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ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOS.N.I.
DEFINITIVA
MAYO 2014- ABRIL 2015
PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOPROVISORIA
MAYO 2016- ABRIL 2017
45.60 46.2646.97 47.35
47.75 48.34
45.60 46.26
46.97 47.35
47.75 48.34
19.6520.45 20.58
21.96 22.21 22.2723.45 24.12 24.14
25.03 24.89 24.769
18.00
23.00
28.00
33.00
38.00
43.00
48.00
53.00
58.00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr.
Composición de la energía mensual producida en el S.N.I.Mayo
2016 - Abril 2017
Renovable No Renovable POE promedio($/MWh) Precio Intl.
Bunker($/BBL)
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1000.0
1200.0
GENERACIÓN MENSUAL POR TIPO (GWh)
Hidro GDR Térmica Intermitente
0
0.25
0.5
0.75
1
Riesgo de Déficit (%)
2016 2017
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ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN PROVISORIA
MAYO 2016 – ABRIL 2017
-
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
CONTENIDO
1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO
PLAZOPERIODO MAYO 2016 - ABRIL 20171.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE
POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I.1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA1.3.
CONDICIONES HIDROLÓGICAS1.4. OFERTA1.5. EXPORTACIONES E
IMPORTACIONES1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL1.7.
MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y
RESTRICCIONES1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL
DESPACHO DE CARGA DE
LARGO PLAZO2. RESULTADOS
2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTACIONAL
2016-20172.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2016-20172.3.
REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2016-20172.4. COTAS DE EMBALSES
ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO
DECLARABLE2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO2.6. COSTOS
DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE
ESTACIONAL2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE
VERTIMIENTO Y ESCASES DE
OFERTA HIDROELÉCTRICA2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA
MÁXIMA
3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN3.2.
MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN
3.2.1. MANTENIMIENTOS ETCEE3.2.2. MANTENIMIENTOS DUKE
TRANSMISIÓN3.2.3. MANTENIMIENTOS RECSA3.2.4. MANTENIMIENTOS
TRELEC3.2.5. MANTENIMIENTOS TREO3.2.6. MANTENIMIENTOS TRANSMISORA
DE ENERGÍA RENOVABLE, S.A.3.2.7. MANTENIMIENTOS EMPRESA PROPIETARIA
DE LA RED, S.A.3.2.8. ADICIONES TRECSA
4. CONCLUSIONES4.1 ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
5. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES
HIDROELÉCTRICOS6. INFORME TÉCNICO DE REQUERIMIENTO DEL SERVICIO
COMPLEMENTARIO DE
RESERVA RÁPIDA7. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE SEGURIDAD OPERATIVA PARA
LA PROGRAMACIÓN DE
LARGO PLAZO DEL AÑO ESTACIONAL8. INFORME TÉCNICO DE
REQUERIMIENTO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE
RESERVA RÁPIDA
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4/7
1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO
PLAZOMAYO 2016- ABRIL 2017
1.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL
S.N.I
Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda.
A partir del año 1,985 los principales parámetros de la Demanda
de Energía Eléctrica, muestran uncrecimiento considerable y
constante, el cual se mantuvo hasta el año 2000 presentando un
promedioincremental de 8.5 %, a partir del año 2000 se presentó una
desaceleración de tal forma que el promedio decrecimiento para la
potencia de 2001 a 2007 fue de 4.81% y para la energía de 5.54 %,
situación que se vioagravada en el año 2008, presentándose para el
periodo 2008-2011 un crecimiento promedio de 0.83% para lapotencia
y de 2.09% para la energía. Para el periodo 2012-2015 se tuvo un
crecimiento de 2.91% para lapotencia y 3.69% para la energía, se
presenta un resumen de las demandas de potencia y energía para
elperiodo 2000 a 2015.
AÑO Potencia (MW) % Energía (MWh) % PIB * %2000 1039 5352
143,558 2.55%2001 1087 4.55% 5645 5.47% 146,978 2.38%2002 1141
5.01% 6005 6.37% 152,661 3.87%2003 1195 4.72% 6295 4.83% 156,525
2.53%2004 1266 5.93% 6677 6.07% 161,458 3.15%2005 1290 1.92% 6910
3.50% 166,722 3.26%2006 1383 7.17% 7357 6.46% 175,691 5.38%2007
1443 4.40% 7804 6.08% 186,767 6.30%2008 1430 -0.93% 7853 0.63%
192,895 3.28%2009 1472 2.97% 7926 0.93% 193,910 0.53%2010 1468
-0.31% 8134 2.62% 199,474 2.87%2011 1491 1.59% 8473 4.17% 207,776
4.16%2012 1533 2.80% 8730 3.03% 213,947 2.97%2013 1564 2.00% 8945
2.46% 221,857 3.70%2014 1636 4.63% 9273 3.67% 231,286 4.25%2015
1672 2.21% 9792 5.60% 240,833 4.13%
* Millones de quetzales constantes a precios de 2001
DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA 2000-2015
El indicador más importante que representa el desarrollo de la
actividad económica del país es el ProductoInterno Bruto en precios
de mercado constante, esto es manteniendo el poder adquisitivo de
la moneda paracierto año establecido, en nuestro caso la base más
reciente determinada por el Banco de Guatemala es aprecios
constantes de 2001. La generación eléctrica y el PIB, presentan una
gran correlación. Se recopilaronlos datos del PIB, teniendo como
fuentes de información el Banco de Guatemala, para esta proyección
se hanutilizado los datos de PIB constante, con la base de cálculo
publicada en abril de 2004 por el Banco deGuatemala, de la cual se
tienen datos desde el año 1990.
La correlación mencionada se demuestra gráficamente a
continuación.
-
5/7
125,000
145,000
165,000
185,000
205,000
225,000
245,000
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
2013 2014 2015
Ener
gía
MW
h
Energía y PIB histórico
Energía (MWh) PIB *
125,000
145,000
165,000
185,000
205,000
225,000
245,000
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
2013 2014 2015
Pote
ncia
MW
Potencia y PIB histórico
Potencia (MW) PIB *
Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda.
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
y el tiempo en años.
Los modelos econométricos probados fueron tanto de regresión
simple como de regresión múltiple, serealizaron también pruebas con
modelos autorregresivos.
Después de varias pruebas se adopto el siguiente modelo para la
proyección global de la demanda.
Potencia Máxima = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) +
C4(MA(11))
Energía Anual = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) +
C4(MA(10))
Donde el Tiempo se mide en años, siendo el tiempo “1” el año
1,990.
El modelo de proyección de potencia y energía, busca
caracterizar de la forma más realista y simple posible,la
dependencia de la demanda con su propio histórico reciente y las
variables que representen elcomportamiento esperado de la actividad
económica para el periodo de estimación de la proyección. Elmodelo
adoptado tiene la capacidad de simular y aplicar diferentes órdenes
de auto correlación a laproyección, con el objetivo de evaluar los
mejores coeficientes para cada uno de los diferentes
órdenessimulados (modelo autoregresivo de orden p o AR(p)), por lo
que para evaluar diferentes ordenes de autoregresión, no podemos
considerar como muestra (sample), la totalidad de los datos con los
que se cuente, yaque el modelo no podría evaluar años en los que no
se poseen datos para comparar el orden p que se estátrabajando.
Adicionalmente para evaluar los coeficientes de correlación
resultantes para los diferentesordenes, es recomendable realizarlo
con la misma muestra de datos.
-
6/7
La figura No. 1 muestra el comportamiento estadístico del modelo
de proyección.
Dependent Variable: ENERGIA Dependent Variable: POTENCIAMethod:
Least Squares Method: Least SquaresDate: 01/29/16 Time: 10:44 Date:
01/29/16 Time: 15:16Sample (adjusted): 1991 2015 Sample: 1991
2015Included observations: 25 after adjustments Included
observations: 25Convergence achieved after 19 iterations
Convergence achieved after 34 iterationsMA Backcast: 1981 1990 MA
Backcast: 1980 1990
Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. Variable
Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.
TREND -51.35642 55.51538 -0.925085 3.65E-01 TREND 34.27113
2.89E+01 1.185856 0.2489PIB35 0.046684 0.005966 7.824907 0 PIB35
0.002572 0.002637 0.97554 0.3404AR(1) 0.734284 0.077898 9.426212
0.00E+00 AR(1) 0.972857 0.090356 10.7669 0.00E+00MA(10) -0.970996
1.92E-02 -50.5565 0.00E+00 MA(11) -0.881058 0.054319 -16.22018
0.00E+00
R-squared 0.999429 Mean dependent var 6140.26 R-squared 0.997662
Mean dependent var 1137.979Adjusted R-squared 0.999347 S.D.
dependent var 2264.362 Adjusted R-squared 0.997328 S.D. dependent
var 376.6072S.E. of regression 57.84315 Akaike info criterion
11.09899 S.E. of regression 19.46714 Akaike info criterion
8.920979Sum squared resid 70262.43 Schwarz criterion 11.29401 Sum
squared resid 7958.356 Schwarz criterion 9.115999Log likelihood
-134.7374 Hannan-Quinn criter. 11.15308 Log likelihood -107.5122
Hannan-Quinn criter. 8.975069Durbin-Watson stat 1.82288
Durbin-Watson stat 2.027608
Inverted AR Roots 0.73 Inverted AR Roots 0.97Inverted MA Roots 1
.81-.59i .81+.59i .31-.95i Inverted MA Roots 0.99 .83-.53i .83+.53i
.41-.90i
.31+.95i -.31-.95i -.31+.95i -.81-.59i .41+.90i -.14-.98i
-.14+.98i -.65-.75i-.81+.59i -1 -.65+.75i -.95-.28i -.95+.28i
Figura No.1
Según datos proporcionados por la Sección de Cuentas Nacionales
del Banco de Guatemala, el ProductoInterno Bruto esperado para el
año 2016 es de 3.5% y por carecer de proyecciones de la fuente
citada seconsidera que para lo que resta del año estacional la
misma proyección.
La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB
proyectado base. La potencia máxima a generarestimada para el
periodo es de 1,730.509 MW (2.2%), la cual se espera en Marzo de
2017 y la demanda deenergía proyectada es de 10,301.94 GWh
(3.09%).
Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de
0.659. Esto se visualiza en la siguiente tabla.
POTENCIA ENERGÍA FACTOR DEMW GWh CARGA
1,730.509 10,301.94 0.680
1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA
Para la correcta representación de la demanda en la optimización
del despacho, esta fue representada en 9bloques, los cuales
representan los escalones de demanda, a continuación se presenta la
discretización de losmismos para una semana, teniendo en cuenta que
el bloque 1 representa la demanda máxima del mes:
De 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00
12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00
23:00A 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00
12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00
23:00 24:00
Domingo 6 5 9LunesMartes
Miércoles 2 1 3 6 7Jueves 8ViernesSábado 4
9
7
6 5
7
-
7/7
1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS
Condiciones Observadas al 01 de Febrero de 2016
Durante el mes de enero 2016, la temperatura del mar (TSM), en
extensas áreas del Océano Pacífico Tropical,registró anomalías
ligeramente superiores a los 3.0ºC, además de la presencia de
anomalías positivas junto a lacostas su de Sudamérica. En la zona
ecuatorial, bajo la superficie del mar (entre 100 y 200 m), desde
la línea defecha (180º W) aproximadamente, hasta la costa de
Sudamérica aún persiste la presencia de una gran masa deagua
cálida, aunque durante el mes redujo su extensión y la magnitud de
las anomalías, especialmente frente aSudamérica. Durante el mes de
enero se hace evidente el desplazamiento de una nueva onda kelvin
que sedesplaza hacia Sudamérica y cuyo arribo se estima para la
primera quincena de febrero. Los índices térmicosen las regiones
Niño, mostraron reducción de las anomalías positivas en comparación
con diciembre; así lasemana del 20 de enero las regiones EN3 y 3.4
pasaron de 2.9 a 2.5ºC, siendo en EN1+2 donde se presentó elmayor
cambio, pasan donde 2.4ºC a 1.4ºC. Por su parte, el contenido de
calor en la capa superior del océano(o-300 m) en el Pacífico
ecuatorial central, continuó descendiendo hasta alcanzar 1.1ºC en
los primeros días deenero, para luego ascender nuevamente hasta
alcanzar 1.5ºC al final del mes.
En cuanto a las condiciones atmosféricas, durante las dos
primeras semanas del mes, se produjeron desde170ºE y la costa de
Sudamérica en el Pacífico Central las más intensas anomalías de los
vientos del oeste desdeel 2015. (Fig. 5). En cuanto a la Radiación
de Onda Larga (OLR) se aprecia gran nubosidad (asociada
conprecipitaciones) en el Pacífico ecuatorial central y oriental
sobre el sur y sureste de Sudamérica, mientas que enel Pacífico
oeste se aprecia cielos descubiertos. Durante enero, el Índice de
Oscilación del Sur (IOS) diario,descendió rápidamente, alcanzando a
la fecha -22.7, constituyéndose en el valor más bajo del presente
evento,posteriormente asciende a -19.2. Las actuales condiciones
oceánicas y atmosféricas, continúan ejerciendofuerte influencia en
el comportamiento de la circulación atmosférica tanto en
Mesoamérica como enSudamérica, e influyendo en la distribución e
intensidad de las precipitaciones continentales y el déficit
delluvias, el Niño continúa fortalecido aunque algunas variables
oceánicas evidencian una lenta declinación.
Las condiciones actuales son propias de un evento El Niño de
magnitud fuerte. Las predicciones de losmodelos globales más
recientes, sugieren que El niño habría alcanzado su máxima
intensidad y se mantendríacon fuerza hasta el mes de abril del 2016
y luego de ello declinar su intensidad en los siguientes tres
mesesluego de esto existe la probabilidad de alcanzar condiciones
neutrales.
Para la región Niño 3.4, en donde se encuentra Guatemala las
previsiones de lluvia no son alentadoras, ya quelos modelos
globales sugieren lluvias por arriba del promedio durante los
próximos meses, y lluvias por debajodel promedio para los primeros
meses de la época lluviosa, como se muestra en las siguientes
figuras.
-
8/7
Estimación para el S.N.I.
Teniendo en cuenta el pronóstico mencionado anteriormente,
puntualizando en la tendencia para Guatemalade previsión de
condiciones deficitarias de lluvia para los meses de mayo a agosto
en las regiones del país endonde se encuentran las cuencas de las
centrales hidroeléctricas, para esta programación preliminar se
procedea utilizar el modelo estocástico de estimación de caudales a
fin de simular 50 escenarios hidrológicosmediante series
sintéticas, presentando como resultados las series hidrológicas
abajo del promedio querepresenten en su conjunto el comportamiento
registrado en la época lluviosa 2015-2016.
-
9/7
1.4. OFERTAPara la realización de esta programación se considera
disponible el parque generador a febrero de 2016.
FECHA DE INSTALACION COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA
EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
GENERADORAS MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO
DEPARTAMENTO
SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 3596.846 3140.753
HIDROELÉCTRICAS 1032.312 991.705
CHIXOY 5 300.000 284.232 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal
Alta Verapaz N/AHIDRO XACBAL 2 94.000 100.004 8 de agosto de 2010
Chajul Quiché N/APALO VIEJO 2 85.000 87.381 31 de mayo de 2012 San
Juan Cotzal Quiché N/AAGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de
1982 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/AJURÚN MARINALÁ 3 60.000
59.896 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N/ARENACE 1 3 68.100
65.102 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N/AEL CANADÁ 2
48.100 47.203 23 de noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N/ALAS
VACAS 2 39.000 36.932 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N/AEL RECREO
2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N/ASECACAO 1 16.500
16.052 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N/ALOS ESCLAVOS 2 15.000
13.350 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N/AMONTECRISTO 2
13.500 13.037 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N/APASABIEN 2
12.750 12.359 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N/AMATANZAS 1
12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/APOZA
VERDE 3 12.510 9.556 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa
Rosa N/ARIO BOBOS 1 10.000 10.533 10 de agosto de 1995 Quebradas,
Morales Izabal N/ACHOLOMA 1 9.700 9.527 11 de diciembre de 2011
Senahú Alta Verapaz N/ASANTA TERESA 2 17.000 16.686 9 de octubre de
2011 Tucurú Baja Verapaz N/APANAN 3 7.320 7.538 18 de septiembre de
2011 San Miguel Panán Suchitepéquez N/ASANTA MARÍA 3 6.000 6.029 25
de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N/APALÍN 2 2 5.800 3.924 julio
de 2005 Palín Escuintla N/ACANDELARIA 1 4.600 4.445 mayo de 2006
Senahú Alta Verapaz N/ASAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San
Jerónimo Baja Verapaz N/AEL PORVENIR 1 2.280 2.146 septiembre de
1968 San Pablo San Marcos N/AEL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla
Escuintla N/ACHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta
Verapaz N/ASAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San
Jerónimo Baja Verapaz N/AVISION DE AGUILA 2 2.070 2.080 29 de
diciembre de 2013 Cobán Alta Verapaz N/AEL MANANTIAL 1 3 3.780
3.302 22 de febrero de 2015 Nuevo San Carlos Retalhuleu N/AEL
MANANTIAL 2 8 27.420 21.861 22 de febrero de 2015 El Palmar
Quetzaltenango N/AEL COBANO 2 11.000 8.851 29 de febrero de 2015
Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/AOXEC 2 26.100 25.581 1 de
noviembre de 2015 Cahabón Alta Verapaz N/A
GENERADOR DISTRIBUIDO RENOVABLE 62.316 60.822
TÉRMICAS 2346.318 1932.326
TURBINAS DE VAPOR 584.700 530.148SAN JOSÉ 1 139.000 137.262 01
enero de 2000 Masagua Escuintla CarbónLA LIBERTAD 1 20.000 17.382
17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala CarbónARIZONA VAPOR 1 12.500
3.285 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla N/ALAS PALMAS II
2 83.000 76.347 13 de mayo de 2012 Escuintla Escuintla
CarbónGENERADORA COSTA SUR 1 30.200 30.025 11 de agosto de 2013
Guanagazapa Escuintla CarbónJAGUAR ENERGY 2 300.000 265.84721 de
junio de 2015 y 2 de agosto de 2015 Masagua Escuintla Carbón
TURBINAS DE GAS 250.850 160.597TAMPA 2 80.000 78.403 1995
Escuintla Escuintla DieselSTEWART & STEVENSON 1 51.000 20.909
24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 3 1
35.000 22.829 1976 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 5 1
41.850 38.456 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla DieselLAGUNA
GAS 1 1 17.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala DieselLAGUNA GAS 2 1
26.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala Diesel
MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 646.718 561.399ARIZONA 10 160.000
160.755 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla BunkerPOLIWATT 7
129.360 125.511 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla BunkerDARSA 1
5.000 0.000 2004/2013 Santa Lucía
Cotzumalguapa/TululáEscuintla/SuchitepequezBiogas/BunkerPUERTO
QUETZAL POWER 10 59.000 57.342 1993 Puerto Quetzal Escuintla
BunkerLAS PALMAS 5 66.800 66.853 septiembre de 1998 Escuintla
Escuintla BunkerGENOR 4 46.240 41.399 octubre 1998 Puerto Barrios
Izabal BunkerSIDEGUA 10 44.000 0.000 1995 Escuintla Escuintla
BunkerINDUSTRIA TEXTILES DEL LAGO 10 70.000 70.773 1996 Amatitlán
Guatemala BunkerGENERADORA PROGRESO 6 21.968 0.000 1993 Sanarate El
Progreso BunkerELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.223 noviembre de 2003
Amatitlán Guatemala BunkerCOENESA 5 10.000 5.957 Septiembre de 2008
El Estor Izabal DieselGENOSA 3 18.600 16.586 14 de julio de 2013
Puerto San José Escuintla Bunker
INGENIOS AZUCAREROS 814.850 646.621MAGDALENA Varias 110.000
74.659 1994 La Democracia Escuintla Biomasa/BunkerMAGDALENA
EXCEDENTES 1 35.000 15.620 2005-2006 La Democracia Escuintla
BiomasaBIOMASS 2 119.000 114.733B-6 15 de marzo de 2013 y B-7
14/09/2014 La Democracia Escuintla Biomasa/CarbónPANTALEÓN Varias
46.500 60.000 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/BunkerPANTALEÓN
EXCEDENTES 1 22.000 21.534 2005 Siquinalá Escuintla BiomasaLA UNIÓN
Varias 68.500 37.958 1995 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla
Biomasa/BunkerLA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009 Santa Lucía
Cotzumalguapa Escuintla BiomasaSANTA ANA BLOQUE 1 Varias 40.000
36.205 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerSANTA ANA BLOQUE 2 1
64.200 57.647 18 de enero de 2015 Escuintla Escuintla
Biomasa/CarbónMADRE TIERRA 2 28.000 23.643 1996 Santa Lucía
Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/BunkerCONCEPCIÓN Varias 27.500
20.574 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerTULULÁ 2 31.000 7.886
febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa/BunkerTULULÁ 4 1
19.000 9.465 24 de mayo 2013 Cuyotenango Suchitepéquez
BiomasaTRINIDAD 3 1 19.800 20.383 noviembre 2011,octubre 2012
Masagua Escuintla Biomasa/BunkerTRINIDAD 4 1 46.000 41.121 1 de
mayo de 2015 Masagua Escuintla Biomasa/CarbónSAN DIEGO 1 5.000
0.000 diciembre de 2004 Escuintla Escuintla BiomasaEL PILAR 2
10.500 0.000 18 de marzo 2012 San Andrés Villa Seca Retalhuleu
Biomasa/BunkerEL PILAR 3 1 22.850 12.935 1 de marzo de 2013 San
Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa/BunkerPALO GORDO BLOQUE 2 1
46.000 41.726 8 de noviembre de 2015 San Antonio Suqchitepequez
Suchitepéquez Biomasa/CarbónGENERADORA SANTA LUCIA 1 44.000 44.889
9 de noviembre de 2014 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla
Biomasa/Carbón
GEOTÉRMICAS 49.200 33.561ORZUNIL 7 24.000 12.728 20 de agosto de
1999 Zunil Quezaltenango N/AORTITLAN 2 25.200 20.833 01 julio 2007
San Vicente Pacaya Escuintla N/A
GENERACIÓN INTERMITENTE NOGESTIONABLE 155.900 155.900
SOLAR FOTOVOLTAICA 80.000 80.000HORUS 1 8 50.000 50.000 9 de
febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/AHORUS 2 3 30.000 30.000
26 de julio de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A
EÓLICAS 75.900 75.900SAN ANTONIO EL SITIO 16 52.800 52.800 19 de
abril de 2015 Villa Canales Guatemala N/AVIENTO BLANCO 7 23.100
23.100 6 de diciembre de 2015 San Vicente Pacaya Escuintla N/A
POTENCIA UBICACIÓN
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10/7
A continuación se presenta el detalle de los Generadores
Distribuidos Renovables (GDR)
FECHA DE INSTALACIO COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA
EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
GENERADORAS MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO
DEPARTAMENTO
GENERADOR DISTRIBUIDO RENOVABLE 62.316 60.822HIDROELECTRICA
SANTA ELENA 2 0.560 0.560 1 de diciembre de 2008 Escuintla
Escuintla N/AKAPLAN CHAPINA 1 2.000 2.000 1 de junio 2009 Pueblo
Nuevo Viñas Santa Rosa N/AHIDROELECTRICA CUEVA MARIA 1 Y 2 5 4.950
4.950 1 de octubre de 2009 Cantel Quetzaltenango N/AHIDROELECTRICA
LOS CERROS 1 1.250 1.250 1 de febrero de 2010 San José El Rodeo San
Marcos N/AHIDROELECTRICA COVADONGA 2 1.600 1.500 1 de julio de 2010
Nuevo San Carlos Retalhuleu N/AHIDROELECTRICA JESBON MARAVILLAS 2
0.750 0.750 1 de agosto de 2010 Malacatán San Marcos N/ACENTRAL
GENERADORA EL PRADO (Sn Ant Morazán) 1 0.500 0.500 1 de diciembre
de 2010 Colomba Quetzaltenango N/AHIDROELECTRICA FINCA LAS
MARGARITAS 5 0.438 0.438 1 diciembre de 2010 San Francisco
Zapotitlán Suchitepéquez N/AHIDROPOWER SDMM 1 2.160 1.908 1 de
abril de 2011 Escuintla Escuintla N/AHIDROELECTRICA LA PERLA 1
3.700 3.610 1 de octubre de 2011 San Miguel Tucurú Alta Verapaz
N/AHIDROELECTRICA SAC-JA 2 2.000 2.000 1 de octubre 2011 Purulhá
Baja Verapaz N/AHIDROELECTRICA SAN JOAQUIN 1 0.950 0.800 1 de enero
2012 San Cristóbal Verapaz Alta Verapaz N/AHIDROELECTRICA LUARCA 2
0.510 0.510 16 de junio 2012 Mazatenango Suchitepéquez
N/AHIDROELECTRICA FINCA LAS MARGARITAS FASE 2 1 1.710 1.600 22 de
agosto de 2012 San Francisco Zapotitlán Suchitepéquez
N/AHIDROELECTRICA EL LIBERTADOR 1 2.000 2.041 24 de noviembre de
2013 Chiquimulilla Santa Rosa N/AHIDROELECTRICA LAS VICTORIAS 2
1.200 1.000 26 de febrero de 2013 Masagua Escuintla N/AEL CORALITO
1 2.100 1.4791 de julio de 2013 Y 28 de junio de 2015 Santa Bárbara
Suchitepéquez N/AEL ZAMBO 1 0.980 0.980 28 de julio de 2013 San
Francisco Zapotitlán Suchitepéquez N/AGENERADORA DEL ATLANTICO
VAPOR 1 2.603 2.603 8 de diciembre de 2013 Morales Izabal
BiomasaGENERADORA DEL ATLANTICO BIOGAS 3 1.300 1.275 8 de diciembre
de 2013 Morales Izabal BiogasHIDROELECTRICA MONTE MARIA 2 0.691
0.691 1 de enero de 2014 Sactepequez Sn Juan Alotenango
N/AHIDROELECRICA HIDROAGUNA 1 2.000 2.032 5 de abril de 2014 Santa
Lucía Cotzumalguapa Escuintla N/ACENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA SIBO 5
5.000 5.000 1 de mayo de 2014 Estanzuela Zacapa
FotovoltaicaHIDROELECTRICA LA PAZ 2 0.475 0.950 17 deagosto de 2014
Masagua Escuintla N/AHIDROELECTRICA EL IXTALITO 1 1.634 1.597 14 de
septiembre de 2014 Nuevo Progreso San Marcos N/AHIDROELECTRICA
GUAYACAN 2 2.900 2.700 9 de noviembre de 2014 Taxisco Santa Rosa
N/AHIDROELECTRICA TUTO DOS 1 0.960 0.960 18 de noviembre de 2014 La
Libertad Huehuetenango N/AHIDROELECTRICA SANTA TERESA 1 1.900 1.900
16 de enero de 2015 San Lucas Tolimán Sololá N/AHIDROELECTRICA EL
PANAL 1 2.500 2.500 12 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa
N/AHIDROELECTRICA PACAYAS 2 2.500 5.000 25 de marzo de 2015 San
Cristóbal Verapaz Alta Verapaz N/ABIOGAS VERTEDERO EL TREBOL 1
1.200 1.200 25 abril de 2015 Guatemala Guatemala
BiomasaHIDROELECTRICA SAMUC 1 1.200 1.200 14 de mayo de 2015 San
Cristobal Verapaz Alta Verapaz N/AHIDROELECTRICA CONCEPCION 1 0.150
0.150 19 de julio de 2015 Nuevo San Carlos Retalhuleu N/AGAS METANO
GABIOSA 1 1.056 1.056 19 de julio de 2015 La Gomera Escuintla
BiomasaHIDROELECTRICA SAN JOSE 1 0.430 0.430 30 de julio de 2015
San Cristobal Verapaz Alta Verapaz N/AHIDROELECTRICA PEÑA FLOR 1
0.499 0.499 27 de octubre de 2015 Pueblo Nuevo Suchitepéquez
N/AHIDROELECTRICA SANTA ANITA 1 1.560 1..56 21 de diciembre de 2015
Villa Canales Guatemala N/AHIDROELECTRICA CERRO VIVO 1 2.400 1.203
24 de enero de 2016 Chinautla Guatemala N/A
POTENCIA UBICACIÓN
Se considera que el servicio de Reserva Rápida (RRa), se cubrirá
con ofertas de las siguientes centrales:Tampa, PQP, Las Palmas y
Arizona. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será
prestado porlas centrales: Chixoy, Xacbal, Jurún Marinalá, Las
Vacas, Canadá, Poliwatt y Arizona.
Mantenimientos
La programación de mantenimientos de generación se realizó
respetando, en lo posible, las fechas propuestaspor los Agentes,
considerando las ventanas de tiempo propuestas, considerando como
premisa básica elmantener la mayor disponibilidad del parque
generador. Dentro los mantenimientos con mayor relevancia
seencuentran:
Hidroeléctrica Chixoy que tiene programado mantenimiento mayor
durante los primeros meses de2017, 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 endos etapas, con una
duración de 5 días en junio y 25 días en octubre-noviembre de
2016.
La Central Generadora Jaguar informa la realización de su
mantenimiento mayor de 30 días paracada unidad, iniciando el 25 de
noviembre de 2016 y finalizando el 24 de enero de 2017, no
habiendosimultaneidad entre unidades para la realización del
mismo.
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11/7
1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES
Se estima una exportación anual hacia el Mercado Eléctrico
Regional (MER) de 845.32 GWh, incluyendo losContratos Regionales
con Prioridad de Suministro y las transacciones de oportunidad. Se
considera para todoel Año Estacional la importación de 120 MW de
potencia, regida por el despacho económico al costo
variableestimado según las variables presentadas por ECOE-INDE y
CFE de México.
1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL
Para la determinación de los costos variables de generación de
cada unidad, se consideran la proyección decostos de combustibles
según el Short Term Energy Outlook de la Energy Information
Administration,publicado en febrero de 2016, 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 el promedio de costosdeclarados del mes de enero de
2016.
2.12
2.14
2.16
2.18
2.20
2.22
2.24
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
70.0
May Jun
Jul
Aug
Sep Oct
Nov
Dec Jan
Feb
Mar
Apr
US$
/MM
BTU
US$
/BB
L
Proyección de precios de carburantes 2016-2017Fuente: Short Term
Energy Outlook, EIA, febrero 2016
WTI Residual Fuel Oil Diesel Fuel Coal
En el caso de los ingenios cogeneradores sin la posibilidad de
utilizar carbón para generación y Tululá bloque3, los costos
variables proyectados en época de no zafra elevados, se debe a que
no se prevé despacho paraestos bloques en época de no zafra por lo
que continúan con costos de inventario de combustible elevados.
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12/7
Los costos de las centrales generadoras térmicas se calcularon
utilizando las metodologías de integración decostos presentadas por
los agentes representantes, los cuales se muestran a
continuación:
NEMO PLANTA may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16
dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17PGO-B2 PALO GORDO 2 44.19 44.03
44.85 44.53 44.25 44.63 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07MAG-B4
MAGDALENA BLOQUE 4 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 0.63 0.63 0.63
0.63 0.63 0.63PNT-B2 PANTALEON BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.
N.A. 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03TND-B3 TRINIDAD 3 185.45
184.97 187.39 186.44 185.62 186.74 3.33 3.33 3.33 3.33 3.33
3.33EPI-B1 EL PILAR BLOQUE 1 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 9.73
9.73 9.73 9.73 9.73 9.73EPI-B2 EL PILAR BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A.
N.A. N.A. N.A. 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73EPI-B3 EL PILAR BLOQUE
3 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73SJO-C
SAN JOSE 39.49 39.39 39.89 39.70 39.52 39.76 39.30 39.55 39.39
39.57 39.52 39.59GCS-C COSTA SUR 45.67 45.56 46.11 45.90 45.71
45.96 45.47 45.74 45.57 45.76 45.71 45.78LPA-C LAS PALMAS CARBON
42.08 41.92 42.72 42.41 42.13 42.50 41.78 42.18 41.92 42.20 42.13
42.24LLI-C LA LIBERTAD 51.06 50.99 51.33 51.20 51.08 51.24 50.93
50.99 51.11 51.08 51.13 51.27
TND-B4 TRINIDAD 4 7.34 55.80 56.88 56.46 56.09 56.59 7.34 7.34
7.34 7.34 7.34 7.34MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 51.21 50.07 52.34
52.34 53.48 66.00 55.76 55.76 56.90 55.76 52.34 52.34ARI-O ARIZONA
49.34 50.66 50.89 53.20 53.60 53.71 55.69 56.80 56.83 58.32 58.09
57.89
LPA-B1 LAS PALMAS 50.40 51.74 51.97 54.31 54.72 54.83 56.84
57.97 58.00 59.51 59.28 59.07PWT-B POLIWAT 46.12 47.64 47.89 50.54
51.00 51.12 53.38 54.66 54.69 56.39 56.13 55.90GEN-B1 GENOR 50.91
52.02 52.21 54.14 54.47 54.56 56.21 57.15 57.17 58.41 58.22
58.05PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 60.31 61.96 62.24 65.11 65.61 65.75
68.20 69.59 69.63 71.48 71.19 70.94TDL-B GENERADORA DEL ESTE 42.73
44.31 44.58 47.34 47.82 47.95 50.31 51.65 51.68 53.46 53.18
52.94ELG-B ELECTRO GENERACION 42.73 44.31 44.58 47.34 47.82 47.95
50.31 51.65 51.68 53.46 53.18 52.94GGO-B GENOSA 58.68 60.11 60.35
62.84 63.28 63.39 65.52 66.73 66.76 68.36 68.11 67.89STL-C SANTA
LUCÍA 51.80 51.68 52.31 52.06 51.85 52.14 51.56 51.89 51.68 51.90
51.85 51.93JEN-C JAGUAR ENERGY 46.25 46.14 46.73 46.50 46.30 46.57
46.03 46.33 46.14 46.35 46.29 46.37MTI-BZ MADRE TIERRA ZAFRA 45.54
N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 46.81 48.15 48.18 49.96 49.68 49.44
MTI-BNZ MADRE TIERRA NO ZAFRA 53.57 55.73 56.10 59.87 52.15
52.30 55.08 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.MAG-B6 MAGDALENA GRUPO 6 51.05
50.96 51.38 51.22 51.08 51.27 11.08 11.12 11.09 11.12 11.12
11.13MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 186.84 193.91 195.12 207.47 209.63
210.20 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39MAG-B7 MAGDALENA GRUPO 7 50.59
50.51 50.92 50.76 50.62 50.81 10.96 11.00 10.98 11.00 11.00
11.01MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 192.33 199.61 200.86 213.59 215.82
216.41 227.30 233.46 233.62 241.81 240.54 239.43TUL-B1 TULULA
BLOQUE 1 191.25 197.56 201.03 211.36 213.38 216.21 225.17 4.95 4.95
4.95 4.95 4.95TUL-B2 TULULA BLOQUE 4 197.56 201.03 211.36 213.38
216.21 225.17 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95COE-D COENESA 193.63
194.20 198.49 207.58 210.90 213.36 218.49 220.38 218.35 223.20
228.17 229.45TAM-G TAMPA 165.79 166.33 170.46 179.19 182.38 184.74
189.68 191.49 189.54 194.21 198.98 200.20S&S-D STEWART &
STEVENSON 343.02 344.20 353.21 372.26 379.21 384.36 395.13 399.09
394.83 405.01 415.42 418.09
ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 379.19 380.57 391.13 413.49 421.64 427.69
440.31 444.96 439.97 439.97 439.97 439.97ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5
321.45 322.64 331.62 350.64 357.58 362.72 373.47 377.42 373.17
383.33 393.73 396.39LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08
367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08CON-B
CONCEPCION 263.38 272.92 274.56 291.22 294.12 294.90 26.41 26.41
26.41 26.41 26.41 26.41LUN-B LA UNION 268.91 278.38 280.00 296.54
299.42 300.20 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84
MAG-B3 MAGDALENA BLOQUE 3 187.37 194.45 195.67 208.05 210.21
210.79 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85PNT-B1 PANTALEON BLOQUE 1
269.31 279.12 280.81 297.95 300.94 301.74 22.38 22.38 22.38 22.38
22.38 22.38SAA-B2 SANTA ANA BLOQUE 2 48.21 48.06 48.80 48.51 48.26
48.61 45.01 45.35 45.13 45.36 45.30 45.39SAA-B SANTA ANA 250.30
259.14 260.66 276.11 278.80 279.53 18.89 18.89 18.89 18.89 18.89
18.89SAA-C SANTA ANA CARBÓN 48.21 48.06 48.80 48.51 48.26 48.61
45.01 45.35 45.13 45.36 45.30 45.39
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN$/MWh
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1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA
El déficit se modela en escalones simulando máquinas térmicas
ficticias adicionales denominadas Máquinasde Falla, se simulan
cuatro máquinas de fallas de acuerdo a los escalones especificados
en la NCC-4, lasmáquinas de falla que representan a los escalones
de déficit se modelan con un costo operativocorrespondiente al
escalón de reducción de demanda según la siguiente tabla:
Donde:CENS = Costo de energía no servida
Según la NCC4, se adopta un CENS igual a diez veces el cargo
unitario por energía de la tarifa simple parausuarios conectados en
Baja Tensión sin cargo por demanda de la ciudad de Guatemala,
teniendo en cuentaesta disposición los costos operativos para
máquinas de falla son los siguientes:
Norma NCC ̶ 4, 4.4
Resolución CNEE BOLETIN DE PRENSA CNEE
Vigencia FEBRERO 2016 - ABRIL 2016
Tipo de cambio [Q] 02/02/2016 7.66188
Baja Tensión Simple Trimestral Tarifa No Social en [Q/KWh]
1.1319
CENS trimestral [$/MWh] 1477.31
Escalon de reducción de demanda [RD]Escalon de costo de falla en
% del valor
del CENS
Costo operativocorrespondiente
[$/MWh]
0% < RD ≤ 2% 16% x CENS 236.4
2% < RD ≤ 5% 20% x CENS 295.5
5% < RD ≤ 10% 24% x CENS 354.6
RD>10% 100% x CENS 1477.3
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1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES
Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación
de Largo Plazo Año EstacionalMayo 2016 – Abril 2017
Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la
Programación de Largo Plazo, tienen como finmostrar las condiciones
esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI);
para el AñoEstacional en estudio. Como resultado de los estudios
realizados se han identificado zonas en los cuales setendrán
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
anteciertos mantenimientos; para evitar sobrecarga en equipos o
para mantener los niveles de voltaje dentro de losrangos
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 kVpor los niveles
de crecimiento de demanda y la transmisión de potencia reactiva
desde los centros degeneración. En el área de los ingenios
generadores en la época de zafra durante la banda de demanda
máximay ante mantenimientos en las líneas de transmisión entre las
subestaciones Cocales – Pantaleón – El Jocote –Escuintla en 69 kV,
anillo de Escuintla – Los Lirios – Santa Ana en 69 kV y en el
transformador de Escuintla230/69 kV, se hace necesario implementar
restricciones de generación y contar con esquemas de
controlsuplementarios para tiro de generación para evitar
sobrecargas a elementos por contingencias. Para laSeptiembre 2,016,
demanda media, es necesario implementar un Esquema de Desconexión
Automático deCarga ante la la apertura del transformador de
Escuintla 230/69/13.8 kV 100 MVA, se presentan voltajes de0.88 P.U.
en el área central, específicamente en las subestaciones San
Gaspar, Sacos Agrícolas, Nestlé, ElSauce e Irla. Este esquema
evitara que los voltajes de estas subestaciones desciendan a
valores inferiores de0.90 P.U.
La zona oriental del sistema, es dependiente de generación local
y déficit de potencia reactiva, antemantenimientos 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 crecimientonatural de la demanda,
además, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el
crecimiento de lademanda, ante la realización de mantenimientos y
ante contingencias en línea de transmisión en 230 kV entrelas
subestaciones La Esperanza y Los Brillantes, para la época lluviosa
se hace necesaria la restricción degeneración y la actuación de
esquemas de tiro de generación para reducir la posibilidad de
sobrecargas. Dadoque ésta zona es el vínculo con la interconexión
entre Guatemala y México por las condiciones de
operacióninterconectada es necesario restringir la ejecución de
mantenimientos a líneas de transmisión en dicha área.Para
septiembre 2,016 y marzo 2,017, demanda media, es necesario
implementar un Esquema deDesconexión 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 suplementarioevitara que los valores de
voltaje del área occidental desciendan a valores inferiores de 0.90
P.U. Por otrolado, para marzo 2,017 y demanda mínima, ante la
apertura de la línea de transmisión Esperanza – LosBrillantes 230
kV, se presenta colapso de tensión en el área occidental, por lo
que es necesario implementarun Esquema de Desconexión Automático de
Carga por Bajo Voltaje en el área occidental para evitar elcolapso
de tensión.
Es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el
sistema eléctrico en 230 kV, de tal maneraque se provea de
distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de
potencia desde las centralesgeneradoras 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:
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SEPTIEMBRE 2,016Línea de transmisión Aguacapa - La Vega 230 kV
ckt 2Línea de transmisión La Union - Pacifico 230 kVLínea de
transmisión Santa Ana - Pacifico 230 kVRotaciones de
transformadores de ETCEETransformador en S/E Melendrez 28 MVA
69/13.8 kVTransformador en S/E Mazatenango 28 MVA 69/13.8
kVTransformador en S/E Quiche 28 MVA 69/13.8 kVTransformador en S/E
Moyuta 100 MVA 230/138 kVTransformador en S/E Jalapa 28 MVA 69/13.8
kVTransformador en S/E Panaluya 50 MVA 230/13.8 kVBanco de
capacitores en S/E Guatemala Este de 10.8 MVARBanco de capacitores
en S/E Guatemala Este de 10.8 MVARBanco de capacitores en S/E
Puerto Barrios de 5.4 MVAR
MARZO 2,017Línea de transmisión Santa Ana - Magdalena 230
kVLínea de transmisión Magdalena - La Union 230 kVLínea de
transmisión Magdalena - Pacifico 230 kVLínea de transmisión La
Union - Madre Tierra 230 kVLínea de transmisión Madre Tierra -
Pantaleon 230 kVLínea de transmisión Pantaleon - Siquinala 230
kVLínea de transmision Pacifico - Palestina 230 kV ckt 1Línea de
transmision Pacifico - Palestina 230 kV ckt 2Línea de transmisión
Palestina - Palín 69 kVReconductorado de línea de transmisión
Escuintla - El Jocote - Pantaleon - Cocales 69 kVRotaciones de
transformadores de ETCEETransformador en S/E Escuintla 100 MVA
230/69/13.8 kVTransformador en S/E Palestina 195 MVA 230/69/13.8
kV
En las ampliaciones de transmisión para el año estacional
2016-2017, se tiene prevista la ampliación de lacapacidad de
transformación en la subestación Los Brillantes, por medio de la
instalación de un banco detransformación de 230/400 kV con una
capacidad de 225 MVA. Cuando esto se lleve a cabo se realizarán
losestudios eléctricos correspondientes.
1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE
CARGA DELARGO PLAZO
1.9.1 Se respeta la Legislación actual del Subsector
Eléctrico.1.9.2 Se respetan las condiciones contractuales
actualizadas y operativas de los generadores, lo cual
incluye:1.9.2.1 Compra mínima obligada de los Ingenio Madre
Tierra, la totalidad de la energía generada
durante la época de zafra (noviembre 2016 a marzo de
2017).1.9.2.2 Se respetan las condiciones contractuales informadas
por EEGSA respecto a los contratos con
sus proveedores.1.9.3 El despacho del excedente a 120 MW de San
José a costo variable.1.9.4 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.1.9.5 Se consideran las restricciones de
la red actual y los resultados de los estudios eléctricos.1.9.6 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.
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2. RESULTADOS2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO
ESTACIONAL 2016-2017
SUBTOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA
ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA
GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWHPLANTAS HIDRÁULICAS
258.7 675.0 344.2 796.7 375.9 876.9 419.8 918.8 498.1 923.4 485.6
947.1 2382.3CHIXOY 115.9 242.4 127.2 224.0 111.0 237.6 147.1 249.4
161.2 255.5 114.1 271.1 776.64AGUACAPA 15.42 77.35 20.6 77.3 19.6
77.3 17.8 77.3 28.4 77.3 30.2 77.3 132.10JURUN 17.27 43.11 21.9
58.1 15.6 58.1 15.5 58.1 14.9 58.1 14.1 58.1 99.32RENACE 11.06
30.76 24.7 62.5 32.8 65.1 30.2 65.1 41.7 65.1 46.6 65.1
187.00ESCLAVOS 2.10 7.55 6.3 10.2 5.4 12.0 5.0 12.9 8.7 12.9 9.3
12.9 36.78PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 6.28 11.70 8.1 13.0 6.0 11.2 6.4
12.3 6.1 12.2 7.1 11.6 40.00RIO BOBOS 2.62 10.22 2.8 10.2 3.8 9.2
0.5 0.7 3.9 9.9 5.2 7.3 18.80SECACAO 5.22 7.25 7.8 14.9 9.9 15.6
10.9 15.6 10.8 15.6 11.1 15.6 55.82PASABIEN 2.99 5.41 5.3 10.8 4.9
10.0 4.2 12.0 4.9 12.0 5.9 12.0 28.27POZA VERDE 2.92 8.52 4.4 7.7
4.1 7.7 3.6 7.7 5.0 9.3 5.6 9.3 25.67LAS VACAS 5.42 29.72 6.4 23.9
10.9 29.7 10.2 23.0 11.5 22.8 11.1 23.0 55.62MATANZAS + SAN ISIDRO
3.95 12.81 5.8 13.1 7.6 13.5 7.9 13.8 9.2 14.3 9.6 14.1 44.04EL
CANADÁ 11.43 31.96 15.7 39.8 11.9 39.8 11.0 39.8 11.2 39.8 15.9
39.8 77.11CANDELARIA 1.45 2.01 2.2 4.1 2.8 4.3 3.0 4.3 3.0 4.3 3.1
4.3 15.46MONTECRISTO 3.02 8.45 4.2 10.5 3.1 10.5 2.9 10.5 3.0 10.5
4.2 10.5 20.38EL RECREO 4.94 25.35 6.78 25.35 5.13 25.35 4.73 25.35
4.84 25.35 6.85 25.35 33.26XACBAL 19.57 37.50 30.90 97.00 32.19
97.00 30.12 97.00 48.99 97.00 56.02 97.00 217.79PANAN 4.67 8.23
5.69 8.23 5.82 8.23 3.99 8.23 5.11 8.23 5.42 8.23 30.71SANTA TERESA
2.04 10.95 4.58 14.73 5.79 16.19 8.00 16.19 10.17 16.19 11.26 16.19
41.85CHOLOMA 2.22 6.31 3.21 7.70 5.71 9.24 4.92 9.24 4.82 9.24 4.51
9.24 25.40LA PERLA 1.45 2.82 1.51 3.50 2.06 3.50 2.52 3.50 2.16
3.50 2.07 3.50 11.77PALO VIEJO 32.27 43.74 51.47 84.76 57.30 84.76
61.84 84.76 202.87HIDROPOWER 0.71 0.96 1.31 1.85 1.35 1.85 1.32
1.85 1.30 1.85 1.36 1.85 7.35EL LIBERTADOR 0.52 1.98 0.54 1.98 0.54
1.98 0.53 1.98 0.68 1.98 0.51 1.98 3.33VISIÓN DE ÁGUILA 0.87 2.02
1.03 2.02 1.10 2.02 0.76 2.02 1.29 2.02 0.77 1.04 5.83AGUNÁ 1.46
1.97 1.41 1.97 1.44 1.97 1.47 1.97 1.42 1.97 1.23 1.65 8.43GUAYACÁN
0.89 2.62 1.17 2.62 1.13 2.62 1.17 2.62 1.40 2.62 1.43 2.62 7.19EL
CÓBANO 1.94 8.58 3.51 8.58 3.02 8.58 3.92 8.58 5.91 8.58 5.32 8.58
23.61EL CORALITO 0.64 1.43 0.86 1.43 1.05 1.43 1.05 1.43 1.03 1.43
1.07 1.43 5.71EL MANANTIAL 5.52 24.22 11.56 24.02 17.78 24.41 16.54
24.41 17.57 24.41 18.16 24.41 87.13IXTALITO 0.61 1.55 0.81 1.55
0.82 1.55 0.72 1.55 1.00 1.55 1.10 1.55 5.05OXEC 3.11 8.57 5.32
13.23 8.68 24.81 9.66 24.81 8.93 12.41 12.90 24.81 48.59CERRO VIVO
0.50 0.67 0.54 0.75 0.49 0.66 0.51 0.69 0.62 0.86 0.69 0.92
3.35
PLANTAS TÉRMICAS 623.8 888.5 480.7 740.5 487.4 786.1 476.4 765.0
372.7 747.5 414.1 750.0 2853.88TURBINAS DE VAPOR 196.8 319.0 286.9
411.5 333.5 499.5 364.0 494.8 259.4 425.5 311.3 467.8 1751.85SAN
JOSE 99.1 133.1 79.9 111.0 99.1 133.1 99.1 133.1 95.9 133.1 89.5
120.3 562.40JAGUAR 24.5 87.4 132.7 197.4 157.7 263.2 191.7 263.2
142.5 263.2 160.1 263.2 809.21LA LIBERTAD
LAS PALMAS II 55.1 74.1 53.3 74.1 55.1 74.1 55.1 74.1 51.2 69.3
269.83ARIZONA VAPOR
COSTA SUR 18.2 24.4 21.0 29.1 21.7 29.1 18.2 24.4 21.0 29.1 10.5
15.0 110.42SANTA LUCÍA
GEOTÉRMICAS 24.2 32.6 21.4 29.7 24.2 32.6 24.2 32.6 21.4 29.7
24.2 32.6 139.61ORZUNIL 9.2 12.3 6.8 9.5 9.2 12.3 9.2 12.3 6.8 9.5
9.2 12.3 50.37ORTITLAN 15.0 20.2 14.6 20.2 15.0 20.2 15.0 20.2 14.6
20.2 15.0 20.2 89.24COGENERADORES(T.VAPOR) 152.9 136.2 53.0 79.8
30.1 41.9 30.2 42.9 27.1 62.9 29.2 42.9 321.41CONCEPCION 4.8
4.79PANTALEON 7.0 6.98PANTALEON 2
SANTA ANA
SANTA ANA CARBÓN 40.9 55.0 23.7 36.9 26.8 60.5 91.42MAGDALENA
5.4 5.39MAGDALENA (U1,U4,U5,U6,U7) 16.20 16.20LA UNION 18.6
18.56MADRE TIERRA
TULULA
TRINIDAD 29.7 39.9 29.68EL PILAR
PALO GORDO 30.1 40.5 29.1 40.5 30.1 40.5 30.1 40.5 28.9 40.5
148.40GEN. ATLÁNTICO VAPOR 0.3 0.8 0.2 2.4 0.02 1.5 0.1 2.4 0.3 2.4
0.3 2.4 1.11MOTORES RECIPROCANTES 249.8 400.8 119.4 219.5 99.6
212.1 58.0 194.7 64.8 229.4 49.3 206.8 641.01ARIZONA 73.0 110.8 8.6
31.6 11.3 33.5 7.8 10.4 7.5 10.4 7.8 12.5 116.00LA ESPERANZA 74.5
121.6 49.2 96.3 30.4 98.0 19.59 102.6 24.0 107.4 22.9 98.1
220.66PQP
LAS PALMAS 1
LAS PALMAS 2 6.7 14.8 6.72LAS PALMAS 3 6.6 14.9 6.58LAS PALMAS 4
6.6 15.1 6.64LAS PALMAS 5 2.3 5.2 2.28GENOR 22.0 40.2 5.5 13.4 1.6
5.0 0.038 3.3 0.7 33.5 0.5 23.9 30.39GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 14.8
20.0 14.4 20.0 14.2 19.0 8.1 20.0 8.6 19.8 4.9 19.0 64.97GEN. DEL
ESTE (3,4,9) 12.5 16.8 12.1 16.8 12.5 16.8 5.5 16.8 6.3 16.8 4.1
16.8 53.03GEN. DEL ESTE (10,11,13) 19.1 25.7 18.4 25.7 17.8 23.9
11.0 25.7 11.5 25.7 5.3 20.7 83.00ELECTROGENERACIÓN 11.7 15.7 11.3
15.7 11.71 15.7 6.0 15.7 6.2 15.7 3.8 15.7 50.72COENESAGENOSAGEN.
DEL ATLÁNTICO GASTURBINAS DE GASTAMPA
STEWART & STEVENSON
LAGUNA GAS 2
ESCUINTLA GAS 3
ESCUINTLA GAS 5
SOLAR + EÓLICA 29.2 34.5 36.4 34.2 19.8 20.7 174.78HORUS 16.259
14.542 14.807 17.328 13.792 12.799 89.53EL SITIO 9.108 14.039
15.215 11.896 4.220 5.559 60.04VIENTO BLANCO 3.825 5.897 6.390
4.996 1.772 2.335 25.22
GENERACIÓN DISTRIBUIDA 9.9 13.2 11.9 16.6 10.9 14.6 10.1 13.5
13.3 18.4 15.3 20.6 71.31
TRANS. INTERNACIONALES 46.1 -100.6 33.6 -84.0 50.5 40.5 70.1
47.2 63.0 27.1 64.2 45.6 327.66IMPORTACIONES (- ) 19.3 120.0 23.5
106.3 0.1 0.0 12.0 0.1 69.7 43.10EXPORTACIONES (+) 65.4 19.4 57.1
22.3 50.6 40.5 70.2 59.1 63.2 96.8 64.2 45.6 370.76
DEMANDA S.N.I. 875.4 1,677.3 837.7 1,637.9 860.0 1,637.1 870.3
1,650.1 840.8 1,662.2 871.4 1,672.2 5,155.7
TOTAL GENERACIÓN 921.5 1,677.4 871.3 1,637.9 910.6 1,637.1 940.5
1,650.1 903.8 1,662.2 935.6 1,672.1 5,307.4
RRO 33.5 32.8 32.7 33.0 33.2 33.4
PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADOAÑO ESTACIONAL 2016-2017
septiembre-16 octubre-16mayo-16 junio-16 julio-16 agosto-16
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17/7
SUBTOTAL TOTALENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA
ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA
ENERGIA
GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH MW GWH GWHPLANTAS
HIDRÁULICAS 369.5 893.0 326.7 911.5 235.2 756.2 200.8 682.6 232.4
646.8 215.6 677.0 1580.1 3962.4CHIXOY 63.39 260.6 61.73 248.6 55.51
109.8 63.61 149.2 94.12 178.0 85.20 146.9 423.55 1200.20AGUACAPA
18.93 70.91 14.35 71.12 12.79 77.35 11.26 60.18 8.68 12.48 10.59
65.39 76.59 208.69JURUN 14.19 58.10 13.02 58.10 12.93 58.10 12.33
44.27 12.91 34.99 12.24 51.92 77.62 176.93RENACE 34.20 52.08 29.85
65.10 20.67 56.93 12.35 38.56 12.47 49.12 9.79 45.61 119.33
306.33ESCLAVOS 2.45 3.45 2.34 12.95 1.73 12.06 1.34 12.31 1.43
12.95 1.64 12.95 10.92 47.71PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 5.73 8.26 6.05
11.81 5.78 11.94 4.53 7.72 4.57 7.86 5.75 10.08 32.42 72.41RIO
BOBOS 5.33 7.83 5.48 10.22 4.87 10.22 3.71 10.22 4.53 8.57 3.00
9.54 26.92 45.72SECACAO 9.99 15.57 8.92 15.57 7.60 15.00 6.13 11.08
6.21 14.37 5.45 12.04 44.30 100.12PASABIEN 4.64 8.79 4.57 11.22
3.67 11.99 2.34 11.32 2.41 11.99 1.47 9.99 19.10 47.37POZA VERDE
3.55 9.27 2.50 9.27 1.96 7.72 1.60 7.09 1.50 8.27 1.39 6.61 12.50
38.17LAS VACAS 6.43 29.72 5.65 22.98 5.11 28.50 4.49 22.25 4.77
29.72 4.85 26.00 31.30 86.92MATANZAS + SAN ISIDRO 7.44 12.61 6.67
13.66 5.50 13.08 4.35 12.90 4.25 9.44 3.70 11.09 31.92 75.97EL
CANADÁ 14.16 42.29 11.48 42.29 10.12 36.74 8.77 31.42 9.03 42.29
9.77 36.95 63.33 140.44CANDELARIA 2.77 4.31 2.47 4.31 2.10 4.15
1.70 3.07 1.72 3.98 1.51 3.33 12.27 27.72MONTECRISTO 3.74 11.18
3.04 11.18 2.68 9.71 2.32 8.31 2.39 11.18 2.58 9.77 16.74 37.12EL
RECREO 6.11 21.97 4.95 24.53 4.36 25.35 3.78 23.23 3.89 13.08 4.21
25.35 27.31 60.57XACBAL 54.93 86.00 58.65 86.00 25.72 86.00 15.24
86.00 13.44 48.45 11.67 37.50 179.65 397.44PANAN 3.88 8.23 2.07
8.23 1.37 6.90 0.98 7.64 1.06 8.23 1.27 8.23 10.63 41.34SANTA
TERESA 8.83 13.49 7.08 15.14 3.77 10.79 2.46 6.82 2.41 11.74 2.26
12.40 26.82 68.67CHOLOMA 3.06 9.24 1.79 9.24 2.10 6.18 1.61 1.23
1.35 4.29 1.25 7.70 11.17 36.56LA PERLA 1.91 3.50 1.46 3.50 1.22
2.92 1.01 3.50 0.90 2.92 0.77 3.50 7.27 19.04PALO VIEJO 61.03 84.76
50.53 84.76 27.11 84.76 22.38 71.42 23.80 74.16 21.50 62.15 206.35
409.23HIDROPOWER 0.67 0.93 1.23 1.85 1.17 1.85 1.10 1.85 1.21 1.85
1.15 1.85 6.52 13.87EL LIBERTADOR 0.50 1.98 0.46 1.98 0.43 1.98
0.40 1.98 0.44 1.79 0.45 1.98 2.69 6.02VISIÓN DE ÁGUILA 1.41 2.02
1.33 2.02 0.78 2.02 0.50 1.80 0.19 0.26 0.31 2.02 4.52 10.35AGUNÁ
1.18 1.64 1.12 1.97 0.81 1.97 0.54 1.97 0.46 1.97 0.72 1.97 4.83
13.26GUAYACÁN 1.04 2.62 0.76 2.62 0.61 2.62 0.54 2.62 0.53 1.35
0.51 2.62 3.98 11.17EL CÓBANO 3.04 8.58 1.83 8.58 1.50 8.58 1.29
7.15 1.62 5.68 1.30 8.58 10.58 34.19EL CORALITO 1.03 1.43 0.94 1.43
0.82 1.43 0.53 1.43 0.59 1.43 0.50 1.43 4.41 10.12EL MANANTIAL
11.14 24.41 5.99 24.22 4.09 23.64 3.44 23.83 3.56 24.41 3.73 24.10
31.94 119.08IXTALITO 0.76 1.55 0.37 1.55 0.35 1.55 0.24 1.55 0.24
1.55 0.25 1.55 2.21 7.26OXEC 11.41 24.81 7.54 24.81 5.60 23.80 3.56
8.27 5.40 8.00 4.49 15.46 37.99 86.58CERRO VIVO 0.61 0.85 0.46 0.62
0.38 0.51 0.32 0.48 0.35 0.48 0.35 0.48 2.48 5.83
PLANTAS TÉRMICAS 476.94 818.47 566.86 778.71 662.51 965.70
637.36 1022.79 712.46 1039.60 686.62 1056.33 3742.75
6597.74TURBINAS DE VAPOR 131.35 255.75 171.46 236.31 243.05 379.38
267.31 466.26 295.99 472.06 290.06 495.40 1399.23 3151.08SAN JOSE
25.17 99.06 133.14 97.67 133.14 88.64 133.14 99.06 133.14 95.86
133.14 505.46 1067.86JAGUAR 39.35 152.58 75.57 147.76 111.98 229.95
127.39 235.75 128.45 259.09 482.73 1291.93LA LIBERTAD
LAS PALMAS II 50.01 74.05 54.85 74.05 54.21 74.05 49.06 74.05
49.93 74.05 48.32 74.05 306.38 576.20ARIZONA VAPOR
COSTA SUR 16.81 29.12 17.55 29.12 15.61 24.43 17.64 29.12 19.62
29.12 17.44 29.12 104.66 215.09SANTA LUCÍA
GEOTÉRMICAS 23.44 32.55 10.26 13.80 23.73 31.90 21.88 32.55
24.22 32.55 22.97 31.90 126.50 266.12ORZUNIL 8.89 12.35 7.11 9.56
9.19 12.35 8.30 12.35 9.19 12.35 8.89 12.35 51.56 101.93ORTITLAN
14.55 20.21 3.15 4.24 14.55 19.56 13.58 20.21 15.04 20.21 14.08
19.56 74.95 164.19COGENERADORES(T.VAPOR) 304.84 449.04 375.97
516.28 379.03 520.57 333.09 501.52 382.92 522.45 357.80 507.11
2133.65 2456.16CONCEPCION 9.25 23.11 14.85 19.96 14.51 19.96 13.41
19.96 14.85 19.96 14.37 19.96 81.24 86.03PANTALEON 27.92 38.80
43.30 58.20 43.06 58.20 39.11 58.20 43.30 58.20 41.90 58.20 238.59
245.58PANTALEON 2
SANTA ANA 10.96 15.22 26.13 35.12 26.13 35.12 23.60 35.12 26.13
35.12 25.29 35.12 138.23 138.23SANTA ANA 2 32.01 55.00 31.87 47.10
35.16 55.00 22.27 36.03 38.50 55.00 34.96 55.00 194.76
286.18MAGDALENA 8.85 12.30 11.93 16.04 11.93 16.04 10.78 16.04
11.93 16.04 11.55 16.04 66.97 72.36MAGDALENA (U1,U4,U5,U6,U7)
105.51 146.54 113.54 152.60 113.54 152.60 102.55 152.60 113.54
152.60 109.87 152.60 658.53 674.73LA UNION 20.33 28.23 27.39 36.82
27.39 36.82 24.74 36.82 27.39 36.82 26.51 36.82 153.76 172.32MADRE
TIERRA 10.80 17.58 13.82 22.87 14.15 20.49 12.48 20.00 14.12 21.96
14.32 21.43 79.68 79.68TULULA 6.61 9.18 12.52 16.83 12.52 16.83
11.31 16.83 12.52 16.83 12.12 16.83 67.60 67.60TRINIDAD 42.95 59.66
44.39 59.66 44.39 59.66 40.09 59.66 44.39 59.66 42.95 59.66 259.16
288.83EL PILAR 5.74 7.98 11.63 15.63 11.63 15.63 10.51 15.63 11.63
15.63 51.15 51.15PALO GORDO 23.76 33.00 24.56 33.00 24.56 33.00
22.18 33.00 24.56 33.00 23.76 33.00 143.37 291.77GEN. ATLÁNTICO
VAPOR 0.1 2.4 0.1 2.4 0.1 1.2 0.1 1.6 0.1 1.6 0.2 2.4 0.60
1.71MOTORES RECIPROCANTES 17.31 81.12 9.17 12.32 16.70 33.85 15.09
22.45 9.32 12.53 15.78 21.92 83.37 724.38ARIZONA 7.52 10.45 7.77
10.45 7.77 10.45 7.02 10.45 7.77 10.45 7.52 10.45 45.39 161.39LA
ESPERANZA 8.652 23.76 1.40 1.88 8.93 23.40 8.06 12.00 1.55 2.08
8.26 11.47 36.85 257.51PQP
LAS PALMAS 1
LAS PALMAS 2 6.72LAS PALMAS 3 6.58LAS PALMAS 4 6.64LAS PALMAS 5
2.28GENOR 30.39GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 0.2157 11.29 0.22 65.18GEN.
DEL ESTE (3,4,9) 0.4713 8.41 0.47 53.51GEN. DEL ESTE (10,11,13)
0.2709 19.35 0.27 83.27ELECTROGENERACIÓN 0.1770 7.87 0.18
50.90COENESA
GENOSA
TURBINAS DE GASTAMPA
STEWART & STEVENSON
LAGUNA GAS 2
ESCUINTLA GAS 3
ESCUINTLA GAS 5
SOLAR+EÓLICA 35.3 41.6 43.7 38.5 42.2 26.9 228.4 389.2HORUS
13.762 15.790 18.562 16.565 17.220 14.378 96.28 185.80EL SITIO
15.008 17.722 17.725 15.461 17.592 8.841 92.35 92.35VIENTO BLANCO
6.562 8.128 7.445 6.494 7.389 3.713 39.73 111.04
GENERACIÓN DISTRIBUIDA 15.3 21.3 12.1 16.3 8.9 11.9 7.9 11.7 8.5
11.5 8.1 11.3 60.86 132.17
TRANS.INTERNACIONALES 54.1 4.8 91.3 90.1 46.5 70.9 79.2 -32.6
80.2 17.1 465.84 793.50IMPORTACIONES (- ) 1.72 35.5 7.0 60.2 8.72
51.82EXPORTACIONES (+) 54.1 4.8 91.3 90.1 46.5 70.9 80.9 2.9 87.2
77.3 474.56 845.32
DEMANDA S.N.I. 843.0 1,727.9 856.0 1,706.5 860.3 1,687.2 813.6
1,717.1 916.4 1,730.5 857.1 1,727.6 5,146.27 10,301.9
TOTAL GENERACIÓN 897.1 1,727.9 947.3 1,706.5 950.3 1,687.3 884.5
1,717.1 995.6 1,730.5 937.3 1,727.6 5,612.1 11,081.5
RRO 34.6 34.1 33.7 34.3 34.6 34.6
marzo-17 abril-17
PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADOAÑO ESTACIONAL 2016-2017
noviembre-16 diciembre-16 enero-17 febrero-17
-
18/7
2.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2016-2017
GENERACIÓNRENOVABLE
61.9%
GENERACIÓN NORENOVABLE
37.7%
INT. MÉXICO0.5%
Composición de la energía mayo 2016 - abril 2017
HIDRO+GDR, 4094.6,59.4%
BIOMASA, 2139.2, 31.1%
GEOTÉRMICO, 266.1,3.9%
SOLAR, 185.8, 2.7%
EÓLICO, 203, 3.0%
Composición de la energía renovable mayo 2016 - abril
2017(GWh)
HIDRO, 3962, 35.6%
GEOTÉRMICO, 266,2.4%
COGENERADORESBIOMASA, 2139.16,
19.2%
CARBÓN, 3151, 28.3%
COGENERADORESCARBÓN, 317, 2.8%
MOTORES, 724, 6.5%
GAS, 0, 0.0%
INT. MÉXICO, 52, 0.5% GEN.DIST., 132, 1.2%
SOLAR, 186, 1.7%
EÓLICO, 203, 1.8%
Composición de la energía mayo 2016 - abril 2017(GWh)
45.60 46.2646.97 47.35 47.75
48.34
45.60 46.26
46.97 47.35
47.75 48.34
19.6520.45 20.58
21.96 22.21 22.2723.45 24.12 24.14
25.03 24.89 24.769
18.00
23.00
28.00
33.00
38.00
43.00
48.00
53.00
58.00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr.
Composición de la energía mensual producida en el S.N.I.Mayo
2016 - Abril 2017
Renovable No Renovable POE promedio($/MWh) Precio Intl.
Bunker($/BBL)
-
19/7
2.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2016-2017
CARBÓN (TM) BUNKER MOTORES(BBL)
BUNKERCOGENERADORES/
NZ (BBL)
DIESEL TURBINASGAS (BBL)
Unidades 1,551,518 1,149,812 -
-
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
1,800,000
Uni
dade
s
Requerimiento de combustiblemayo 2016 - abril 2017
2.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA
MÁXIMODECLARABLE
INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTOmsnm msnm
m3/seg msnm msnm m3/seg
MAYO 781.33 774.28 0.00 1187.59 1187.41 0.00JUNIO 774.28 774.83
0.00 1187.41 1187.62 0.00JULIO 774.83 776.66 0.00 1187.62 1187.88
0.00AGOSTO 776.66 770.85 0.00 1187.88 1188.43 0.00SEPTIEMBRE 770.85
782.88 0.00 1188.43 1188.74 0.00OCTUBRE 782.88 785.60 0.00 1188.74
1188.66 0.00NOVIEMBRE 785.60 790.04 0.00 1188.66 1188.54
0.00DICIEMBRE 790.04 791.71 0.00 1188.54 1188.48 0.00ENERO 791.71
792.71 0.00 1188.48 1188.28 0.00FEBRERO 792.71 791.49 0.00 1188.28
1188.03 0.00MARZO 791.49 787.05 0.00 1188.03 1187.89 0.00ABRIL
787.05 782.25 0.00 1187.89 1187.75 0.00
NIVELES DE EMBALSES DEL S.N.I. 2016-2017
EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN
-
20/7
2.5. COSTOS MARGINALES ESTIMADOS POR BLOQUE HORARIO
Costo Marginal por bloque horario US$/MWhBLOQUE 1 BLOQUE 2
BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 BLOQUE 6 BLOQUE 7 BLOQUE 8 BLOQUE 9
PONDERADO
may-16 53.1 52.6 52.5 52.2 51.9 51.3 50.6 50.2 49.7 51.24jun-16
51.1 50.6 50.1 50.0 49.7 49.3 49.0 48.6 48.3 49.34jul-16 49.4 49.5
49.4 49.1 49.0 48.7 48.0 47.3 46.9 48.42ago-16 51.9 50.0 49.9 49.7
49.3 49.0 48.3 47.4 47.1 48.72sep-16 53.3 52.2 49.9 50.0 49.6 49.1
48.3 47.6 47.1 49.04oct-16 54.5 52.6 49.8 49.5 49.1 48.1 46.8 46.4
46.1 48.11nov-16 52.1 50.0 47.8 47.9 47.3 46.6 45.2 41.4 37.3
45.60dic-16 49.1 47.8 47.4 47.4 46.7 46.6 46.0 45.0 44.5
46.26ene-17 49.2 49.2 48.9 48.7 48.2 48.0 46.4 44.9 37.3
46.97feb-17 49.4 49.6 49.2 49.1 48.3 48.0 46.8 45.6 39.6
47.35mar-17 51.2 51.1 50.6 49.6 48.6 48.2 46.6 45.7 43.0
47.75abr-17 51.9 51.4 51.1 50.8 50.1 49.5 46.1 45.2 45.0 48.34
50
51
52
53
54
55
56
57
58
may.-16
jun.-16 jul.-16 ago.-16sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17
feb.-17 mar.-17abr.-17
US$/
MW
h
COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2015-2016
BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO
35
37
39
41
43
45
47
49
51
53
55
may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16
ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17
US$/
MW
h
COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2016-2017
BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5
BLOQUE 6 BLOQUE 7 BLOQUE 8 BLOQUE 9 PONDERADO
Del Al Del Al01/05/2016 07/05/2016 52.16 51.53 50.38 30/10/2016
05/11/2016 48.89 47.23 43.6708/05/2016 14/05/2016 52.16 51.53 50.38
06/11/2016 12/11/2016 48.32 46.73 42.4715/05/2016 21/05/2016 52.16
51.53 50.38 13/11/2016 19/11/2016 48.32 46.73 42.4722/05/2016
28/05/2016 52.16 51.53 50.38 20/11/2016 26/11/2016 48.32 46.73
42.4729/05/2016 04/06/2016 50.96 50.35 49.46 27/11/2016 03/12/2016
47.88 46.65 43.7005/06/2016 11/06/2016 50.05 49.47 48.78 04/12/2016
10/12/2016 47.29 46.54 45.3412/06/2016 18/06/2016 50.05 49.47 48.78
11/12/2016 17/12/2016 47.29 46.54 45.3419/06/2016 25/06/2016 50.05
49.47 48.78 18/12/2016 24/12/2016 47.29 46.54 45.3426/06/2016
02/07/2016 49.80 49.26 48.44 25/12/2016 31/12/2016 47.29 46.54
45.3403/07/2016 09/07/2016 49.17 48.74 47.60 01/01/2017 07/01/2017
48.70 47.85 44.9410/07/2016 16/07/2016 49.17 48.74 47.60 08/01/2017
14/01/2017 48.70 47.85 44.9417/07/2016 23/07/2016 49.17 48.74 47.60
15/01/2017 21/01/2017 48.70 47.85 44.9424/07/2016 30/07/2016 49.17
48.74 47.60 22/01/2017 28/01/2017 48.70 47.85 44.9431/07/2016
06/08/2016 49.60 48.99 47.75 29/01/2017 04/02/2017 48.83 47.92
45.3407/08/2016 13/08/2016 49.67 49.03 47.78 05/02/2017 11/02/2017
48.92 47.97 45.6314/08/2016 20/08/2016 49.67 49.03 47.78 12/02/2017
18/02/2017 48.92 47.97 45.6321/08/2016 27/08/2016 49.67 49.03 47.78
19/02/2017 25/02/2017 48.92 47.97 45.6328/08/2016 03/09/2016 50.05
49.13 47.83 26/02/2017 04/03/2017 49.87 48.18 45.9504/09/2016
10/09/2016 50.55 49.27 47.91 05/03/2017 11/03/2017 49.87 48.18
45.9511/09/2016 17/09/2016 50.55 49.27 47.91 12/03/2017 18/03/2017
49.87 48.18 45.9518/09/2016 24/09/2016 50.55 49.27 47.91 19/03/2017
25/03/2017 49.87 48.18 45.9525/09/2016 01/10/2016 50.51 49.16 47.73
26/03/2017 01/04/2017 49.99 48.34 45.9502/10/2016 08/10/2016 50.32
48.46 46.66 02/04/2017 08/04/2017 50.68 49.29 45.9609/10/2016
15/10/2016 50.32 48.46 46.66 09/04/2017 15/04/2017 50.68 49.29
45.9616/10/2016 22/10/2016 50.32 48.46 46.66 16/04/2017 22/04/2017
50.68 49.29 45.9623/10/2016 29/10/2016 50.32 48.46 46.66 23/04/2017
29/04/2017 50.68 49.29 45.96
Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3
COSTO MARGINAL POR BLOQUE HORARIOSEMANAL ($/MWh)
Semana SemanaBloque 1 Bloque 2 Bloque 3
-
21/7
2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON
EMBALSEESTACIONAL
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
55.00
60.00
65.00
may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16
ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17
US
$/M
Wh
may.-16 jun.-16 jul.-16 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16
ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17CHIXOY 46.29 41.29 42.07 42.01 42.86
42.17 41.71 41.67 43.00 42.91 59.35 43.52JURUN 47.55 45.53 45.22
45.51 45.93 45.66 44.00 43.10 44.13 44.14 44.13 46.24
COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON
EMBALSEESTACIONAL
CHIXOY JURUN
2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y
ESCASES DEOFERTA HIDROELÉCTRICA
Para identificar y cuantificar el riesgo de vertimiento se
utiliza la metodología que se ha denominado BalanceHídrico, la cual
se define de la siguiente manera: “el almacenamiento al final de la
etapa t, inicio de la etapat+1, es igual al almacenamiento inicial
menos el desfogue total, el cual se totaliza con la sumatoria
delturbinamiento, vertimiento y riego, más el volumen afluente, el
cual es la sumatoria de los caudales lateralesmás el desfogue de
las plantas aguas arriba”. Lo anterior se resume en la siguiente
fórmula:st(i) = vt(i) — ut(i) + at(i) — rt(i) + ∑ [ut(m) + st(m)] —
vt+1(i)mЄu(i)
Para i = 1, …, IDonde:i indexa las plantas hidroeléctricasI
número de plantasvt+1(i) volumen almacenado en la planta i al final
de la etapa tvt(i) volumen almacenado en la planta i en el inicio
de la etapa tat(i) caudal lateral afluente a la planta i en la
etapa trt(i) riego en la planta i en la etapa tut(i) volumen
turbinado en la etapa tst(i) volumen vertido en la etapa tmЄu(i)
conjunto de plantas inmediatamente aguas arriba de la planta i
-
22/7
La identificación de la escasez de la oferta hidroeléctrica se
realiza mediante una comparación entre laproducción 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
3962.4 GWh, generación que está 418.88GWh por abajo de la
generación promedio histórica 2000-2015, lo que representa un 9.56
% menos respecto aésta. A continuación se presenta una gráfica en
donde se puede observar la generación histórica promedio yla
generación esperada para el año 2016-2017.
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
may
.-16
jun.
-16
jul.-
16
ago.
-16
sep.
-16
oct.-
16
nov.
-16
dic.
-16
ene.
-17
feb.
-17
mar
.-17
abr.-
17
GW
h
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADORHIDRÁULICO S.N.I.
2016-2017 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2015)
-
23/7
2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA
ESCUINTLA GAS 5 02/05/2016LAS PALMAS CARBON 03/05/2016GENERADORA
COSTA SUR 04/05/2016ORZUNIL 05/05/2016GENERADORA DEL ATLANTICO
BIOGAS 09/05/2016GENERADORA DEL ATLANTICO VAPOR 09/05/2016TULULA
BLOQUE 1 NO ZAFRA 01/06/2016TRINIDAD BLOQUE 3 NO ZAFRA
02/06/2016MADRE TIERRA NO ZAFRA 06/06/2016MAGDALENA BLOQUE 1 NO
ZAFRA 07/06/2016MAGDALENA BLOQUE 3 NO ZAFRA 07/06/2016HIDROPOWER
SAN DIEGO MOMTE MARIA 08/06/2016HIDROELECTRICA LIBERTADOR
09/06/2016HIDROELECTRICA LA PERLA 13/06/2016PALIN 2
14/06/2016PASABIEN 15/06/2016MATANZAS 16/06/2016SAN ISIDRO
16/06/2016CANADA 04/07/2016MONTECRISTO 04/07/2016EL RECREO
04/07/2016LOS ESCLAVOS 05/07/2016SECACAO 06/07/2016CANDELARIA
06/07/2016VISION DE AGUILA 11/07/2016EL PORVENIR 12/07/2016RENACE
17/08/2016CHIXOY 05/09/2016MAGDALENA BLOQUE 1 ZAFRA
05/12/2016MAGDALENA BLOQUE 5 ZAFRA 05/12/2016MAGDALENA BLOQUE 6
ZAFRA 05/12/2016TRINIDAD BLOQUE 3 ZAFRA 12/12/2016EL PILAR BLOQUE 3
ZAFRA 14/12/2016
CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMAAÑO ESTACIONAL 2016 -
2017
-
24/7
3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN
CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL
MANTENIMIENTO
[DÍAS]
FECHADE
INICIO
FECHADE
FINALIZACIÓN
POTENCIAFUERA DESERVICIO
[MW]
ENERGIAFUERA DESERVICIO
[GWH]
MOTIVO DEL MANTENIMIENTO
Horus I Inversores 23 01-ago-16 23-ago-16 2.25 MW/día 3 MWH/día
Mantenimiento preventivo equiposinversores
Horus II Inversores 20 01-jul-16 20-jul-16 2.25 MW/día 3 MWH/día
Mantenimiento preventivo equiposinversores
Horus IICentros Transformacion
1.5 MW 7 01-ago-16 07-ago-16 0.000 0.000Mantenimiento preventivo
Centros de
Transformación
Ortitlan ORT-G1 29 05-dic-16 02-ene-17 10.417 7.25 Mantenimiento
anualOrtitlan ORT-G2 22 10-dic-16 31-dic-16 10.417 5.50
Mantenimiento anualOrtitlan Planta 22 10-dic-16 31-dic-16 20.833
11.00 Mantenimiento anual
Orzunil Planta 7 03-jun-16 09-jun-16 12.728 2.14 Mantenimiento
anual, Subestación yunidades generadoras
Orzunil Planta 7 24-sep-16 30-sep-16 12.728 2.14 Mantenimiento
anual. Pruebas en lospozos del campo geotérmico
Orzunil Planta 7 03-dic-16 09-dic-16 12.728 2.14Mantenimiento
anual. Sistema de acarreo
fluido geotermico
Escuintla Gas 5 ESC-G5 12 08-ago-16 19-ago-16 38.456 11.08
Mantenimiento mecánico preventivointermedio, mantenimiento
preventivo
menor a generador eléctrico,mantenimiento preventivo a equipo
de
subestaciónTampa Sistema de Control 2 07-may-16 08-may-16 75.544
3.63 Mantenimiento de Sistema de ControlTampa TAM-G1 2 26-nov-16
27-nov-16 38.326 1.84 Boroscopía e inspección externaTampa TAM-G2 2
28-nov-16 29-nov-16 37.218 1.79 Boroscopía e inspección externa
TampaSubestacion, torre de
enfriamiento 3 10-feb-17 12-feb-17 75.544 5.44Mantenimiento a la
subestación de la
planta y torre de enfriamiento
Jaguar Energy JEN-C1 30 25-nov-16 24-dic-16 132.065 95.09
Trabajos anuales de revisión, corrección yajustes asociados al
mantenimiento
preventivo de todo el equipamiento de lasunidades
Jaguar Energy JEN-C2 30 26-dic-16 24-ene-17 133.782 96.32
Trabajos anuales de revisión, corrección yajustes asociados al
mantenimiento
preventivo de todo el equipamiento de lasunidades
La Libertad Central 4 25-jun-16 28-jun-16 17.382 1.67Reparación
de refractario y ductos de
gases de caldera, mantenimiento equipoeléctrico y mecanico.
La Libertad Central 4 29-sep-16 02-oct-16 17.382 1.67Reparación
de refractario y ductos de
gases de caldera, mantenimiento equipoeléctrico y mecanico.
La Libertad Central 53 02-dic-16 23-ene-17 17.382 22.11
Reparación rueda No. 2 Turbina
La Libertad Central 4 27-abr-17 30-abr-17 17.382 1.67Reparación
de refractario y ductos de
gases de caldera, mantenimiento equipoeléctrico y mecanico.
Las Palmas II LPA-C1 30 03-sep-16 02-oct-16 38.174 27.48
Mantenimiento turbogeneradorLas Palmas II LPA-C2 30 03-sep-16
02-oct-16 38.174 27.48 Mantenimiento turbogenerador
Generadora Costa Sur Central 5 09-may-16 13-may-16 30.025 3.60
Mantenimiento anual programadoGeneradora Costa Sur Central 5
22-ago-16 26-ago-16 30.025 3.60 Mantenimiento anual
programadoGeneradora Costa Sur Central 15 14-oct-16 28-oct-16
30.025 10.81 Mantenimiento anual programadoGeneradora Costa Sur
Pulverizadores 5 14-ene-17 18-ene-17 30.025 3.60 Mantenimiento
mayor pulverizadores
Generadora Santa Lucía Central 30 01-sep-16 30-sep-16 44.889
32.32 Mantenimiento anual programadoSan José Caldera y generador 5
20-jun-16 24-jun-16 137.262 16.47 Mantenimiento anualSan José
Caldera y generador 25 29-oct-16 22-nov-16 137.262 82.36
Mantenimiento anual
Concepción Planta térmica 30 01-ago-16 30-ago-16 16.605
11.96
Mantenimiento anual para: caldera,
turbogenerador, torre de enfriamiento y
auxiliares pertenecientes a planta termica
Concepción para conservación del equipo
La Unión LUN-B 45 04-jul-16 17-ago-16 23.646 25.54Mantenimiento
mayor de la caldera,
cambio de la tubería del precalentador deaire
Madre Tierra Planta térmica 30 17-ago-16 15-sep-16 16.871 12.15
Mantenimiento anual programado
Magdalena TGC-1 (Bloque 1) 21 21-may-16 10-jun-16 12.617
6.36
Mantenimiento general anual de la plantade generación (Caldera
de vapor,
sistemas auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia
en 69 KV)
Magdalena TGC-2 (Bloque 3) 30 27-ago-16 25-sep-16 16.190
11.66
Mantenimiento general anual de la plantade generación (Caldera
de vapor,
sistemas auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia
en 69 KV).Subestación Magdalena en 69 KV.
Magdalena TGC-3 (Bloque 5) 30 02-ago-16 31-ago-16 42.550
30.64
Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera
de vapor, sistemas
auxiliares, turbina, generador ysubestacion de potencia 13.8/230
KV,línea de transmisión interna 230 KV).
Magdalena TGC-4 (Bloque 6) 23 26-sep-16 18-oct-16 57.432
31.70
Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera
de vapor, sistemas
auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia 13.8/230
KV)
Magdalena TGC-5 (Bloque 7) 8 24-jul-16 31-jul-16 57.287
11.00Trabajos de la subestación para
modificación para futura conexión AnilloPacifico Sur
Magdalena TGC-5 (Bloque 7) 22 01-oct-16 22-oct-16 57.287
30.25
Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera
de vapor, sistemas
auxiliares, turbina, generador ysubestación de potencia 13.8/230
KV)
PROGRAMACIÓN PROVISORIA MAYO 2016 − ABRIL 2017PROGRAMA DE
MANTENIMIENTOS MAYORES
CENTRALES GEOTÉRMICAS
TURBINAS DE GAS
TURBINAS DE VAPOR (100% CARBÓN)
INGENIOS COGENERADORES
CENTRALES SOLARES
-
25/7
CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL
MANTENIMIENTO
[DÍAS]
FECHADE
INICIO
FECHADE
FINALIZACIÓN
POTENCIAFUERA DESERVICIO
[MW]
ENERGIAFUERA DESERVICIO
[GWH]
MOTIVO DEL MANTENIMIENTO
Palo Gordo PGO-B2 30 01-sep-16 30-sep-16 41.726 30.04 Programa
de mantenimiento preventivo ala unidad generadora
Pantaleón Planta termica 30 01-jul-16 30-jul-16 27.562 19.84
Mantenimiento anual para: caldera,
turbogenerador, torre de enfriamiento y
auxiliares pertenecientes a planta termica
Pantaleón para conservación del equipoSanta Ana TGC-1 (Bloque 1)
29 01-sep-16 29-sep-16 23.908 16.64 Mantenimiento mayorSanta Ana
TGCE-1 (Bloque 2) 28 01-oct-16 28-oct-16 57.779 38.83 Mantenimiento
mayorSanta Ana TGCE-1 (Bloque 2) 10 08-feb-17 17-feb-17 57.779
13.87 Mantenimiento mayor
Trinidad TND-B3 31 01-ago-16 31-ago-16 19.911 14.81Mantenimiento
anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión
Trinidad TND-B4 31 01-sep-16 01-oct-16 41.121 30.59Mantenimiento
anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión
Tulula TUL-B1 31 01-ago-16 31-ago-16 10.620 7.90Mantenimiento
anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión
Tulula TUL-B4 31 01-jul-16 31-jul-16 11.046 8.22Mantenimiento
anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión
Arizona ARI-O4 35 09-may-16 12-jun-16 15.910 13.36 Mantenimiento
mayorArizona ARI-O8 35 04-jul-16 07-ago-16 16.129 13.55
Mantenimiento mayorArizona ARI-O6 35 16-ene-17 19-feb-17 16.226
13.63 Mantenimiento mayorArizona ARI-O9 35 13-mar-17 16-abr-17
16.114 13.54 Mantenimiento mayor
Electro Generación ELG-B1 15 12-dic-16 26-dic-16 8.112 2.92
Mantenimiento sistema de inyección y ejede levasGeneradora del Este
TDL-B6 15 16-may-16 30-may-16 4.902 1.76 Overhaul de 15000
horasGeneradora del Este TDL-B8 7 20-jun-16 26-jun-16 7.353 1.24
Mantenimiento intermedio de 7500 horas
Generadora del Este TDL-B7 15 08-ago-16 22-ago-16 4.902 1.76
Cambio de cojinetes del tren deengranajesGeneradora del Este
TDL-B13 15 14-oct-16 28-oct-16 10.585 3.81 Mantenimiento intermedio
de 7500 horas
Generadora del Este TDL-B9 15 13-feb-17 27-feb-17 7.434 2.68
Cambio de cojinetes del tren deengranajesGeneradora del Este
TDL-B11 7 17-mar-17 23-mar-17 7.940 1.33 Mantenimiento intermedio
de 7500 horas
Genosa GGO-B1 5 25-jun-16 29-jun-16 5.528 0.66 Revisión sistemas
de inyección, bombas,fuel rack, camisas y turbos
Genosa GGO-B2 5 02-ene-17 06-ene-17 5.528 0.66 Revisión sistemas
de inyección, bombas,fuel rack, camisas y turbos
Genosa GGO-B3 5 30-ene-17 03-feb-17 5.528 0.66 Revisión sistemas
de inyección, bombas,fuel rack, camisas y turbosGenosa GGO-B1 15
21-nov-16 05-dic-16 5.528 1.99 Revisión cilindros de
combustiónGenosa GGO-B2 15 26-dic-16 09-ene-17 5.528 1.99 Revisión
cilindros de combustiónGenosa GGO-B3 15 26-sep-16 10-oct-16 5.528
1.99 Revisión cilindros de combustión
Las Palmas I LPA-B2 35 08-ago-16 11-sep-16 15.216 12.78
Mantenimiento mayorLas Palmas I LPA-B4 35 21-nov-16 25-dic-16
15.530 13.05 Mantenimiento mayor
Poliwatt PWT-B3 21 10-oct-16 30-oct-16 17.930 9.04 Servicio de
7,500 horasPoliwatt PWT-B4 21 04-dic-16 24-dic-16 17.930 9.04
Servicio de 7,500 horasPoliwatt PWT-B6 21 13-feb-17 05-mar-17
17.930 9.04 Servicio de 7,500 horasPoliwatt PWT-B7 21 13-mar-17
02-abr-17 17.930 9.04 Servicio de 7,500 horasPoliwatt PWT-B1 30
21-nov-16 20-dic-16 17.930 12.91 OverhaulPoliwatt PWT-B5 30
01-jul-16 30-jul-16 17.930 12.91 OverhaulPoliwatt PWT-B6 30
09-may-16 07-jun-16 17.930 12.91 OverhaulPoliwatt PWT-B2 30
09-ene-17 07-feb-17 17.930 12.91 OverhaulPoliwatt PWT-B1 5
13-jun-16 17-jun-16 17.930 2.15 Cambio de esparragos de
cigüeñalPoliwatt PWT-B5 5 25-jun-16 29-jun-16 17.930 2.15 Cambio de
esparragos de cigüeñalPoliwatt PWT-B2 7 21-nov-16 27-nov-16 17.930
3.01 Cambio de placas de coolor de aceitePoliwatt PWT-B5 30
12-sep-16 11-oct-16 17.930 12.91 Mantenimiento de generador
Poliwatt La Esperanza 1 14-ago-16 14-ago-16 125.511 3.01
Revisión y limpieza en tuberia de agua demar
Poliwatt La Esperanza 3 03-dic-16 05-dic-16 125.511 9.04
Revisión y limpieza en tuberia de agua demar y mantenimiento de
interruptores
Poliwatt La Esperanza 1 16-abr-17 16-abr-17 125.511 3.01
Revisión y limpieza en tuberia de agua demarPuerto Quetzal Power
PQP-B1 10 12-ago-16 21-ago-16 5.734 1.38 Servicio de 7,000
horasPuerto Quetzal Power PQP-B7 10 05-sep-16 14-sep-16 5.734 1.38
Servicio de 7,000 horasPuerto Quetzal Power PQP-B2 30 09-may-16
07-jun-16 5.734 4.13 OverhaulPuerto Quetzal Power PQP-B9 30
13-jun-16 12-jul-16 5.734 4.13 OverhaulPuerto Quetzal Power PQP-B10
30 13-jul-16 11-ago-16 5.734 4.13 OverhaulPuerto Quetzal Power
PQP-B4 30 09-ene-17 07-feb-17 5.734 4.13 OverhaulPuerto Quetzal
Power PQP-B5 30 13-feb-17 14-mar-17 5.734 4.13 OverhaulPuerto
Quetzal Power PQP-B6 30 13-mar-17 11-abr-17 5.734 4.13
OverhaulPuerto Quetzal Power PQP-B8 30 10-abr-17 09-may-17 5.734
4.13 OverhaulPuerto Quetzal Power PQP-B8 30 05-oct-16 03-nov-16
5.734 4.13 Mantenimiento de generadorPuerto Quetzal Power PQP-B1 5
24-ago-16 28-ago-16 5.734 0.69 Cambio de chimeneaPuerto Quetzal
Power PQP-B3 5 14-ago-16 18-ago-16 5.734 0.69 Cambio de
chimeneaPuerto Quetzal Power PQP-B5 5 19-ago-16 23-ago-16 5.734
0.69 Cambio de chimeneaPuerto Quetzal Power PQP-B9 5 09-sep-16
13-sep-16 5.734 0.69 Cambio de chimeneaPuerto Quetzal Power PQP-B6
17 10-oct-16 26-oct-16 5.734 2.34 Overhaul de caldera
Puerto Quetzal Power PQP I 1 14-ago-16 14-ago-16 57.342 1.38
Revisión y limpieza en tubería de agua demar
Puerto Quetzal Power PQP I 1 03-dic-16 03-dic-16 57.342 1.38
Revisión y limpieza en tubería de agua demar
Puerto Quetzal Power PQP I 1 16-abr-17 16-abr-17 57.342
1.38Revisión y limpieza en tubería de agua de
mar
PROGRAMACIÓN PROVISORIA MAYO 2016 − ABRIL 2017PROGRAMA DE
MANTENIMIENTOS MAYORES
INGENIOS COGENERADORES
MOTORES RECIPROCANTES
-
26/7
CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL
MANTENIMIENTO
[DÍAS]
FECHADE
INICIO
FECHADE
FINALIZACIÓN
POTENCIAFUERA DESERVICIO
[MW]
ENERGIAFUERA DESERVICIO
[GWH]
MOTIVO DEL MANTENIMIENTO
Aguacapa AGU-H2 15 19-nov-16 03-dic-16 30.000 10.80Mantenimiento
mayor unidad No. 2
(Comprende trabajos en toberas "A" y "B"
Aguacapa AGU-H1 15 11-feb-17 25-feb-17 30.000 10.80Mantenimiento
mayor unidad No. 1
(Comprende trabajos en toberas "A" y "B"
Aguacapa Central 30 06-mar-17 04-abr-17 79.742 57.41
Mantenimiento mayor Unidad No. 3 ymantenimiento de válvula
esférica unidad# 2 (comprende trabajos en toberas "A" y
"B", sello de mantenimiento de valvulaesférica, es necesario
vaciar tuberia
forzada
Candelaria Central 15 03-may-16 17-may-16 4.445 1.60
Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)
Candelaria Central 15 26-abr-17 10-may-17 4.445 1.60
Mantenimiento anual, (turbina, generadory transformador- inspección
de rodete)Chixoy CHX-H1 21 24-ene-17 13-feb-17 56.846 28.65
Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H2 21 14-feb-17
06-mar-17 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidadChixoy
CHX-H3 21 07-mar-17 27-mar-17 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de
la unidadChixoy CHX-H4 21 28-mar-17 17-abr-17 56.846 28.65
Mantenimiento mayor de la unidadChixoy CHX-H5 21 18-abr-17
08-may-17 56.846 28.65 Mantenimiento mayor de la unidad
Choloma Central 15 22-mar-17 05-abr-17 9.527 3.43 Mantenimiento
anual casa de máquinas yembalse
El Cobano Generador 1 8 16-mar-17 23-mar-17 4.426 0.85
Revisión de Rodete de Turbina, Mediciónde Holguras en Turbina.
Cambio de
Empaques en Válvula Mariposa.Mantenimiento de HPU's. Revisión
de
Generadores.
El Cobano Generador 2 8 21-mar-17 28-mar-17 4.426 0.85
Revisión de Rodete de Turbina, Mediciónde Holguras en Turbina.
Cambio de
Empaques en Válvula Mariposa.Mantenimiento de HPU's. Revisión
de
Generadores.
El Cobano Subestación 6.3/13.8KV
2 21-mar-17 22-mar-17 8.851 0.42
Mantenimiento preventivo. Revisión deTierras, Reapriete de
conexiónes,
Limpieza de Aparamenta. PruebasElectricas a Transformador
6.3kV/13.8kV.
Revisión de Protecciónes. Pruebas aInterruptores.
El CobanoSubestación13.8/230 KV 2 21-mar-17 22-mar-17
8.851 0.42
Mantenimiento preventivo. Revisión deTierras, Reapriete de
conexiónes,
Limpieza de Aparamenta. Mantenimientoa Bahía 230kV. Pruebas
Electricas a
Transformador 13.8kV/230kV. Revisiónde Protecciónes. Pruebas a
Interruptores.
El Cobano Embalse 4 21-mar-17 24-mar-17 8.851 0.85 Limpieza y
Remoción de SedimentosAcumulados en Embalse.
El Porvenir Central 12 09-may-16 20-may-16 2.146 0.62
Mantenimiento preventivo semestral,incluye mantenimiento de la
subestacion
2 dias, mantenimiento de la unidad yembalse
El Porvenir Central 12 21-nov-16 02-dic-16 2.146 0.62
Mantenimiento preventivo semestral,incluye mantenimiento de la
subestacion
2 dias, mantenimiento de la unidad yembalse
El Recreo REC-H1 5 23-nov-16 27-nov-16 13.065 1.57 Revisión de
rodete tipo Pelton yreparación en sitio según sea necesario
El Recreo REC-H2 5 28-nov-16 02-dic-16 13.065 1.57 Revisión de
rodete tipo Pelton yreparación en sitio según sea necesario
El Recreo Central 5 07-mar-17 11-mar-17 26.129 3.14
Preventivo a servicios auxiliares,compuertas y otros equipos en
la presa;
la línea de transmisión interna 13.8 KV. Yen la subestación de
casa de máquinas
mantenimiento a las barras,transformadores, interruptor,
seccionador,
mando y control.
El Recreo
Recreo- Recreo
Derivación 69 KV
5 07-mar-17 11-mar-17 26.129 3.14
Preventivo a servicios auxiliares; la líneade transmisión 69 KV
y en la SubestaciónSan Martín, mantenimiento a las
barras,interruptor, seccionadores, aisladores,
barras y tendidos altos, equipos demando y control.
El Recreo REC-H1 10 12-mar-17 21-mar-17 13.065 3.14
Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina,
generador,
gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de
enfriamiento,
sistema de lubricación.
El Recreo REC-H2 10 22-mar-17 31-mar-17 13.065 3.14
Preventivo mayor que incluirá:mantenimiento a la turbina,
generador,
gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de
enfriamiento,
sistema de lubricación.
El Salto Central 30 01-nov-16 30-nov-16 2.371 1.71Mantenimiento
mayor anual de las dos
unidades y dragado del embalse deregulación diaria
Hidroeléctrica El Libertador Turbina y Generador 3 29-mar-17
31-mar-17 2.041 0.15 Mantenimiento preventivo anual
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
PROGRAMACIÓN PROVISORIA MAYO 2016 − ABRIL 2017PROGRAMA DE
MANTENIMIENTOS MAYORES
-
27/7
CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL
MANTENIMIENTO
[DÍAS]
FECHADE
INICIO
FECHADE
FINALIZACIÓN
POTENCIAFUERA DESERVICIO
[MW]
ENERGIAFUERA DESERVICIO
[GWH]
MOTIVO DEL MANTENIMIENTO
Hidroeléctrica Guayacan Turbina Francis 15 07-mar-17 21-mar-17
2.700 0.97 Inspección general, equipos turbina -generador -
captación
Hidroeléctrica Hidropower HHS-H 15 01-may-16 15-may-16 1.908
0.69Mantenimiento anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión.
Hidroeléctrica Hidropower HHS-H 15 16-nov-16 30-nov-16 1.908
0.69Mantenimiento anual, incluye
mantenimiento de subestación y linea detransmisión.
Hidroeléctrica La Perla Unidad 1 6 05-may-16 10-may-16 3.610
0.52 Mantenimiento mayor de las instalaciones
Hidroaguná Central 5 11-oct-16 15-oct-16 2.032 0.24
Mantenimiento mayor, limpiezagenerador, equipo
electromecanico,inspección de rodete, inspección dechumaceras,
limpieza de embalse
Hidroaguná Central 5 25-oct-16 29-oct-16 2.032 0.24
Mantenimiento mayor, limpiezagenerador, equipo
electromecanico,inspección de rodete, inspección dechumaceras,
limpieza de embalse
Hidrocanadá Unidad 2 7 23-abr-16 29-abr-16 23.602 3.97 Cambio y
puesta en servicio de reguladorelectrónico de velocidad
Hidrocanadá Unidad 1 7 02-may-16 08-may-16 23.602 3.97 Cambio y
puesta en servicio de reguladorelectrónico de velocidad
Hidrocanadá
Subestaciones Canada
y Santa María,
Unidades 1 y 2, Presa y
embalse
7 02-may-16 08-may-16 47.203 7.93
Mantenimiento general a la aparamentade las subestaciones El
Canada y Santa
María. Calibración de relevadores deprotección. Limpieza de
estator y rotor de
la unidad 1. Prueba electricas a lostransfomardores de potencia,
reparación yblindaje del piso del canal de bypass de lapresa.
Mantenimiento de compuertas enárea de presa, instalación de
medidores
de energía bruta unidades 1 y 2.inspección de radiador de
transformador
de servicios propios.
Hidroxacbal XAC-H2 17 01-may-16 17-may-16 50.002 20.40
Preventivo mayor como seguimiento a lagarantía del fabricante,
que incluirá:overhall a la turbina, desmontaje ymontaje de
generador, gobernador,
excitación, cojinetes, radiadores, sistemade enfriamiento,
sistema de lubricación,transformador de potencia y campo de
unidad 2 en la subestación
Hidroxacbal XAC-H1 16 16-may-16 31-may-16 50.002 19.20
Preventivo mayor como seguimiento a lagarantía 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 lasubestación
Hidroxacbal Presa derivadora 5 10-dic-16 14-dic-16 100.004 12.00
Dragado del embalse de la presaderivadora
Hidroxacbal XAC-H1 16 01-mar-17 16-mar-17 50.002 19.20
Mantenimiento mayor como seguimientoa la garantía del
fabricante, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,
gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de
enfriamiento,
sistema de lubricación, transformador depotencia y campo de
unidad 1 en la
subestación
Hidroxacbal XAC-H2 62 15-mar-17 15-may-17 50.002 74.40
Mantenimiento mayor como seguimientoa la garantía del
fabricante, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,
gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de
enfriamiento,
sistema de lubricación, transformador depotencia y campo de
unidad 2 en la
subestación
Hidroxacbal Bahía 34.5 4 12-mar-17 15-mar-17 100.004 9.60
Mantenimiento predictivo a bahia 34.5verificación de apertura y
cierre,
seccionadores, interruptor recloser,pruebas control de potencia
a cts. y pts. y
pararrayosJurún Marinalá JUR-H1 15 06-feb-17 20-feb-17 19.965
7.19 Mantenimiento mayor anual de la unidadJurún Marinalá JUR-H2 15
24-feb-17 10-mar-17 19.965 7.19 Mantenimiento mayor anual de la
unidad
Jurún Marinalá Central 4 17-mar-17 20-mar-17 59.896 5.75Limpieza
del embalse de regulacion y
presa diaria, cambio de la valvula esféricade la unidad No.
3
Jurún Marinalá JUR-H3 15 17-mar-17 31-mar-17 19.965 7.19
Mantenimiento mayor anula de la unidad
Las Vacas Embalse 6 25-jun-16 30-jun-16 36.932 5.32
Cambio de rodete, inspección dechumaceras, limpieza de
generador,inspección de agujas, cambio si esnecesario,
mantenimiento generador
Las Vacas Embalse 6 13-ago-16 18-ago-16 36.932 5.32
Cambio de rodete, inspección dechumaceras, limpieza de
generador,inspección de agujas, cambio si esnecesario,
mantenimiento generador
Las Vacas Embalse 6 10-sep-16 15-sep-16 36.932 5.32
Cambio de rodete, inspección dechumaceras, limpieza de
generador,inspección de agujas, cambio si esnecesario,
mantenimiento generador
Las Vacas Embalse 6 08-oct-16 13-oct-16 36.932 5.32
Cambio de rodete, inspección dechumaceras, limpieza de
generador,inspección de agujas, cambio si esnecesario,
mantenimiento generador
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
PROGRAMACIÓN PROVISORIA MAYO 2016 − ABRIL 2017PROGRAMA DE
MANTENIMIENTOS MAYORES
-
28/7
CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL
MANTENIMIENTO
[DÍAS]
FECHADE
INICIO
FECHADE
FINALIZACIÓN
POTENCIAFUERA DESERVICIO
[MW]
ENERGIAFUERA DESERVICIO
[GWH]
MOTIVO DEL MANTENIMIENTO
Las Vacas Embalse 6 10-dic-16 15-dic-16 36.932 5.32Inspección de
Housing de agujas,
reemplazo si es necesario, inspección derodete
Las Vacas Embalse 6 04-feb-17 09-feb-17 36.932 5.32Inspección de
Housing de agujas,
reemplazo si es necesario, inspección derodete
Los Escl