17 13-dic-17 23.100 1.66Mantenimiento anual programado, se
debe de coordinar con Ortitlan
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
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
Los ingenios cogeneradores no tienen programados mantenimientos mayores para el periodo de la
Reprogramación 2017-2018
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
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
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
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
Revisión sistemas de inyección, bombas,
fuel rack, camisas y turbos. Se revisarán
2 culatas
Genosa GGO-B3 9 12-feb-18 20-feb-18 4.901 1.06
Revisión sistemas de inyección, bombas,
fuel rack, camisas y turbos. Se revisarán
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
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
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",
mantenimiento de cojinetes)
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",
mantenimiento de cojinetes)
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
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
Hidrocanadá
Subestaciones Canadá y
Santa María, Unidad No.1,
Unidad No.2
8 10-mar-18 17-mar-18 47.203 9.06
Mantenimiento general a la aparamenta
de las subestaciones El Canadá y Santa
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 8 15-abr-18 22-abr-18 100.004 19.20
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 30.016 10.81
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-H1 15 15-ene-18 29-ene-18 30.016 10.81
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 Presa 4 15-abr-18 18-abr-18 30.016 2.88Inspección 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.
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
Mantenimiento general a la aparamenta
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
Tabla 21 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Centrales
Hidroeléctricas 2)
32 /7
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
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.
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
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-H3 5 09-abr-18 13-abr-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 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
Renace 2 RE2-H3 5 16-abr-18 20-abr-18 28.491 3.42Revisión y ajuste de los equipos
electromecánicos
Renace 2 RE2-H4 5 23-abr-18 27-abr-18 28.491 3.42Revisión y ajuste de los equipos
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
Renace 3 RE3-H2 5 12-mar-18 16-mar-18 20.733 2.49Revisión y ajuste de los equipos
electromecánicos
Renace 3 RE3-H3 5 19-mar-18 23-mar-18 20.733 2.49Revisión y ajuste de los equipos
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 06-nov-17 11-nov-17 2.010 0.29Mantenimiento preventivo semestral de la
unidad
Tabla 22Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Centrales Hidroeléctricas
3)
33 /7
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
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
Tabla 23 Programa de mantenimientos mayores reprogramación provisoria noviembre 2017-abril 2018 (Centrales
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.
Subestacion Guate Sur, Banco de Transformacion 3 230/69 Kv
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
Subestacion Guate Sur, Banco de Transformacion 3 230/69 Kv
Fase T10 05-mar-18 05-feb-18 28-mar-18
Agregar Inhibidor como parte del Tratamiento para evitar deterioro
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
Agregar Inhibidor como parte del Tratamiento para evitar deterioro
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
36 /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
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 Belem 1 25-nov-17 25-nov-17 25-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 Santa Monica barra 1 1 25-nov-17 25-nov-17 25-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 Santa Monica barra 2 1 02-dic-17 02-dic-17 02-dic-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 Planta Laguna 1 02-dic-17 02-dic-17 02-dic-17
Limpieza de aisladores 69 kv, reapriete de conexiones 69 kv,
corrección de puntos calientes, calibración y pruebas de
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
Limpieza de aisladores 69 kv, reapriete de conexiones 69 kv,
corrección de puntos calientes, calibración y pruebas de
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.
37 /7
2.9.2.3 Mantenimientos Duke Transmisión
2.9.2.4 Mantenimientos RECSA
2.9.2.5 Mantenimientos TREO
Equipo
Tiempo del
Mantenimiento
(días)
Fecha preferida
de comienzo
Fecha más
temprana de
comienzo
Fecha más
tardía de
comienzo
Motivo del mantenimiento
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
transformador, toma de muestra de aceite para analisis
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
transformador, toma de muestra de aceite para analisis
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
Equipo
Tiempo del
Mantenimiento
(días)
Fecha preferida
de comienzo
Fecha mas
temprana de
comienzo
Fecha mas
tardía de
comienzo
Motivo del mantenimiento
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
protección y aparamenta en general.
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
protección y aparamenta en general.
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.
Equipo
Tiempo del
Mantenimiento
(días)
Fecha preferida
de comienzo
Fecha mas
temprana de
comienzo
Fecha mas
tardía de
comienzo
Motivo del mantenimiento
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
38 /7
2.9.2.6 Mantenimientos Transmisora De Energía Renovable, S.A.
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
Motivo del mantenimiento
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
Equipo
Tiempo del
Mantenimiento
(días)
Fecha preferida
de comienzo
Fecha más
temprana de
comienzo
Fecha más
tardía de
comienzo
Motivo del mantenimiento
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
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 Panaluya - San Agustín 1 04-nov-17 28-oct-17 11-nov-17
Subestación Panaluya
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 Panaluya - San Nicolás 1 05-nov-17 29-oct-17 12-nov-17
Subestación Panaluya
Pruebas operativas de los esquemas de protección de la línea,
para verificar su correcto funcionamiento y garantizar una mayor
confiabilidad del mismo
Reactor 13.8 kV Subestación Panaluya 1 06-nov-17 30-oct-17 13-nov-17
Subestación Panaluya
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
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 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
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 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
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, interruptor y reactor(No se requiere apertura de
líneas, solo indisponibilidad del campo)
39 /7
2.9.2.8 Mantenimientos TRECSA
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 340.74 miles de toneladas métricas
de carbón y 67 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 cercana al promedio histórico del
periodo 2000-2016, esperándose un incremento de 3.34 % debido a la generación de Xacbal Delta.
La importación desde México para el periodo se estima en 322.31 GWh, considerado la metodología de costos
declarada por los Participantes Energía del Caribe (322.31 GWh) y ECOE-INDE (0 GWh).
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 %.
Equipo
Tiempo del
Mantenimiento
(días)
Fecha preferida
de comienzo
Fecha más
temprana de
comienzo
Fecha más
tardía de
comienzo
Motivo del mantenimiento
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.
40 /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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
41 /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
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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
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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
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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
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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
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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
42 /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
43 /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.
44 /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
45 /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.
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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
47 /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
48 /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.
49 /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.
50 /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.
51 /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
52 /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
53 /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
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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 (PLl-
230), Panaluya 230kV (PAN-230), San Agustín 230kV (SAS-230), Tactic 230kV (TIC-231),
55 /7
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-30-98.
De la misma manera los resultados de la evaluación de los Sistemas Secundarios de Transmisión son
56 /7
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
1126 MOY-230 1129 MOY-232 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL
57 /7
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
1407 LRU-69 1736 MOR-69 1 63 100% SISTEMA PRINCIPAL
58 /7
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
28161 AHU-230 1124 LVG-230 1 59 94% SISTEMA PRINCIPAL
59 /7
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
7.1 OBJETIVO
60 /7
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, Poliwatt 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
del SER a sus condiciones normales de operación y dentro de los criterios establecidos; a nivel
nacional como ante el MER.
1 Simulaciones realizadas en los estudios del GTSO septiembre 2009 y marzo 2010, Informe de Guatemala para la
Máxima
Transferencia de Potencia.
61 /7
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
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:
62 /7
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.
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.
63 /7
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
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.
64 /7
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.