REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I. DEFINITIVA · El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el Producto Interno Bruto en

ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

DIVISIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOS.N.I.

DEFINITIVA

NOVIEMBRE 2012- ABRIL 2013

Hidroeléctrica Palo Viejo

Presa Cotzal

Embalse

Casa de Máquinas



REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN DEFINITIVA

NOVIEMBRE 2012 – ABRIL 2013



CONTENIDO

1. Premisas para la elaboración de la reprogramación de largo plazo periodo noviembre 2012 - abril20131.1. 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 periodo noviembre 2012-abril 2013

2. Resultados2.1. Programa de despacho de carga para el periodo noviembre 2012- abril 20132.2. Composición de la energía del periodo noviembre 2012- abril 20132.3. Requerimiento de combustible del periodo noviembre 2012- abril 20132.4. 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 TREO

4. Conclusiones4.1 Estimación de la energía no suministrada

4/7

1. Premisas para la elaboración de la programación de largo plazo mayo 2012- abril2013

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 es este año el crecimiento ha tenido una desaceleración de tal forma que elpromedio de crecimiento de 2001 a 2007 ha sido de 4.81%, situación que se vio agravada en el año 2008,presentándose para el periodo 2008-2011 un crecimiento promedio de 0.83%. En el histórico reciente (eneroa julio de 2012) respecto al mismo periodo del año anterior observamos 2.53 % de crecimiento promedio.

El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el ProductoInterno Bruto en precios de mercado constante. Comparativamente, la generación eléctrica y el PIB en eltiempo, presentan una gran simultaneidad. Se recopilaron los datos del PIB, teniendo como fuentes deinformación el Banco de Guatemala, para esta proyección se han utilizado los datos de PIB constante, con lanueva base de cálculo publicada en abril de 2004 por el Banco de Guatemala, de la cual se tienen datos desdeel año 1990.

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(11))

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 como la misma muestra de datos.

5/7

La figura No. 1 muestra el comportamiento estadístico del modelo de proyección

Dependent Variable: ENERGIA Dependent Variable: POTENCIAMethod: Least Squares Method: Least SquaresDate: 02/13/12 Time: 17:54 Date: 02/13/12 Time: 17:55Sample (adjusted): 1991 2011 Sample (adjusted): 1991 2011Included observations: 21 after adjustments Included observations: 21 after adjustmentsConvergence achieved after 40 iterations Convergence achieved after 36 iterationsMA Backcast: 1980 1990 MA Backcast: 1980 1990

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.

PIB308 0.045669 0.004539 10.06057 0.00E+00 PIB308 0.002649 0.003115 0.850297 0.407TREND -43.1335 43.60132 -0.989271 0.3364 TREND 30.81701 44.05825 0.699461 0.4937AR(1) 0.599095 0.097874 6.121084 0.00E+00 AR(1) 0.979618 0.166887 5.869934 0.00E+00MA(11) -0.99443 1.34E-02 -74.27769 0.00E+00 MA(11) -0.885503 0.058205 -15.21355 0.00E+00

R-squared 0.999364 Mean dependent var 5560.332 R-squared 0.997038 Mean dependent var 1049.759Adjusted R-squared 0.999251 S.D. dependent var 1978.291 Adjusted R-squared 0.996516 S.D. dependent var 344.2525S.E. of regression 54.12521 Akaike info criterion 10.99012 S.E. of regression 20.32095 Akaike info criterion 9.030825Sum squared resid 49802.16 Schwarz criterion 11.18908 Sum squared resid 7019.999 Schwarz criterion 9.229782Log likelihood -111.3963 Hannan-Quinn criter. 11.0333 Log likelihood -90.82367 Hannan-Quinn criter. 9.074004Durbin-Watson stat 1.919087 Durbin-Watson stat 1.976979

Inverted AR Roots 0.6 Inverted AR Roots 0.98Inverted MA Roots 1 .84-.54i .84+.54i .42-.91i Inverted MA Roots 0.99 .83+.53i .83-.53i .41+.90i

.42+.91i -.14-.99i -.14+.99i -.65-.76i .41-.90i -.14+.98i -.14-.98i -.65-.75i-.65+.76i -.96-.28i -.96+.28i -.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 proyectado para el año 2012 es nuevamente un rango, el cual se muestra a continuación:

BANCO DE GUATEMALADEPARTAMENTO DE ESTADÍSTICAS ECONÓMICASSECCIÓN DE CUENTAS NACIONALES

GUATEMALAPRODUCTO INTERNO BRUTO (BASE 2001)

AÑOS: 2007 - 2015(Cifras en millones)

PIB PIB PIB per Tasas de variación porcentualAÑOS Real Nominal cápita PIB PIB PIB per

en Q en Q (Q al año) Real Nominal cápita2007 186,766.9 261,760.1 19,615.2 6.30 13.89 11.112008 192,894.9 295,871.5 21,631.5 3.28 13.03 10.282009 p/ 193,950.6 307,552.3 21,941.3 0.55 3.95 1.432010 p/ 199,348.3 331,870.5 23,108.1 2.78 7.91 5.322011 e/ 206,895.8 365,112.1 24,814.3 3.79 10.02 7.382012 py/ (bajo) 212,846.2 394,314.7 26,159.7 2.88 8.00 5.422012 py/ (base) 213,260.0 395,081.3 26,210.5 3.08 8.21 5.632012 py/ (alto) 213,673.8 395,847.9 26,261.4 3.28 8.42 5.83

Para el año 2013 no se cuentan con datos proyectados por el Banco de Guatemala, por lo que para este año seprocedió a proyectar con la misma tasa de variación que para 2012.

La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB proyectado base. La potencia máxima a generarestimada para el periodo es de 1,530.776 MW (2.66%), la cual se espera en Noviembre de 2012 y la demandade energía proyectada es de 4411.577 GWh (3.12%).

Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de 0.653. Esto se visualiza en la siguiente tabla.

6/7

POTENCIA ENERGÍA FACTOR DEMW GWh CARGA

1,530.776 4,411.577 0.653

1.2. Discretización de la demanda

Para la correcta representación de la demanda en la optimización del despacho, esta fue representada en 5bloques, los cuales representan los escalones de demanda que a continuación se describen:

Bloque 1: Demanda pico entre semana (1 por día)Bloque 2: Demanda post-pico lunes a viernes y pico fin de semanaBloque 3: Demanda media de lunes a sábadoBloque 4: Demanda mínima de martes a domingo y media domingoBloque 5: Demanda mínima lunes

1.3. Condiciones hidrológicas

Condiciones Observadas al 30 de agosto de 2012Durante la última semana de agosto en el Océano Pacífico Oriental (costas de Sudamérica), se observa que elcalentamiento ha disminuido hasta valores incluso más bajos de lo normal y en otros ha disminuido laintensidad del calentamiento observado meses atrás. En el resto de la región se observa una temperaturacercana a ligeramente por debajo de lo normal, excepto frente a Costa Rica y Nicaragua donde persiste latemperatura sobre lo normal (Fig. 1). Bajo la superficie del mar se observa temperatura sobre lo normal a lolargo de casi toda la zona ecuatorial, excepto hacia el este (costa de Sudamérica). En la Fig.2 se muestra latemperatura al este y al oeste de Galápagos desde la superficie hasta 100 metros de profundidad. Se apreciaque la temperatura en ambos sitios ha disminuido respecto al mes anterior y la termoclina (zona de cambiobrusco de temperatura) se ha acercado hacia la superficie como resultado del enfriamiento del agua.

XXXVII Foro del Clima de América Central (FCAC)El Foro del Clima de América Central revisó y analizó las condiciones oceánicas y atmosféricas másrecientes, los registros históricos de lluvia, las previsiones de los modelos globales y sus posiblesimplicaciones en los patrones de lluvia en Centroamérica, así como los registros históricos y los análisisaportados por cada uno de los Servicios Meteorológicos Nacionales de los países Centroamericanos.

7/7

El FCAC considerando:- La evolución de las anomalías (desviación con respecto a lo normal) de las temperaturas de la superficie delos océanos Pacífico y Atlántico Tropical en los últimos meses.- Los pronósticos de las anomalías de temperatura superficial en esos océanos.- La tendencia creciente en los últimos meses del Índice Multivariado ENOS (MEI).- Las predicciones de modelos de circulación general atmosférica.- Los registros históricos de lluvia en años análogos para el período de predicción.- Las probabilidades de escenarios de lluvia para el período, estimadas utilizando análisis contingente conbase en los registros climáticos de los países de la Región.- El análisis de correlación canónica elaborado con la herramienta CPT/lRl.- El análisis de contingencia de las variables que influyen en el clima Centroamérica y la lluvia en ASO- Los pronósticos para la temporada de huracanes 2012 en el océano Atlántico y en el Pacífico Nororiental.

Teniendo en cuenta:- Que el Indice Multivariado del ENOS registró en el bimestre mayo-junio 2012 un valor dentro del rango deun evento del Niño.- Que en el océano Atlántico Tropical las temperaturas del mar se han normalizado luego de un periodo entreenero y mayo del 2012 en que estuvieron más bajas que lo normal. Se estima que en el periodo de pronósticolas temperaturas estarán ligeramente cálidas pero dentro de los valores normales.- La coincidencia en la mayoría de las predicciones de los modelos globales sobre el desarrollo de unfenómeno del Niño en el periodo de validez de esta Perspectiva.- El pronóstico de la temporada de ciclones del Atlántico de las diferentes agencias señala que si bien en el2012 el total de eventos será menor a la de los últimos dos años, la misma será comparable a la climatologíade 1981- 2010 (12 ciclones). En la cuenca del Pacifico Nororiental el consenso de las agencias tambiénmuestran que el escenario más probable es el de una temporada normal, con un promedio de 15 ciclonessegún la climatología de1971-2006.-Este Foro estimó las probabilidades de que la lluvia acumulada en el período agosto-septiembre-octubre2012 (ASOI2), esté en el rango bajo lo normal (BN), en el rango normal (N), o en el rango arriba de lo normal(AN).-Las zonas con perspectivas similares de que la lluvia acumulada en el período se ubique dentro de cada unode estos rangos, se identifican con colores en el mapa adjunto. Para cada zona se indican en un cuadro losniveles de probabilidad de ocurrencia dentro de cada rango, como sigue:

% de probabilidad CategoríaArriba de lo Normal (A) - [Verde]Normal (N) - [Verde claro]Bajo lo Normal [Café]

Zona VerdeMayor probabilidad de que la lluvia acumulada en el período ASO 2012 esté en el rango arriba de lo normal(AN).

Zona Verde ClaroMayor probabilidad de que la lluvia acumulada en el período ASO 2012 esté en el rango normal (N).

Zona CaféMayor probabilidad de que la lluvia acumulada en el período ASO 2012 esté en el rango bajo lo normal (BN),

8/7

País Arriba de lo Normal (AN) En el rango Normal Bajo lo Normal (BN)

GuatemalaRegión Norte, Franja

Transversal del Norte yCaribe

Departamentos de laMeseta Central,

noroccidente y región SurNo aplica

Guatemala:

Se pronostican condiciones normales de lluvia en la meseta central, sin embargo, no se descarta la posibilidadde que en el mes de agosto puedan presentarse períodos prolongados sin lluvias significativas, asociados a lacanícula.

Por las condiciones océano-atmosféricas imperantes pueden presentarse lluvias intermitentes por varios días(temporal), asociadas al acercamiento de la Zona de Convergencia Intertropical y el paso constante de Ondasdel Este especialmente en el mes de septiembre y primera quincena de octubre.

Estadísticamente para este período de análisis se puede esperar la influencia de 1 ó 2 tormentas tropicales.

Durante la primera quincena del mes de octubre puede presentarse la incursión de viento norte asociado aldesplazamiento de sistemas de latitudes medias (Frentes Fríos)

Estimación para el S.N.I.

Teniendo en cuenta el pronóstico general mencionado anteriormente, puntualizando en pronóstico para eltrimestre agosto – noviembre 2012, en donde para Guatemala la más alta probabilidad es que se presentencondiciones en el rango normal, en las áreas en donde se encuentran localizadas las cuencas de los ríos, queabastecen las centrales generadoras conectadas al S.N.I., se procede a utilizar el modelo estocástico deestimación de caudales a fin de simular 50 escenarios hidrológicos mediante series sintéticas, basadas en lasseries históricas presentadas por los Agentes, presentando los resultados para el promedio de estas serieshidrológicas.

9/7

1.4. Oferta

Para la realización de esta programación se considera disponible el parque generador a agosto de 2012.

FECHA COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA DE

GENERADORAS MW MW INSTALACIÓN MUNICIPIO DEPARTAMENTO

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 2748.154 2364.914

HIDROELÉCTRICAS 965.442 924.914CHIXOY 5 300.000 280.983 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal Alta Verapaz N/AHIDRO XACBAL 2 94.000 97.053 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N/APALO VIEJO 2 85.000 87.231 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 61.664 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N/ARENACE 3 68.100 66.306 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N/AEL CANADÁ 2 48.100 47.203 noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N/ALAS VACAS 2 39.000 35.849 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N/AEL RECREO 2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N/ASECACAO 1 16.500 16.225 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N/ALOS ESCLAVOS 2 15.000 13.231 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N/AMONTECRISTO 2 13.500 13.182 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N/APASABIEN 2 12.750 12.147 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 9.848 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/ARIO BOBOS 1 10.000 10.362 10 de agosto de 1995 Quebradas, Morales Izabal N/ACHOLOMA 1 9.700 9.651 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N/ASANTA TERESA 2 17.000 16.688 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapaz N/APANAN 3 7.320 7.677 18 de septiembre de 2011 San Miguel Panán Suchitepéquez N/ASANTA MARÍA 3 6.000 5.858 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N/APALÍN 2 2 5.800 0.000 julio de 2005 Palín Escuintla N/ACANDELARIA 1 4.600 4.344 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N/ASAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/AEL CAPULÍN 2 3.500 3.200 1990 Siquinalá Escuintla N/AEL PORVENIR 1 2.280 2.114 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/A

TÉRMICAS 1782.712 1440.000TURBINAS DE VAPOR 256.000 225.576

SAN JOSÉ 1 139.000 133.518 01 enero de 2000 Masagua Escuintla CarbónDARSA 1 1.500 0.000 2004 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla N/ALA LIBERTAD 1 20.000 15.122 17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala CarbónARIZONA VAPOR 1 12.500 4.810 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla BunkerLAS PALMAS II 2 83.000 72.126 13 de mayo de 2012*** Escuintla Escuintla Carbón

TURBINAS DE GAS 250.850 159.426TAMPA 2 80.000 78.457 1995 Escuintla Escuintla DieselSTEWART & STEVENSON 1 51.000 21.342 24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 3 1 35.000 22.829 1976 Escuintla Escuintla DieselESCUINTLA GAS 5 1 41.850 19.366 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla DieselLAGUNA GAS 1 1 17.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala DieselLAGUNA GAS 2 1 26.000 17.432 1978 Amatitlán Guatemala Diesel

MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 765.662 662.340ARIZONA 10 160.000 161.338 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla BunkerPOLIWATT 7 129.360 125.453 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla BunkerPUERTO QUETZAL POWER 20 118.000 114.729 1993 Puerto Quetzal Escuintla BunkerLAS PALMAS 5 66.800 67.046 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla BunkerGENOR 4 46.240 41.457 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal BunkerSIDEGUA 10 44.000 38.189 1995 Escuintla Escuintla BunkerINDUSTRIA TEXTILES DEL LAGO 10 90.000 71.047 1996 Amatitlán Guatemala BunkerGENERADORA PROGRESO 6 21.968 20.904 1993 Sanarate El Progreso BunkerELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.220 noviembre de 2003 Amatitlán Guatemala BunkerGECSA 2 15.744 0.000 25 de febrero de 2007 Chimaltenango Chimaltenango BunkerGECSA 2 2 37.800 0.000 12 octubre 2008 Chimaltenango Chimaltenango BunkerCOENESA 5 10.000 5.957 Septiembre de 2008 El Estor Izabal DieselELECTRO GENERACIÓN CRISTAL BUNKER 2 10.000 0.000 2005* Santa Elena Petén Bunker

INGENIOS AZUCAREROS 461.000 360.959MAGDALENA Varias 130.000 111.254 1994 La Democracia Escuintla Biomasa/BunkerMAGDALENA EXCEDENTES Varias 45.000 28.316 2005-2006 La Democracia Escuintla BiomasaPANTALEÓN Varias 35.000 38.719 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/BunkerPANTALEÓN EXCEDENTES Varias 20.000 21.534 2005 Siquinalá Escuintla BiomasaLA UNIÓN Varias 65.000 31.341 1995 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/BunkerLA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla BiomasaSANTA ANA Varias 40.000 35.430 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerMADRE TIERRA Varias 28.000 21.314 1996 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/BunkerCONCEPCIÓN Varias 27.500 25.956 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerTULULÁ 2 19.000 13.664 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa/Bunker

TRINIDAD 3 26.000 24.275U1 febrero de 2009 , U2 enero

2011 y U3 noviembre 2011 Masagua Escuintla BiomasaSAN DIEGO 1 5.000 0.000 diciembre de 2004 Escuintla Escuintla BiomasaEL PILAR 2 10.500 3.513 18 de marzo de 2012 San Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa

GEOTÉRMICA 49.200 31.699ZUNIL 7 24.000 13.889 4 de agosto de 1999 Zunil Quezaltenango N/AORTITLAN 3 25.200 17.810 01 julio 2007 San Vicente Pacaya Escuintla N/A

CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA ELECTRICO NACIONALAGOSTO DE 2012

POTENCIA UBICACIÓN

10/7

Para esta programación se mantiene la incertidumbre acerca de la fecha de puesta en operación comercial dela central generadora INTECCSA (bunker y diesel) por lo que no se incluye en la misma.

Del parque generador se consideran indisponibles para el periodo de estudio las siguientes unidades: EscuintlaVapor 2, GECSA 1, 2, 3 y 4, Electrocristal Bunker y Diesel.

Se considera que las unidades: Tampa 1 y Tampa 2, estarán durante el periodo del 1 de noviembre de 2012 al27 de febrero de 2013 ofertando el servicio de Reserva Rápida (RRa), para el resto del año estacional, de nopresentarse ofertas se procederá conforme a lo estipulado en la Norma de Coordinación Operativa No. 4inciso 4.3.2. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será prestado por las centrales: Aguacapa,Xacbal, Jurún Marinalá, Las Vacas, Poliwatt, Arizona y Las Palmas.

Mantenimientos

La central hidroeléctrica Chixoy tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de 2013,una a la vez, por lo que durante estos meses contará con el 80 % de su capacidad instalada.

La Central Generadora Eléctrica San José informa la realización de su mantenimiento mayor en una solaetapa, iniciando el 29 de septiembre y finalizando el 18 de noviembre de 2012, con una duración de 51 días, laparte comprometida en un Contrato Existente se rige mediante el mismo en donde se estipulan condicionesparticulares respecto a la disponibilidad, el resto de la potencia se rige según la Normativa vigente.

1.5. Exportaciones e importaciones

Se considera una exportación considerando un promedio de 14 GWh mensuales.

Se considera para todo el Año Estacional la importación de 120 MW de potencia, regida por el despachoeconómico al costo variable estimado del contrato vigente para el próximo año estacional entre ECOE-INDEy 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 Administración,publicado en agosto de 2012, adicionando un cargo estimado por concepto de transporte marítimo hastaGuatemala de US$6.5/BBL, para los precios de Bunker y Diesel.

Proyección de precios de carburantes 2012-2013Fuente: Short Term Energy Outlook, EIA, Septiembre 2012

85.0

90.0

95.0

100.0

105.0

110.0

Nov

Dec Ja

n

Feb

Mar

Apr

US$/

BBL

62.0

72.0

82.0

92.0

102.0

112.0

122.0

132.0

142.0

US$/

BBL

Dies

el

West Texas Intermediate Spot Average No. 6 Residual Fuel Oil Diesel Fuel

11/7

En lo relativo al precio de la Central Generadora San José, se utilizan los presentados por EEGSA con objetode esta Programación de Largo Plazo, teniendo en cuenta la consideración de Contrato Existente según elArtículo 40 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Para el bloque de importación de México, se considera el precio promedio histórico de enero a agosto del año2012 para el Costo Total de Corto Plazo del Nodo Sureste del sistema mexicano, adicionando los cargosestablecidos en la metodología de integración de costos.

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 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52PNT-B2 PANTALEON BLOQUE 2 25 25 25 25 25 25TND-B TRINIDAD 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54

TND-B2 TRINIDAD 2 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54SJO-C SAN JOSE 75.29 75.29 75.29 75.29 75.29 75.29LLI-C LA LIBERTAD 99.91 99.91 99.91 99.91 99.91 99.91LPA-C LAS PALMAS CARBON 83.80 83.80 83.80 83.80 83.80 83.80MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 175.00 175.00 175.00 175.00 175.00 175.00ARI-O ARIZONA 153.76 153.77 152.87 151.86 151.12 149.05

LPA-B1 LAS PALMAS 162.65 162.66 161.71 160.65 159.87 157.69PWT-B POLIWAT 156.71 156.71 155.76 154.70 153.92 151.73SID-B SIDEGUA 163.00 163.01 162.02 160.91 160.10 157.83

GEN-B1 GENOR 166.19 166.20 165.25 164.20 163.42 161.25PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 167.20 167.20 166.20 165.08 164.25 161.94TDL-B2 TEXTILES BLOQUE 2 171.46 171.47 170.49 169.41 168.61 166.37ELG-B ELECTRO GENERACION 172.40 172.41 171.43 170.35 169.55 167.32TDL-B3 TEXTILES BLOQUE 3 173.53 173.54 172.58 171.52 170.73 168.54CGP-B GENERADORA PROGRESO BUNKER 177.26 177.27 176.23 175.07 174.22 171.84TDL-B1 TEXTILES BLOQUE 1 178.52 178.53 177.51 176.38 175.54 173.21ECR-B ELECTRO CRISTAL BUNKER 185.59 185.59 184.60 183.51 182.70 180.44CON-B INGENIOS ZAFRA 228.53 228.53 227.14 225.60 224.46 221.27LUN-B INGENIOS NO ZAFRA 268.86 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.

MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 300.88 300.89 299.17 297.26 295.85 291.91TUL-B1 TULULA 1 318.54 32.40 32.40 32.40 32.40 32.40COE-D COENESA 243.31 235.99 232.81 229.45 227.26 228.94TAM-G TAMPA 243.60 234.84 231.03 227.01 224.39 226.39S&S-D STEWART & STEVENSON 277.28 266.57 261.90 256.99 253.78 256.23

ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 316.27 302.93 297.12 297.12 297.12 297.12ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 284.98 273.04 267.85 262.37 258.80 261.53CGP-D GENERADORA PROGRESO DIESEL 364.06 351.89 346.59 341.01 337.36 340.15LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN$/MWh

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

12/7

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, 4.4Resolución CNEE CNEE - 182 - 2012

Vigencia AGOSTO 2012 - OCTUBRE 2012Tipo de cambio de referencia BG [Q] 01/08/2012 7.83614

Baja Tensión Simple Trimestral en [Q/KWh] 2.098612CENS trimestral [$/MWh] 2678.1

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 428.52% < RD ≤ 5% 20% x CENS 535.65% < RD ≤ 10% 24% x CENS 642.7

RD>10% 100% x CENS 2678.1

1.8. Eventuales observaciones y restricciones

Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Reprogramación 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 se han identificado zonas en los cuales se tendránrestricciones de transporte, para lo cual se hace necesario según sea el caso, reducir generación, generaciónforzada, restricción de elementos para mantenimientos y posible reducción de demanda ante ciertosmantenimientos; 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.

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. Laentrada en operación de la línea de transmisión Guatemala Norte – Panaluya 230 kV y las ampliaciones a laSubestación Panaluya mejoraran la condiciones de voltaje en la zona oriental. La línea de transmisiónPanaluya – San Buenaventura 230 kV proveerá de otra línea de interconexión de Guatemala con el SistemaEléctrico Regional, en éste caso específicamente con el Sistema Eléctrico de Potencia de Honduras.

En la zona occidental del sistema, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el crecimiento dela demanda. Dado que ésta zona es el vínculo con la interconexión entre Guatemala y México por lascondiciones de operación interconectada es necesario restringir la ejecución de mantenimientos a líneas detransmisión en dicha área.

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. Con laentrada en operación de la línea de transmisión Aguacapa – Ahuachapán 230 kV se proveerá de otra ruta parael transporte de generación desde el área de Escuintla hacia la zona central de demanda.

13/7

La concentración de generación en ciertas zonas donde la capacidad de transmisión está siendo usada casi almáximo, hasta tanto no se cuente con ampliaciones de transporte, requerirá la implementación de restricciónde generación y/o la implementación de esquemas de control suplementario para evitar mayoresconsecuencias ante contingencias.

1.9. Criterios aplicados para la realización del despacho de carga de largo 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 Ingenios Cogeneradores, la totalidad de la energía generada

durante la época de zafra (noviembre a abril-mayo).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 precio de contrato.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.Teniendo en cuenta las condiciones operativas actuales, en las que la interconexión con Méxicose opera cerrada en horario de 7:00 a 21:00 horas, el despacho de la importación proveniente deMéxico se considera con ese horario, como la condición más probable de operación. En caso deque ese horario sea modificado, esa modificación será considerada en la programación yoperación de la oferta de importación.

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.

14/7

2. resultados2.1. Programa de despacho de carga del S.N.I. del periodo noviembre 2012 – abril 2013

TOTALENERGIA 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 451.8 822.9 379.8 835.4 339.7 805.2 222.4 661.6 222.8 662.4 195.5 605.0 1812.0CHIXOY 170.24 272.6 149.42 268.1 144.98 241.7 73.60 132.6 71.69 163.2 62.03 151.3 671.95AGUACAPA 20.24 48.39 15.78 72.01 14.17 72.01 12.93 46.96 14.11 29.94 13.30 72.01 90.52JURUN 14.52 50.81 13.44 54.44 13.04 54.71 12.36 46.24 16.73 39.84 16.43 43.82 86.53RENACE 39.96 60.43 31.87 52.70 27.57 59.45 17.03 60.43 15.26 54.02 10.87 46.92 142.57ESCLAVOS 2.42 3.38 2.65 9.83 2.08 8.05 1.64 7.40 1.78 9.20 1.85 9.35 12.42PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 4.34 7.31 4.66 8.00 4.88 10.02 3.13 6.38 3.86 6.86 4.50 6.55 25.37RIO BOBOS 5.41 10.05 5.37 10.05 4.89 10.05 4.07 9.88 3.83 10.05 2.83 10.05 26.39SECACAO 10.23 15.58 8.67 15.58 7.29 15.41 5.64 15.14 5.43 15.31 5.03 9.13 42.28PASABIEN 6.42 9.81 6.90 11.57 5.13 11.78 4.03 11.20 3.92 11.62 3.05 7.66 29.45POZA VERDE 4.13 9.55 2.87 9.14 2.47 6.71 2.18 6.56 2.32 5.55 2.16 8.00 16.12LAS VACAS 5.46 32.44 5.32 28.03 4.70 20.63 4.20 22.78 4.54 28.11 4.43 25.06 28.65MATANZAS + SAN ISIDRO 7.29 12.49 6.30 12.11 5.85 7.42 4.33 10.56 4.28 11.78 3.44 10.11 31.49EL CANADÁ 14.41 39.70 13.39 45.79 12.19 45.79 10.19 43.31 11.27 41.35 11.71 28.25 73.16CANDELARIA 2.80 4.21 2.34 4.21 1.97 4.17 1.52 4.09 1.47 4.14 1.36 2.47 11.47MONTECRISTO 3.85 10.62 3.58 12.24 3.26 12.24 2.73 11.58 3.01 11.06 3.13 7.55 19.56EL RECREO 8.50 25.34 7.43 25.34 6.81 25.34 5.68 25.34 6.28 25.34 6.45 25.34 41.16XACBAL 58.66 89.14 47.53 89.14 37.37 89.14 25.80 89.14 25.65 89.14 19.07 37.66 214.09PANAN 3.91 7.45 2.31 7.45 1.65 7.45 1.24 7.45 1.26 5.76 1.37 7.41 11.74SANTA TERESA 9.65 16.19 7.11 13.33 5.35 13.23 3.78 13.75 3.26 16.09 2.50 10.70 31.64CHOLOMA 3.10 9.36 1.76 9.16 2.49 8.55 1.74 6.78 1.77 9.03 1.50 4.38 12.35LA PERLA 1.93 3.50 1.83 3.50 1.61 3.36 1.15 3.03 1.10 3.50 0.92 3.46 8.56PALO VIEJO 54.37 84.61 39.31 73.70 29.91 77.96 23.45 80.98 19.99 71.52 17.53 77.76 184.56

PLANTAS TÉRMICAS 295.45 707.85 380.69 683.31 414.07 677.89 488.57 823.21 529.92 829.92 574.54 894.47 2683.25TURBINAS DE VAPOR 82.81 64.34 141.12 189.68 143.94 193.47 130.01 193.47 143.94 193.47 139.29 193.46 781.11SAN JOSE 36.75 96.07 129.12 96.07 129.13 86.77 129.13 96.07 129.12 92.97 129.12 504.70LA LIBERTAD 10.48 14.67 8.10 10.88 10.91 14.67 9.86 14.67 10.91 14.67 10.56 14.67 60.82LAS PALMAS II 35.58 49.67 36.96 49.67 36.96 49.67 33.38 49.67 36.96 49.67 35.76 49.67 215.60ARIZONA VAPOR

GEOTÉRMICAS 19.65 27.29 17.90 24.06 22.88 30.75 20.66 30.75 22.88 30.75 22.14 30.75 126.11ORZUNIL 9.70 13.47 10.02 13.47 10.02 13.47 9.05 13.47 10.02 13.47 9.70 13.47 58.52ORTITLAN 9.95 13.82 7.88 10.59 12.85 17.28 11.61 17.28 12.85 17.28 12.44 17.28 67.58COGENERADORES(T.VAPOR) 98.61 144.12 182.92 258.51 182.92 258.51 165.22 258.51 182.92 258.51 154.49 224.37 967.09CONCEPCION 7.20 13.43 13.95 25.18 13.95 25.18 12.60 25.18 13.95 25.18 12.60 23.50 74.23PANTALEON 13.04 18.11 25.26 33.95 25.26 33.95 22.81 33.95 25.26 33.95 22.81 31.69 134.44PANTALEON BLOQUE 2 5.42 7.53 10.51 14.13 10.51 14.13 9.49 14.13 10.51 14.13 9.49 13.18 55.93SANTA ANA 11.51 18.33 22.30 34.37 22.30 34.37 20.15 34.37 22.30 34.37 10.07 16.04 108.64MAGDALENA 4.66 6.47 9.02 12.12 9.02 12.12 8.15 12.13 9.02 12.12 8.15 11.32 48.01MAGDALENA BLOQUES 30.71 42.99 49.56 66.61 49.56 66.61 44.76 66.61 49.56 66.61 45.82 63.63 269.96LA UNION 11.17 15.51 21.65 29.10 21.65 29.10 19.56 29.10 21.65 29.10 20.95 29.10 116.62MADRE TIERRA 7.22 11.02 13.98 20.62 13.98 20.62 12.63 20.62 13.98 20.62 12.64 19.30 74.43TULULA 6.06 8.14 6.06 8.14 5.47 8.14 6.06 8.14 2.93 4.07 26.57TRINIDAD 6.44 9.00 8.04 10.80 8.04 10.80 7.26 10.80 8.04 10.80 7.78 10.80 45.58EL PILAR 1.25 1.75 2.60 3.49 2.60 3.49 2.35 3.49 2.60 3.49 1.26 1.75 12.66MOTORES RECIPROCANTES 94.39 472.10 38.74 211.05 64.33 195.16 172.68 340.48 180.18 347.19 258.62 445.88 808.94ARIZONA 56.92 145.24 11.72 143.19 32.78 136.46 88.60 145.91 100.65 151.50 108.00 151.50 398.67LA ESPERANZA 8.99 111.64 1.45 27.65 5.67 19.15 37.47 81.41 38.71 85.89 66.19 98.67 158.48PQP 1.63 51.65 0.44 9.63 0.17 18.97 7.31 48.95 9.56LAS PALMAS 1 0.32 14.53 3.83 8.14 2.04 6.97 7.84 14.53 14.04LAS PALMAS 2 0.32 14.49 3.28 8.40 2.69 8.99 7.08 14.49 13.37LAS PALMAS 3 0.30 13.67 2.95 7.80 1.81 6.65 7.87 13.67 12.93LAS PALMAS 4 0.21 9.48 2.09 6.91 1.18 6.45 5.27 9.48 8.74LAS PALMAS 5 0.11 5.04 1.37 2.82 0.92 3.93 2.69 5.04 5.09GENOR 24.18 38.20 25.57 40.21 25.47 35.67 25.12 38.06 28.95 40.21 28.95 40.21 158.24SIDEGUA 0.82 37.11 5.89 20.73 3.06 17.63 13.84 36.57 23.61GEN. DEL ESTE (6,7,8,12)

GEN. DEL ESTE (3,4,9) 0.36 20.58 0.77 5.66 3.58 12.78 4.72GEN. DEL ESTE (10,11,13) 0.41 3.88 0.41ELECTROGENERACIÓN

ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1 0.23 10.46 0.86 5.01 1.09GECSA 1

GECSA 2

PROGRESO 2

COENESA

TURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 1

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

TRANS.INTERNACIONALES 13.0 14.4 14.6 13.1 14.5 14.1 83.70IMPORTACIONES (- )

EXPORTACIONES (+) 13.0 14.4 14.6 13.1 14.5 14.1 83.70

DEMANDA S.N.I. 734.2 1,530.8 746.1 1,518.7 739.1 1,483.1 697.9 1,484.7 738.3 1,492.3 756.0 1,499.4 4,411.6

TOTAL GENERACIÓN 747.3 1,530.8 760.5 1,518.7 753.7 1,483.1 711.0 1,484.8 752.7 1,492.4 770.0 1,499.4 4,495.3

RESERVA RODANTE 30.6 30.4 29.7 29.7 29.8 30.0

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 30.62 30.37 29.66 29.69 29.85 29.99RESERVA RODANTE REGULANTE 45.92 45.56 44.49 44.54 44.77 44.98RESERVA RODANTE TOTAL 76.54 75.94 74.15 74.24 74.62 74.97

noviembre-12 diciembre-12

PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

enero-13 febrero-13 marzo-13 abril-13

Administrador del Mercado Mayorista

15/7

2.2. Composición de la energía para el periodo noviembre – abril 2013

Composición de la energía noviembre 2012-abril 2013GWh

HIDRO, 1812, 40%

TERMICO, 2683, 60%

INT. MÉXICO, , 0%

2.3. Requerimiento de combustible para el periodo noviembre 2012- abril 2013

Requerimiento de combustiblenoviembre 2012 - abril 2013

-

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

Uni

dade

s

Unidades 364,614 1,284,029 - -

CARBÓN (TM)BUNKER MOTORES

(BBL)

BUNKERCOGENERADORES/NZ

(BBL)

DIESEL TURBINASGAS (BBL)

16/7

2.4. Cotas de embalses anuales correspondientes al valor de agua máximo declarable

INICIAL FINAL VERTIMIENTO INICIAL FINAL VERTIMIENTOmsnm msnm m3/seg msnm msnm m3/seg

NOVIEMBRE 802.63 798.52 0.00 1188.55 1188.67 0.00DICIEMBRE 798.52 793.18 0.00 1188.67 1188.86 0.00ENERO 793.18 785.91 0.00 1188.86 1188.84 0.00FEBRERO 785.91 783.30 0.00 1188.84 1188.75 0.00MARZO 783.30 780.82 0.00 1188.75 1188.40 0.00ABRIL 780.82 778.31 0.00 1188.40 1188.03 0.00

NIVELES DE EMBALSES DEL S.N.I. 2012-2013

EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN

2.5. Costos marginales estimados por bloque horario

Costo Marginal por bloque horario US$/MWhBLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

nov-12 182.81 170.60 167.83 155.38 154.22 163.63dic-12 173.72 165.73 163.91 162.02 161.87 163.65ene-13 170.45 167.24 166.00 164.83 164.44 165.82feb-13 175.87 173.47 171.71 169.96 168.33 171.29mar-13 175.48 170.13 169.50 166.90 166.23 168.65abr-13 178.15 176.80 174.16 169.68 167.31 172.72

COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2012-2013

150

155

160

165

170

175

180

185

nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13

US$

/MW

h

BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4 BLOQUE 5 PONDERADO

17/7

Del Al28/10/2012 03/11/2012 167.87 160.33 131.7704/11/2012 10/11/2012 172.84 167.83 155.2511/11/2012 17/11/2012 172.84 167.83 155.2518/11/2012 24/11/2012 172.84 167.83 155.2525/11/2012 01/12/2012 172.02 167.27 156.2202/12/2012 08/12/2012 167.08 163.91 162.0009/12/2012 15/12/2012 167.08 163.91 162.0016/12/2012 22/12/2012 167.08 163.91 162.0023/12/2012 29/12/2012 166.87 163.31 161.2030/12/2012 05/01/2013 167.84 166.00 164.7906/01/2013 12/01/2013 167.84 166.00 164.7913/01/2013 19/01/2013 167.84 166.00 164.7920/01/2013 26/01/2013 167.84 166.00 164.7927/01/2013 02/02/2013 169.57 167.63 166.2103/02/2013 09/02/2013 173.90 171.71 169.7710/02/2013 16/02/2013 173.90 171.71 169.7717/02/2013 23/02/2013 173.90 171.71 169.7724/02/2013 02/03/2013 173.49 171.39 169.3503/03/2013 09/03/2013 171.04 169.50 166.8310/03/2013 16/03/2013 171.04 169.50 166.8317/03/2013 23/03/2013 171.04 169.50 166.8324/03/2013 30/03/2013 170.18 168.83 166.4631/03/2013 06/04/2013 177.05 174.16 169.3707/04/2013 13/04/2013 177.05 174.16 169.3714/04/2013 20/04/2013 177.05 174.16 169.3721/04/2013 27/04/2013 177.05 174.16 169.37

COSTO MARGINAL POR BLOQUE HORARIOSEMANAL ($/MWh)

Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3Semana

2.6. Costos de oportunidad estimado del agua de centrales con embalse estacional

COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSEESTACIONAL

130

140

150

160

170

180

190


US

$/M

Wh

CHIXOY JURUN

CHIXOY 136.34 146.51 152.12 174.32 175.12 178.39

JURUN 143.6 147.92 152.39 157.08 148.54 158.2


18/7

2.7. Identificación y cuantificación de riesgo de vertimiento y escases de oferta hidroeléctrica

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

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 1812 GWh, generación que está 345 GWhpor arriba de la generación promedio histórica 2000-2011, lo que representa un 23.5 % más respecto a ésta,con la salvedad de que la producción prevista cuenta con la generación de las nuevas hidroeléctricas La Perlay Palo Viejo (193 GWh), que representan un 13.2 % del incremento de la generación.

A continuación se presenta una gráfica en donde se puede observar la generación histórica promedio y lageneración esperada para el periodo noviembre 2012- abril 2013.

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADORHIDRÁULICO S.N.I.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

nov-

12

dic-

12

ene-

13

feb-

13

mar

-13

abr-

13

GW

h

2012-2013 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2011)

19/7

2.8. Calendario de pruebas de Potencia Máxima

Planta FechaMAGDALENA B-4 04/12/12SANTA ANA ZAFRA 05/12/12LA UNION B-2 11/12/12MAGDALENA B-5 ZAFRA 12/12/12TRINIDAD B-1 13/12/12

CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMAAÑO ESTACIONAL 2012 - 2013

20/7

3. Mantenimientos mayores3.1. Mantenimientos de generación

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS MAYORES

CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA DE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION

POTENCIAFUERA DESERVICIO

[MW]

ENERGIAFUERA DESERVICIO

[GWH]

MOTIVO DEL MANTENIMIENTO

Ortitlan Unidad 1 7 19-nov-12 25-nov-12 8.9 1.5 Mantenimiento anualOrtitlan Unidad 2 7 26-nov-12 02-dic-12 8.9 1.5 Mantenimiento anualOrtitlan Planta 11 03-dic-12 13-dic-12 17.8 4.7 Mantenimiento anual

Central Ternica Escuintla Gas 5 30 19-nov-12 18-dic-12 33.4 24.0 Mantenimiento Generador ElectricoTampa Centro Americana

de Electricidad GT1 2 19-nov-12 20-nov-12 40.0 1.9 Boroscopía e inspección externa

Tampa Centro Americanade Electricidad GT2 2 21-nov-12 22-nov-12 40.0 1.9 Boroscopía e inspección externa

Tampa Centro Americanade Electricidad Subestación 3 16-feb-13 18-feb-13 80.0 5.8 Subestación de la Planta, torre de

enfriamiento

La Libertad CENTRAL 8 09-dic-12 16-dic-12 15.1 2.9 Mantenimiento de caldera y auxiliares

La Libertad CENTRAL 8 10-mar-13 17-mar-13 15.1 2.9 Mantenimiento Generador, Caldera ySistema de Combustión

San Jose Central 51 29-sep-12 18-nov-12 133.5 163.4Mantenimiento anual (se tienen autorizados

30 días, el resto es indisponibilidad)

Arizona ARI-O8 28 14-ene-13 10-feb-13 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O7 28 11-feb-13 10-mar-13 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O4 28 19-nov-12 16-dic-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayor

Electrogeneración ELG-B1 7 14-ene-13 20-ene-13 7.5 1.3 Cambio de damper cigüeñalElectrogeneración ELG-B2 7 11-feb-13 17-feb-13 7.5 1.3 Cambio de damper cigüeñal

Generadora del Este TDL-B7 15 19-nov-12 03-dic-12 5.0 1.8 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B11 7 02-dic-12 08-dic-12 7.5 1.3 Mantenimiento mayor turboGeneradora del Este TDL-B12 7 10-dic-12 16-dic-12 10.0 1.7 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B4 7 18-mar-13 24-mar-13 5.0 0.8 Mantenimiento turbo

Generadora Progreso S.A. CGP-B1 8 02-dic-12 09-dic-12 4.0 0.8 Mantenimiento de 6000 hrs. del motorGeneradora Progreso S.A. CGP-B2 20 04-mar-13 23-mar-13 4.0 1.9 OverhaulGeneradora Progreso S.A. CGP-B4 20 02-feb-13 21-feb-13 4.0 1.9 Overhaul

Genor GEN-B4 6 24-nov-12 29-nov-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B2 20 18-ene-13 06-feb-13 10.3 4.9 Mantenimiento de inspección de 36000horas

La Esperanza PWT-B1 5 04-feb-13 08-feb-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección

La Esperanza PWT-B1 21 31-mar-13 20-abr-13 17.8 9.0 Overhaul


La Esperanza PWT-B3 30 02-dic-12 31-dic-12 17.8 12.8 Mantenimiento de generador


La Esperanza PWT-B4 5 25-feb-13 01-mar-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección

La Esperanza PWT-B5 15 01-dic-12 15-dic-12 17.8 6.4 Cambio de levas

La Esperanza PWT-B5 5 04-mar-13 08-mar-13 17.8 2.1 Reparación de fugas varias y revisiónsistema de inyección

La Esperanza PWT-B5 21 15-feb-13 07-mar-13 17.8 9.0 Overhaul

La Esperanza PWT-B6 15 10-ene-13 24-ene-13 17.8 6.4 Servicio de 10500 horas y cambio decojinete de levas



La Esperanza PWT-B7 21 01-mar-13 21-mar-13 17.8 9.0 Overhaul

La Esperanza Esperanza 1 09-dic-12 09-dic-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

La Esperanza Esperanza 1 10-mar-13 10-mar-13 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP-B1 10 03-dic-12 12-dic-12 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B3 10 19-nov-12 28-nov-12 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B4 30 17-ene-13 15-feb-13 5.7 4.1 Mantenimiento de generadorSanta Elisa y Santa Ines PQP-B7 10 03-dic-12 12-dic-12 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B8 10 21-ene-13 30-ene-13 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B13 15 07-ene-13 21-ene-13 5.7 2.1 OverhaulSanta Elisa y Santa Ines PQP-B18 30 23-nov-12 22-dic-12 5.7 4.1 Mantenimiento de generador

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 09-dic-12 09-dic-12 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 10-mar-13 10-mar-13 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP I 5 05-dic-12 09-dic-12 6.7 0.8 Mantenimiento 6 años a interruptor 230 KVSanta Elisa

Santa Elisa y Santa Ines PQP I 5 08-mar-13 12-mar-13 7.7 0.9 Mantenimiento 6 años a interruptor 230 KVSanta Elisa

Santa Elisa y Santa Ines PQP II 5 24-mar-13 28-mar-13 8.7 1.0 Mantenimiento 6 años a interruptor 230 KVSanta Inés

TURBINAS DE VAPOR

REPROGRAMACION PROVISORIA 2012-2013

GEOTÉRMICAS

TURBINAS DE GAS

MOTORES RECIPROCANTES

21/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA DE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Aguacapa Planta 3 17-nov-12 19-nov-12 79.4 5.7 Limpieza de emblase e inspección,ensayos no destructivos rodetes 1, 2 y 3

Aguacapa Unidad 3 21 17-nov-12 07-dic-12 30.0 15.1 Mantenimiento preventivo a toberas "A" y"B"

Aguacapa Unidad 1 30 18-feb-13 19-mar-13 30.0 21.6 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 2 30 18-feb-13 19-mar-13 30.0 21.6 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 3 30 18-feb-13 19-mar-13 30.0 21.6 Mantenimiento mayor

Candelaria Central 30 23-abr-13 22-may-13 4.3 3.1 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Chixoy Unidad 1 22 22-ene-13 12-feb-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 2 25 09-feb-13 05-mar-13 56.0 33.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 3 25 06-mar-13 30-mar-13 56.0 33.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 4 25 31-mar-13 24-abr-13 56.0 33.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 5 25 25-abr-13 19-may-13 56.0 33.6 Mantenimiento anual de la unidad

Choloma Central 15 03-abr-13 17-abr-13 9.7 3.5 Mantenimiento anual Casa de Máquinas yembalse

El Porvenir Unidad 1 14 26-nov-12 09-dic-12 2.0 0.7

Mantenimiento preventivo semestral, losdos primeros días se necesita energizar la

línea El Porvenir-Malacatan para darmantenimiento a la subestación

El Porvenir Unidad 1 10 06-may-13 15-may-13 2.0 0.5

Mantenimiento preventivo semestral, losdos primeros días se necesita energizar la

línea El Porvenir-Malacatan para darmantenimiento a la subestación

El Recreo Unidad 1 10 06-abr-13 15-abr-13 13.5 3.2

Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación

El Recreo Unidad 2 10 16-abr-13 25-abr-13 13.5 3.2

Preventivo mayor, que incluirá:mantenimiento a la turbina, generador,

gobernador, excitación, cojinetes,radiadores, sistema de enfriamiento,

sistema de lubricación

El Recreo

Servicios auxiliares,

subestación casa de

máquinas y presa

5 07-mar-13 11-mar-13 25.4 3.0

Preventivo a servicios auxiliares eléctricos,

servicios auxiliares mecánicos, válvula

Roller Gate y otros equipos de la presa; la

línea de transmisión y en la subestación de

casa de máquinas, mantenimiento a las

barras, transformadores, interruptor, secci

El Recreo

Subestación San Martín -

punto de entrega

5 12-mar-13 16-mar-13 25.4 3.0

Preventivo a servicios auxiliares; la línea detransmisión y en la Subestación SanMartín, mantenimiento a las barras,

intrruptor, seccionadores, aisladores,barras y tendidos altos, equipo de mando y

controlEl Salto Unidad 1 29 19-nov-12 17-dic-12 2.1 1.5 Mantenimiento mayor de la unidadEl Salto Planta (Unidad 1) 15 19-nov-12 03-dic-12 2.1 0.8 Limpieza de presaEl Salto Unidad 1 21 02-abr-13 22-abr-13 2.1 1.1 Mantenimiento preventivo semestral

El Salto Planta (Unidad 1) 1 22-abr-13 22-abr-13 2.1 0.1Mantenimiento de la subestación 69/2.4 KVes necesario que las líneas de la EEGSA

esten sin tensión

Hidrocanadá

Subestaciones

Canadá y Santa

María

4 24-nov-12 27-nov-12 47.2 4.5

Pruebas de factor de potencia, capacitanciade devanados y bushing, collar caliente,

TTR, corriente de excitación atransformadores de las unidades 1 y 2 y

transformador de servicios auxiliares,mantenimiento general a subestaciones

Canada y Santa María

Hidrocanadá Unidad 1 3 16-feb-13 18-feb-13 23.6 1.7

Inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario yaplicación de líquidos penetrantes alrodete; limpieza de rotor y estator y

mantenimiento predictivo al generador.filtrado de aceite hidraulico del regulador

Inspección/cambi

Hidrocanadá Unidad 2 3 16-mar-13 18-mar-13 23.6 1.7

Inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario yaplicación de líquidos penetrantes alrodete; limpieza de rotor y estator y

mantenimiento predictivo al generador.filtrado de aceite hidraulico del regulador

Inspección/cambi

HidrocanadáPresa, Subestación

Canadá y GeneradorUnidad No. 1

21 06-abr-13 26-abr-13 47.2 23.8

Montaje y pruebas de nueva presa degoma Rubber-dam. Mantenimiento mayor a

tamizadora No. 3, Limpieza interior a losequipos del sistema de conrtol y SCADA.Calibración de relevadores de protección

de generadores, transformadores, reclosery línea de 69 K

Hidroxacbal Unidad1 15 01-abr-13 15-abr-13 48.5 17.5

Preventivo mayor como seguimiento de 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

Hidroxacbal Unidad 2 15 18-abr-13 02-may-13 48.5 17.5

Preventivo mayor como seguimiento de 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

CENTRALES HIDRÁULICAS


22/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA DE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Hidroxacbal Embalse 4 15-abr-13 18-abr-13 97.1 9.3 Mantenimiento embalse, presa dederivación y subestación

Jurún Marinalá Planta 2 26-ago-12 27-ago-12 60.0 2.9 Limpiesa del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 23-sep-12 23-sep-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 2 17-nov-12 18-nov-12 60.0 2.9 Limpieza del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 18-nov-12 18-nov-12 60.0 1.4 Mantenimiento de la SubestaciónJurún Marinalá Unidad 1 15 15-feb-13 01-mar-13 20.3 7.3 Mantenimiento mayor de la unidadJurún Marinalá Unidad 2 15 02-mar-13 16-mar-13 20.3 7.3 Mantenimiento mayor de la unidad

Jurún Marinalá Planta 8 17-mar-13 24-mar-13 60.9 11.7Limpieza del embalse, presa, cambio deválvula esférica a unidad 3 y cambio de

toberas de agujas a la unidad 2

Jurún Marinalá Unidad 3 15 17-mar-13 31-mar-13 20.3 7.3 Mantenimiento mayor a la unidad y cambiode válvula esférica

Jurún Marinalá Planta 2 27-abr-13 28-abr-13 60.9 2.9 Limpieza del embalse, mantenimientopreventivo de las tres unidades

Jurún Marinalá Planta 1 28-abr-13 28-abr-13 60.9 1.5 Mantenimiento de la Subestación

Las Vacas Embalse 6 29-nov-12 04-dic-12 43.5 6.3

Inspección de Housing de agujas, reemplazo sies necesario, inspección de rodete. Limpieza deembalse de acuerdo a las condiciones del río y

requerimientos del Ministerio de MedioAmbiente

Las Vacas Embalse 4 06-ene-13 09-ene-13 43.5 4.2

Inspección de Housing de agujas, reemplazo sies necesario, inspección de rodete. Limpieza deembalse de acuerdo a las condiciones del río y

requerimientos del Ministerio de MedioAmbiente

Los Esclavos Planta 22 05-nov-12 26-nov-12 14.0 7.4 Mantenimiento anual

Matanzas Presa 4 26-nov-12 29-nov-12 11.8 1.1

Dragado de presa y mantenimiento menora la turbina y generador, mantenimiento aunidades de presión hidrulica, inspección

de paneles electricos y sistemas de control

Matanzas Unidad 1 3 20-abr-13 22-abr-13 11.8 0.8

Mantenimiento mayor de la planta,Matanzas: ensayos no destructivos a

rodete de turbina, pruebas electricas agenerador y transformadores de planta,

inspección de tubería de presión,mantenimiento a unidades de presión

hidraulica, calibración de relevador

Matanzas Subestación 69 KV 2 15-abr-13 16-abr-13 11.8 0.6

Mantenimiento mayor Subestacion 69 KV,Matanzas unidades de Matanzas y san

Isidro fuera de linea. Mantenimientosubestación, inspección y limpieza de

aisladores, estructura metalica,interruptores, pararrayos, seccionadores de

línea, seccionadores de bar

Matanzas Unidad 1 28 11-mar-13 07-abr-13 11.8 7.9 Instalación de protección de tubería depresión

Montecristo

Subestaciones

Montecristo y

Montecristo-Canada

4 24-nov-12 27-nov-12 13.2 1.3

Mantenimiento y limpieza general aaparamente, aisladores y equipos de las

subestaciones Montecristo y Conmutación,limpiesa y cambio de aisladores si es

necesario a línea de transmisión en 69 KVy 13.8 KV, pruebas eléctricas al generador

de las unidades

Montecristo Unidad 2 3 16-feb-13 18-feb-13 6.6 0.5

Inspección de líquidos penetrantes,inspeccióm sellos de laberinto, limpieza y

mantenimiento general al estator y rotor delgenerador

Montecristo Unidad 1 3 16-mar-13 18-mar-13 6.6 0.5

Inspección de líquidos penetrantes,inspeccióm sellos de laberinto, limpieza y

mantenimiento general al estator y rotor delgenerador

Montecristo

Subestaciones

Montecristo y

Commutación, Unidad 1

21 06-abr-13 26-abr-13 13.2 6.6

Mantenimiento general líneas detransmisión, calibración de relevadores deprotección. Inspección de juntas valvulas

Mariposa Unidades 1 y 2. Inspeccióntuberias de baja y alta presión. Cambio de

Paletas directrices turbina unidad 1.

Palo ViejoSubestaciones y

Embalse4 08-dic-12 11-dic-12 87.2 8.4

Vaciado e inspección de embalse principal.Mantenimiento a Línea corta de 230 KV y

bahía de Palo Viejo en la SubestaciónUspantan

Palo Viejo Unidad No. 1 1 02-feb-13 02-feb-13 43.6 1.0Mantenimiento preventivo a generador.

Pruebas mecanicas y electricas ainterruptor

Palo Viejo Central 4 01-mar-13 04-mar-13 87.2 8.4

Mantenimiento predictivo al transformador

de servicios auxiliares. Calibración de

relevadores unidades No. 1 y 2

Palo Viejo Unidad No. 2 1 06-abr-13 06-abr-13 43.6 1.0Mantenimiento preventivo a generador.

Pruebas mecanicas y electricas ainterruptor

Panan Unidad 1 7 10-mar-13 16-mar-13 3.4 0.6

Mantenimiento rutinario, en el caso de launidad 1 y Unidad 2 se hará servicio por

bajo caudal a las unidades, la presa estarátambien fuera


Mantenimiento rutinario, en el caso de launidad 1 y Unidad 2 se hará servicio por

bajo caudal a las unidades, la presa estarátambien fuera


Pasabien Unidad 1 5 19-nov-12 23-nov-12 6.2 0.7

Revisión y limpieza de equipoelectromecanico, turbina, chumacera,

valvulas de alta presión, sistema de presiónhidráulica, interruptor, panel, etc



23/7



MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHA DE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Pasabien Unidad 2 5 26-nov-12 30-nov-12 6.2 0.7

Revisión y limpieza de equipoelectromecanico, turbina, chumacera,

valvulas de alta presión, sistema de presiónhidráulica, interruptor, panel, etc

Pasabien Unidad 1 y 2 10 01-abr-13 10-abr-13 12.3 3.0

Mantenimiento anual mayor a las unidadesde generación: revisión de equipo

electromecanico, paneles eléctricos,transformadores, interruptores,

subestación, reparación de canal deconducción de agua y revisión de valvulas

de alivio en la tubería de alta p

Poza Verde Unidad 1 15 07-ene-13 21-ene-13 4.2 1.5

Mantenimiento anual de la turbina, chequeode rodete, chequeo de sellos, chumaceras,

limpieza de tanque rotativo, laberinto,chequeo de ejes y acoples, mediciones algenerador, al transformador, sistema de

refrigeración, válvulas y unidad de potenciahidr

Poza Verde Unidad 2 15 28-ene-13 11-feb-13 4.2 1.5




Poza Verde Unidad 3 15 18-feb-13 04-mar-13 4.2 1.5




Poza Verde Presa 20 11-mar-13 30-mar-13 5.0 2.4

Mantenimiento presa: Limpieza deazolvamiento del embalse,mantenimiento

bocatoma, reparación de sellos decompuertas desfogue, chequeo sellos de

compuertas, chequeo y limpieza de sistemaolehidraulico, tuberías, limpieza y revisión

de instrumentación

Poza Verde Subestación La Vega 4 01-abr-13 04-abr-13 0.0 0.0

Servicio de mantenimiento a tresintrruptores de gran volumen de aceiteOCB, incluye reacondicionamiento de

aciete. Servicio preventivo: limpieza deaisladores de porcelana, revisión y aprietes

de conexcion entre equipos y putentes,revision, lubricacion

Renace REN-H1 2 03-dic-12 04-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H2 2 05-dic-12 06-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H3 2 07-dic-12 08-dic-12 22.0 1.1 Mantenimiento anual preventivoRenace Equipo eléctrico 2 09-dic-12 10-dic-12 66.0 3.2 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H1 5 04-mar-13 08-mar-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H2 5 18-mar-13 22-mar-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivoRenace REN-H3 5 01-abr-13 05-abr-13 22.0 2.6 Mantenimiento anual preventivo

Renace S/E-Enfriamiento-Auxiliares 5 15-abr-13 19-abr-13 66.0 7.9 Mantenimiento anual preventivo

San Isidro Unidad No. 1 y 2 2 19-nov-12 20-nov-12 3.4 0.2

Mantenimiento menor de la planta,mantenimeinto a unidades de presión

hidraulica, mantenimiento menor de líneade transmisión 13.8 KV, (inspección depaneles electricos y sistema de control).

San Isidro Unidad No. 1 y 2 5 05-mar-13 09-mar-13 3.4 0.4

Mantenimiento mayor de planta: ensayosno destructivos a rodetes de turbinas,pruebas electricas a generadores y

transformadores de planta, mantenimientoa unidades de presión hidraulica,

calibración de relevadores de protección,mantenimiento de interrup

San Isidro Subestación 69 KVMTZ 2 15-abr-13 16-abr-13 3.4 0.2

Mantenimiento mayor Subestacion 69 KVMatanzas, unidades de Matanzas y San

Isidro fuera de Línea. Mantenimientosubestación: inspección y limpieza de

aisladores, estructura metalica,interruptores, interruptores, pararrayos,

seccionadores de barra, pruebaSanta María Unidad 3 7 05-nov-12 11-nov-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 2 14 12-nov-12 25-nov-12 2.0 0.7 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Planta 33 11-feb-13 15-mar-13 6.0 4.8 Mantenimiento general de embalseSanta María Unidad 1 7 18-mar-13 24-mar-13 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 3 7 01-abr-13 07-abr-13 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 2 33 08-abr-13 10-may-13 2.0 1.6 Mantenimiento mayor de unidad 2

Santa Teresa Unidad 1 2 01-dic-12 02-dic-12 8.1 0.4 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Unidad 2 2 03-dic-12 04-dic-12 8.1 0.4 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Subestación 3 05-dic-12 07-dic-12 16.2 1.2 Revisión, limpieza y verificación de losequipos

Santa Teresa Unidad 1 6 06-abr-13 11-abr-13 8.1 1.2 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Unidad 2 6 12-abr-13 17-abr-13 8.1 1.2 Revisión y ajuste de los equiposelectromecánicos

Santa Teresa Subestación 4 18-abr-13 21-abr-13 16.1 1.5 Revisión, limpieza y verificación de losequipos

Secacao Central 15 23-abr-13 07-may-13 15.6 5.6Mantenimiento anual (Servicio mayor a la

turbina, mantenimiento al generador ytransformador)



24/7

3.2 Mantenimientos de transmisión3.2.1 Mantenimientos ETCEE

EquipoTiempo del

Mantenimiento(días)

Fecha preferida decomienzo

Fecha mastemprana de

comienzo

Fecha mas tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Los Brillantes Barra 400KV, Interconexion Guatemala - Mexico 9 26-nov-12 19-nov-12 10-dic-12 Reparacion de fase R del interruptor titular de campo Tapachula No.1 400KV.

La Esperanza, Transformador 69/13.8 KV 15 05-nov-12 22-oct-12 19-nov-12

Mantenimiento a transformador, se instalara un 20/28 en su lugar.La demanda maxima se encuentra alrededor de los 30MW, motivopor el cual existe un excedente de carga de 2 a 2.5 MW, lasdistribuidoras deberan trasladarlo a otra subestacion.

Voltaje Capacidad inicial FinalNuevo * Malacatán 69/13.8 14 28 dic-12

Subestación Voltaje (KV) Capacidad (MVAR) Mes AñoSayaxche 34.5 1.8 Diciembre 2012

Subestación KV MVA Mes AñoSayaxche 69/34.5 14 Diciembre 2012

MANTENIMIENTOS ETCEEAÑO ESTACIONAL 2012-2013

ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES

BANCOS DE CAPACITORES

SUBESTACIONES

FechaOrigen Destino Transformador

3.2.2 Mantenimientos DUKE transmisión

EquipoTiempo del



Fecha mástemprana de

comienzo

Fecha más tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Reles de protección de linea Arizona San-Joaquin De 22:00 Horas del 03a 18:00 horas del 04 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12 Calibración de protecciones

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y Aguacapa De 22:00 Horas del 19a 18:00 horas del 20 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12 Limpieza de aisladores, mantenimiento de tierras, mantenimiento de

paneles, prueba de seccionadores e interruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012

Limpieza de aisladores, limpieza de cables, pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatograficos, pruebas a seccionadores einterruptores

Subestación Arizona Campo de salida y Barra 230 Kv / SubestaciónArizona Campo Transformador AET 901 / Transformador CEMEX

03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Limpieza de aisladores, limpieza de cables / pruebas electricas atransformador, toma de muestra de aceite para analisisfisicoquimicos y cromatografia, pruebas a seccionadores einterruptores

Relevadores de protección generadores 1 al 10 05:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección outgoing feeder 1 al 4 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformador de potencia 1 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de transformadores de potencia 2 al 3 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Calibración de protecciones

Relevadores de protección de trasnsformadores de serviciosauxiliares 1 al 6

03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Calibración de protecciones

Subestación Arizona Campo Transformador AET 901 03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12 Pruebas eléctricas y de aislamiento a transformadores de corrriente

CTs, y pruebas eléctricas y de cierre a interruptor de potencia

Subestación Arizona Campo Transformador AET 902 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Pruebas eleéctricas y de aislamiento a transformadores de corrriente


Subestación Arizona Campo Transformador AET 903 03:00 horas a 18:00horas 18-nov-12 11-nov-12 25-Nov-2012 Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores de corrriente


Subestación Arizona Campo de salida hacia Subestación SanJoaquin AEA 901 y Barra de 230 kV

03:00 horas a 18:00horas 11-nov-12 04-Nov-2012 18-nov-12

Pruebas eléctricas y de aislamiento a Transformadores de corrrienteCTs y transformadores de voltaje PTs y pruebas eléctricas y decierre/apertura a interruptor de potencia

Subestación San Joaquin Campo Arizona, Escuintla y Aguacapa De 22:00 Horas del 19a 18:00 horas del 20 03-nov-12 27-Oct-2012 11-nov-12

Pruebas eléctricas y de aislamiento a transformadores de corrrienteCTs y transformadores de voltaje PTs y pruebas eléctricas y decierre/apertura a interruptores de potencia

AÑO ESTACIONAL 2012-2013MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISION

25/7

3.2.3 Mantenimientos RECSA

No hay mantenimientos programados para el periodo de este estudio.

3.2.4 Mantenimientos TRELEC

EquipoTiempo del



Fecha mástemprana de

comienzo

Fecha más tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Línea Enron 230kV 2 Marzo y Noviembre 2012 01/04/12 y 10/11/12 30/04/12 y 30/11/12 Lavado de Aislamiento por contaminaciónLíena 69kV Centro - Antigua Junio a Diciembre 2012 01/06/12 y 01/12/12 30/06/12 y 20/12/12 Ampliación a la capacidad de transporte

MANTENIMIENTOS TRELECAÑO ESTACIONAL 2012-2013

3.2.5 mantenimientos TREO

EquipoTiempo del



Fecha mastemprana de

comienzo

Fecha mas tardíade comienzo Motivo del mantenimiento

Línea 230kV Xacbal - La Esperanza 1 30-nov-12 01-nov-12 30-nov-12 Inclusión de las Subestaciones Huehuetenango II y Covadonga alSIN

MANTENIMIENTOS TREOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

4. Conclusiones

1. Para el periodo noviembre de 2012 a abril de 2013, existe la suficiente capacidad instalada para suplir lademanda del Sistema Nacional Interconectado, considerando la garantía de suministro de combustible,según lo informado por los Participantes Productores a través los informes emitidos por las empresascertificadoras de procesos respecto a instalaciones necesarias y disponibilidad de suministro decombustible para poder generar de forma continua durante todo el Año Estacional.

2. Para suplir la demanda de potencia y energía se estima que serán necesarios 1.284 millones de barriles debunker y 364.6 mil toneladas métricas de carbón.

3. La producción de energía hidráulica para el periodo noviembre 2012 – abril 2013 se espera esté arriba un2345.5 % del promedio histórico. Con la salvedad de que la producción prevista cuenta con lageneración de las nuevas hidroeléctricas La Perla y Palo Viejo (193 GWh), que representan un 13.2 %del incremento de la generación.

4. La importación desde México para el periodo de estudio es de cero MWh, ya que con los costosproyectados en base a la historia reciente, no es atractivo para el Mercado Mayorista de Guatemalaimportar energía del vecino país.

4.1. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA

En el entendido que Energía No Suministrada (ENS), es la porción de la demanda de la energía proyectadapara el Año Estacional, que no puede ser atendida por falta de oferta o escasez de los recursos para laproducción de energía; se estima que para el periodo de estudio no habrá ENS.

Tal como se mencionó anteriormente, con la capacidad instalada localmente, el Mercado Mayorista puedeabastecer la demanda local y las exportaciones previstas y con la adición de la oferta de importación desdeMéxico se cuentan con márgenes de potencia y energía mayores que estarán disponibles para el cubrimientode la demanda, garantizando el abastecimiento en el Mercado Mayorista.

Documents

REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I. DEFINITIVA · El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el Producto Interno Bruto en