REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO PROVISORIA … · 2016. 2. 23. ·...

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



PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN PROVISORIA

MAYO 2016 – ABRIL 2017



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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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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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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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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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

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


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


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


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


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


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACIÓN


[MW]


[GWH]


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


Tulula TUL-B1 31 01-ago-16 31-ago-16 10.620 7.90Mantenimiento anual, incluye


Tulula TUL-B4 31 01-jul-16 31-jul-16 11.046 8.22Mantenimiento anual, incluye


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


INGENIOS COGENERADORES

MOTORES RECIPROCANTES

26/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACIÓN


[MW]


[GWH]


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,


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


27/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACIÓN


[MW]


[GWH]


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,


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,


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


Las Vacas Embalse 6 10-sep-16 15-sep-16 36.932 5.32


Las Vacas Embalse 6 08-oct-16 13-oct-16 36.932 5.32


CENTRALES HIDROELÉCTRICAS


28/7


MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACIÓN


[MW]


[GWH]


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

REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO PROVISORIA … · 2016. 2. 23. ·...

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