PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I. PROVISORIA · El indicador más importante que representa el...

ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA

DIVISIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA

PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I.

PROVISORIA

AÑO ESTACIONAL

2,012-2,013

Embalse Hidroeléctrica Santa Teresa

Obras Hidroeléctrica Choloma



PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOVERSIÓN DEFINITIVA

MAYO 2012 – ABRIL 2013



CONTENIDO

1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZOPERIODO MAYO 2012 - ABRIL 20131.1. 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 2012-20132.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-20132.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2012-20132.4. COTAS DE EMBALSES ANUALES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO

DECLARABLE2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD 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

5. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS



1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO MAYO2012- ABRIL 2013

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%.

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.



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 8821.589 GWh (3.18%). Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodode 0.658. Esto se visualiza en la siguiente tabla.

POTENCIA ENERGÍA FACTOR DEMW GWh CARGA

1,530.776 8,821.589 0.658

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 HORA POR DÍA)BLOQUE 2: DEMANDA MÍNIMA DE MARTES A DOMINGO Y MEDIA DOMINGOBLOQUE 3: DEMANDA MEDIA DE LUNES A SÁBADOBLOQUE 4: DEMANDA POST-PICO LUNES A VIERNES Y PICO FIN DE SEMANABLOQUE 5: DEMANDA MÍNIMA LUNES

1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS

Condiciones Observadas al 1 de febrero de 2012

La temperatura del mar en el Pacífico Ecuatorial Oriental, tanto en la superficie como bajo ella, permanecefría como resultado del evento La Niña que se encuentra en su fase de declinación. Los modelos de prediccióndifieren sobre las predicciones de las lluvias en la región, aunque en general coinciden en estimar lluviasSobre lo Normal al sur de Colombia y norte de Ecuador y Perú. Esto en cierta forma concuerda con losregistros históricos en condiciones similares a las que se observan actualmente. Dadas las particularidadesgeográficas de las regiones y la baja señal climática encontrada, el Centro Internacional para la Investigacióndel fenómeno del El Niño, sugiere que información a mayor detalle deberá ser consultada en los ServiciosMeteorológicos Nacionales de cada País.

Las imágenes de temperatura del mar en la superficie muestran agua más fría de lo normal en el PacíficoEcuatorial como resultado del evento La Niña de característica débil a moderada que se mantiene todavíaactivo pero con un claro proceso de declinación. Bajo la superficie del mar, se mantienen condiciones frías enla región este del Océano Pacífico.



Predicciones Globales de largo plazo

De acuerdo a los modelos de predicción de lluvia del Beijing Climate Center BCC , International ResearchInstitute IRI y el European Centre for Medium-Range Weather Forecasts ECMWF, no existe un panoramamuy claro respecto al comportamiento de las lluvias en la mayor parte de la región. Algunos coinciden enlluvias por Encima de lo Normal en Ecuador y Colombia, el resto de la región no muestra coincidencias en lospronósticos de los modelos globales. (Fig. 3)

Fig.3 Pronósticos de lluvias acumuladas para el trimestre Febrero –Abril 2012.Fuente: Beijing Climate Center,International Research Institute IRI y ECMWF –Centro Europeo



Pronóstico Estacional Regional

El análisis estadístico de 410 estaciones de los Servicios Meteorológicos de Argentina, Chile, Colombia,Bolivia, Ecuador, Perú, Uruguay y Venezuela, estima que durante el período Enero-Marzo 2012 existenmayores probabilidades de lluvia por encima de lo normal en la mayor parte de Venezuela, Sierra sur,Amazonía y parte del interior de la región Costa central de Ecuador, Sierra y Selva norte de Perú, centro losLlanos Orientales, Altiplano y Valles de Bolivia, Altiplano y zona Austral de Chile y la Provincia de BuenosAires y Costa sur de la Patagonia en Argentina. Mayores probabilidades de lluvia bajo lo normal en la regiónPacífica y Andina de Colombia, Sierra norte de Ecuador, sur y norte de Los Llanos de Bolivia, zona central ysur de Chile, zona centro y norte de Argentina y la mayor parte de Uruguay. De acuerdo al Foro Climáticopara América Central, para Panamá, Costa Rica, suroeste de Nicaragua, norte de Honduras y este de Belice seespera lluvia Sobre lo Normal. Hacia el este de Nicaragua, se espera lluvia por Debajo de lo Normal. ParaGuatemala en la mayor parte de su territorio se espera para el trimestre lluvias dentro del rango de lo normal,solamente en el noreste del departamento de Izabal puede presentarse precipitación por arriba de lo normal.

Estimación para el S.N.I.

Teniendo en cuenta el pronóstico general y específico mencionado anteriormente, puntualizando en la fase dedeclinación de La Niña para inicios del 2012, el cambio hacia condiciones cercanas a lo normal, se procede aajustar el modelo estocástico de estimación de caudales a fin de simular 50 escenarios hidrológicos medianteseries sintéticas, presentando el promedio de estas series hidrológicas, utilizándose como año inicial dehidrología el 2011.

1.4. OFERTA

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



FECHA COMBUSTIBLEPLANTAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA DE

GENERADORAS MW MW INSTALACIÓN MUNICIPIO DEPARTAMENTO

SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 2,567.354 2,191.826

HIDROELÉCTRICAS 878.142 838.098CHIXOY 5 300.000 280.983 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal Alta Verapaz N.A.HIDRO XACBAL 2 94.000 97.053 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N.A.AGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de 1982 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N.A.JURÚN MARINALÁ 3 60.000 61.664 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N.A.RENACE 3 68.100 66.721 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N.A.EL CANADÁ 2 48.100 47.203 noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N.A.LAS VACAS 3 45.700 35.849 mayo de 2002 Chinautla Guatemala N.A.EL RECREO 2 26.000 26.129 jul-07 El Palmar Quetzaltenango N.A.SECACAO 1 16.500 16.225 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N.A.LOS ESCLAVOS 2 15.000 13.231 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N.A.MONTECRISTO 2 13.500 13.182 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N.A.PASABIEN 2 12.750 12.147 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N.A.MATANZAS 1 12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.POZA VERDE 3 12.510 9.848 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N.A.RIO BOBOS 1 10.000 10.362 10 de agosto de 1995 Quebradas, Morales Izabal N.A.CHOLOMA 1 9.700 9.651 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N.A.SANTA TERESA 2 8.000 16.688 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapáz N.A.PANAN 3 7.320 7.677 18 de septiembre de 2011 San Miguel Panán Suchitepequez N.A.SANTA MARÍA 3 6.000 5.858 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N.A.PALÍN 2 2 5.800 0.000 julio de 2005 Palín Escuintla N.A.CANDELARIA 1 4.600 4.344 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N.A.SAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.EL CAPULÍN 2 3.500 3.200 1990 Siquinalá Escuintla N.A.EL PORVENIR 1 2.280 2.114 septiembre de 1968 San Pablo San Marcos N.A.EL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla Escuintla N.A.CHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta Verapaz N.A.SAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San Jerónimo Baja Verapaz N.A.

TERMOELÉCTRICAS 1,689.212 1,353.728

TURBINAS DE VAPOR 173.000 151.060SAN JOSÉ 1 139.000 131.128 01 enero de 2000 Masagua Escuintla CarbónDARSA 1 1.500 0.000 2004 Santa Lucía Cotz. Escuintla N.A.LA 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 Bunker

TURBINAS DE GAS 250.850 153.196TAMPA 2 80.000 78.593 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 13.000 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 765.662 660.327ARIZONA 10 160.000 161.338 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla BunkerPOLIWATT 7 129.360 125.402 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla BunkerPUERTO QUETZAL POWER 20 118.000 114.729 1993 Puerto Quetzal Escuintla BunkerLAS PALMAS 5 66.800 65.149 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla BunkerGENOR 4 46.240 41.457 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal BunkerSIDEGUA 10 44.000 38.258 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 5.823 Septiembre de 2008 El Estor Izabal DieselELECTRO GENERACIÓN CRISTAL BUNKER 2 10.000 0.000 2005* Santa Elena Petén Bunker

INGENIOS AZUCAREROS 450.500 357.446MAGDALENA 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 Cotz. Escuintla Biomasa/BunkerLA UNION EXCEDENTES 1 10.000 5.643 2009 Santa Lucía Cotz. Escuintla BiomasaSANTA ANA Varias 40.000 35.430 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerMADRE TIERRA Varias 28.000 21.314 1996 Santa Lucía Cotz. Escuintla Biomasa/BunkerCONCEPCIÓN Varias 27.500 25.956 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/BunkerTULULÁ 2 19.000 13.664 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepequez Biomasa/BunkerTRINIDAD 2 26.000 24.275 U1 febrero de 2009 y U2 enero 2011 Masagua Escuintla BiomasaSAN DIEGO 1 5.000 0.000 diciembre de 2004 Escuintla Escuintla Biomasa

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

POTENCIA UBICACIÓN

ENERO DE 2012CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL



Para esta programación provisoria se mantiene la incertidumbre acerca de la fecha de puesta en operacióncomercial de las siguientes centrales generadoras: INTECCSA (bunker y diesel) y Las Palmas 2 (carbón) porlo que no se incluyen en la misma.

Adicionalmente se tiene conocimiento que durante el Año Estacional se incorporará la central hidroeléctricaPalo Viejo, la cual no se simula al no disponer de los datos definitivos necesarios para tal fin.

También se tiene conocimiento de la puesta de operación del embalse de regulación de la hidroeléctricaRenace, lo cual se actualizará en su oportunidad.

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

Se considera que las unidades: Tampa 1 y Tampa 2, estarán durante el Año Estacional ofertando el servicio deReserva Rápida (RRa) y que el servicio de RRO será prestado por las centrales: Aguacapa, Xacbal, JurúnMarinalá, Poliwatt, Arizona y Las Palmas.

Mantenimientos

La central hidroeléctrica Chixoy tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de 2012,una a la vez, por lo que durante estos cuatro 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 25 de septiembre y finalizando el 18 de noviembre, con una duración de 55 días, de loscuales solamente 30 días serán considerados como mantenimiento y el resto como indisponibilidad.

1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES

Se considera una exportación considerando un promedio de 11 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 febrero de 2012, adicionando un cargo estimado por concepto de transporte marítimo hastaGuatemala de US$6.5/BBL, para los precios de Bunker y Diesel.



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 la fórmula de integración de precio presentada por elagente responsable.

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-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52 22.52PNT-B2 PANTALEON BLOQUE 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 25 25 25 25 25 25TND-B TRINIDAD N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54 24.54

TND-B2 TRINIDAD 2 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00SJO-C SAN JOSE 84.01 83.95 83.94 84.03 84.12 84.21 84.21 84.45 84.69 85.15 85.36 85.58LLI-C LA LIBERTAD 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35 99.35MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50 124.50ARI-O ARIZONA 156.79 157.12 156.36 156.99 156.93 157.75 158.41 158.89 158.27 157.28 156.71 156.61

LPA-B1 LAS PALMAS 165.05 165.40 164.60 165.26 165.20 166.07 166.76 167.27 166.62 165.57 164.97 164.87PWT-B POLIWAT 161.82 162.17 161.37 162.03 161.97 162.84 163.54 164.04 163.39 162.34 161.74 161.64GEC-B GECSA 163.18 163.50 162.75 163.37 163.31 164.13 164.80 165.28 164.66 163.66 163.09 163.00SID-B SIDEGUA 167.68 168.04 167.21 167.89 167.83 168.73 169.46 169.98 169.30 168.21 167.59 167.48

GEC-B2 GECSA 2 167.53 167.87 167.08 167.74 167.67 168.54 169.23 169.73 169.08 168.04 167.44 167.34GEN-B1 GENOR 170.75 171.09 170.30 170.96 170.89 171.76 172.45 172.95 172.31 171.26 170.67 170.57PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 172.60 172.96 172.12 172.82 172.75 173.67 174.41 174.94 174.25 173.14 172.51 172.40TDL-B2 TEXTILES BLOQUE 2 176.72 177.07 176.26 176.94 176.87 177.76 178.47 178.99 178.32 177.25 176.63 176.53ELG-B ELECTRO GENERACION 176.72 177.07 176.26 176.94 176.87 177.76 178.47 178.99 178.32 177.25 176.63 176.53TDL-B3 TEXTILES BLOQUE 3 178.68 179.03 178.23 178.89 178.83 179.70 180.40 180.91 180.25 179.20 178.60 178.50CGP-B GENERADORA PROGRESO BUNKER 183.73 184.10 183.24 183.95 183.88 184.83 185.59 186.15 185.43 184.29 183.63 183.52TDL-B1 TEXTILES BLOQUE 1 184.02 184.39 183.54 184.24 184.17 185.10 185.85 186.39 185.69 184.57 183.93 183.82ECR-B ELECTRO CRISTAL BUNKER 186.96 187.32 186.50 187.18 187.11 188.01 188.73 189.26 188.58 187.49 186.87 186.77CON-B INGENIOS ZAFRA 213.07 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 215.56 216.30 215.35 213.82 212.94 212.80LUN-B INGENIOS NO ZAFRA 250.67 251.26 249.90 251.03 250.91 252.41 253.60 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.

MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 283.20 283.80 282.41 283.57 283.45 284.97 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69 24.69MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 291.69 292.31 290.88 292.07 291.95 293.52 294.78 295.69 294.51 292.62 291.53 291.35TUL-B1 TULULA 1 337.95 338.69 339.11 340.72 340.81 346.51 348.49 32.40 32.40 32.40 32.40 32.40COE-D COENESA 249.30 249.75 250.28 251.11 251.08 251.39 251.11 249.20 249.81 248.64 250.09 254.34TAM-G TAMPA 278.23 278.76 279.40 280.39 280.36 280.73 280.39 278.10 278.83 277.43 279.16 284.25S&S-D STEWART & STEVENSON 334.03 334.68 335.46 336.68 336.64 337.09 336.68 333.88 334.77 333.05 335.18 341.40

ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00 370.00ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 346.98 347.71 348.58 349.93 349.89 350.39 349.94 346.81 347.80 345.90 348.26 355.20CGP-D GENERADORA PROGRESO DIESEL 365.38 366.12 367.00 368.38 368.34 368.85 368.39 365.20 366.21 364.27 366.68 373.75LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08

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



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 BOLETIN DE PRENSA CNEE - 01 - 2012

Vigencia FEBRERO 2012 - ABRIL 2012Tipo de cambio de referencia BG [Q] 01/02/2012 7.76205

Baja Tensión Simple Trimestral en [Q/KWh] 1.82953CENS trimestral [$/MWh] 2357.0

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 377.12% < RD ≤ 5% 20% x CENS 471.45% < RD ≤ 10% 24% x CENS 565.7

RD>10% 100% x CENS 2357.0

1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES

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 se 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 Buena Ventura 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.



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 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 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.



2. RESULTADOS2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. AÑO ESTIONAL 2012-2013

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 247.5 647.2 403.9 757.8 453.4 770.2 474.7 740.5 503.6 774.5 509.6 783.6 2516.3CHIXOY 85.69 214.3 175.34 272.6 169.82 272.3 187.73 247.6 190.19 270.7 191.33 270.5 1000.10AGUACAPA 20.34 71.19 26.7 75.1 30.8 72.0 32.7 64.5 43.5 72.0 38.4 72.0 192.42JURUN 24.60 49.53 24.5 51.7 24.7 52.9 23.9 50.9 23.8 52.8 24.7 52.7 146.13RENACE 13.13 17.64 26.6 37.0 39.3 52.9 36.5 49.0 40.7 57.0 44.3 59.6 200.60ESCLAVOS 3.84 10.59 7.6 12.7 7.9 12.8 8.1 12.6 9.1 12.8 9.2 12.8 45.88PEQUEÑAS HIDRÁULICAS* 6.33 9.97 6.6 10.0 6.7 10.0 6.7 10.0 6.6 10.0 6.9 10.0 39.85RIO BOBOS 2.78 10.05 3.3 10.4 3.8 10.6 3.1 10.1 3.4 10.1 4.9 10.1 21.38SECACAO 5.32 12.46 6.9 15.6 9.3 15.6 10.5 15.6 10.6 15.6 10.8 15.6 53.36PASABIEN 3.79 9.98 5.8 11.3 6.2 11.8 5.9 11.7 7.0 11.8 7.6 11.8 36.27POZA VERDE 3.71 7.83 5.2 9.4 5.9 9.2 5.9 9.6 6.5 9.6 6.4 9.5 33.67LAS VACAS 8.71 29.15 14.9 27.6 16.7 25.8 17.6 34.7 18.1 27.8 16.7 34.8 92.75MATANZAS + SAN ISIDRO 3.52 11.62 6.6 14.7 8.4 14.7 8.2 14.7 8.6 14.7 9.0 14.7 44.30EL CANADÁ 19.50 45.79 21.8 45.8 21.9 45.8 25.0 45.8 26.5 45.8 28.1 45.8 142.79CANDELARIA 1.44 3.37 1.9 4.2 2.5 4.2 2.8 4.2 2.9 4.2 2.9 4.2 14.44MONTECRISTO 5.21 12.24 5.8 12.2 5.9 12.2 6.7 12.2 7.0 12.2 7.5 12.2 38.05EL RECREO 10.13 25.34 11.49 26.03 11.68 25.34 13.12 25.34 15.22 25.34 15.51 25.34 77.14XACBAL 21.55 76.13 37.70 88.59 62.97 89.14 61.41 89.14 63.04 89.14 64.10 89.14 310.77PANAN 2.91 7.45 4.57 7.45 4.26 7.45 4.16 7.45 5.31 7.45 5.22 7.45 26.43SANTA TERESA 2.95 14.19 6.55 16.19 8.65 16.19 8.90 16.19 10.13 16.19 10.85 16.19 48.03CHOLOMA 2.10 8.34 3.93 9.21 6.06 9.22 5.75 9.21 5.41 9.22 5.02 9.21 28.26

PLANTAS TÉRMICAS 463.3 682.3 274.3 549.8 245.6 539.5 227.8 584.1 185.6 558.1 214.3 575.6 1610.92TURBINAS DE VAPOR 105.5 141.9 100.4 139.4 104.0 148.2 98.0 132.4 78.8 115.9 10.9 14.7 497.57SAN JOSE 94.6 127.2 91.6 127.2 93.2 127.2 94.2 127.2 69.1 101.8 442.71

LA LIBERTAD 10.9 14.7 8.8 12.2 10.8 21.0 3.8 5.2 9.6 14.2 10.9 14.7 54.87

ARIZONA VAPOR

GEOTÉRMICAS 22.9 30.7 22.1 30.7 22.9 30.7 20.6 27.7 22.1 30.7 22.9 30.7 133.52ORZUNIL 10.0 13.5 9.7 13.5 10.0 13.5 7.8 10.4 9.7 13.5 10.0 13.5 57.23

ORTITLAN 12.9 17.3 12.4 17.3 12.9 17.3 12.9 17.3 12.4 17.3 12.9 17.3 76.29

COGENERADORES(T.VAPOR) 23.5 26.8 23.51CONCEPCION

PANTALEON

PANTALEON BLOQUE 2

SANTA ANA

MAGDALENA

MAGDALENA BLOQUES

LA UNION 9.8 13.1 9.78

MADRE TIERRA

TULULA

TRINIDAD 13.7 13.7 13.74

MOTORES RECIPROCANTES 311.4 482.8 151.8 379.6 118.7 360.6 109.2 424.0 84.7 411.4 180.5 530.2 956.31ARIZONA 109.6 148.5 83.2 137.4 68.8 135.8 56.0 135.9 47.4 139.5 91.3 151.5 456.43

LA ESPERANZA 75.5 108.0 29.7 96.3 16.4 90.5 16.3 96.9 10.3 108.0 37.2 107.4 185.35

PQP 23.4 49.4 1.2 12.4 5.0 74.4 29.69

LAS PALMAS 1 9.0 14.5 1.8 14.5 1.1 14.5 1.1 14.5 0.5 14.5 3.2 14.5 16.78

LAS PALMAS 2 9.0 14.5 1.8 14.5 1.1 14.5 1.0 14.5 0.4 14.5 2.2 14.5 15.55

LAS PALMAS 3 5.3 8.4 1.1 9.1 1.1 13.7 1.0 13.7 0.4 13.7 2.9 13.7 11.79

LAS PALMAS 4 5.8 9.5 1.0 9.5 0.7 9.5 0.7 9.5 0.3 9.5 1.5 9.5 9.99

LAS PALMAS 5 3.2 5.0 0.6 5.0 0.4 5.0 0.4 5.0 0.1 5.0 1.2 5.0 5.77

GENOR 29.7 40.2 26.6 40.2 25.3 38.3 26.7 38.3 21.2 38.2 26.5 40.2 155.86

SIDEGUA 18.6 37.1 3.0 33.3 1.3 31.0 1.9 37.1 1.0 36.1 3.3 37.1 29.14

GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 0.5 2.4 0.48

GEN. DEL ESTE (3,4,9) 5.4 15.2 0.5 15.6 0.1 1.8 0.5 15.1 0.3 12.9 1.2 16.6 7.99

GEN. DEL ESTE (10,11,13) 3.1 8.1 0.2 3.1 0.4 5.6 0.3 7.0 0.9 14.6 4.91

ELECTROGENERACIÓN 5.7 10.8 0.6 14.9 0.2 4.8 1.0 15.7 7.45

ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1 7.6 11.1 2.6 4.1 2.1 2.9 1.4 10.6 2.3 7.8 3.2 15.4 19.14

GECSA 1

GECSA 2

PROGRESO 2COENESATURBINAS DE GASTAMPA

STEWART & STEVENSON

LAGUNA GAS 1

LAGUNA GAS 2

ESCUINTLA GAS 3

ESCUINTLA GAS 5

TRANS. INTERNACIONALES -30.5 -120.0 -32.0 -120.0 -36.7 -120.0 -40.9 -120.0 -35.7 -120.0 -30.6 -120.0 -206.48IMPORTACIONES (- ) 44.0 120.0 42.5 120.0 43.0 120.0 44.0 120.0 41.4 120.0 44.0 120.0 258.96

EXPORTACIONES (+) 13.5 10.5 6.2 3.1 5.7 13.5 52.48

DEMANDA S.N.I. 741.3 1,449.4 710.1 1,427.5 735.7 1,429.7 743.5 1,444.6 724.9 1,452.6 754.5 1,479.1 4,410.0

TOTAL GENERACIÓN 710.8 1,449.4 678.2 1,427.5 699.0 1,429.7 702.5 1,444.6 689.1 1,452.6 723.9 1,479.2 4,127.2

RESERVA RODANTE 28.4 28.1 28.2 28.6 28.7 29.3

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 28.41 28.07 28.24 28.57 28.67 29.31RESERVA RODANTE REGULANTE 43.48 42.83 42.89 43.34 43.58 44.37RESERVA RODANTE TOTAL 71.89 70.89 71.13 71.90 72.25 73.69

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

septiembre-12 octubre-12mayo-12 junio-12 julio-12 agosto-12

Administrador del Mercado Mayorista



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 401.7 737.5 328.3 718.7 292.2 682.8 209.7 576.8 196.7 568.9 182.4 519.0 1611.0 4203.6CHIXOY 172.98 260.7 139.82 253.1 128.55 214.8 82.63 180.1 67.47 173.0 60.46 170.4 651.91 1652.01AGUACAPA 21.61 59.97 18.06 68.69 16.07 72.01 13.94 36.64 15.14 56.87 14.43 64.28 99.25 291.68JURUN 17.44 50.81 15.99 54.50 15.33 53.98 14.03 50.84 17.18 40.09 18.27 43.47 98.24 244.37RENACE 37.39 51.94 29.83 40.09 24.73 33.24 16.14 24.02 14.33 19.26 11.29 15.68 133.71 334.31ESCLAVOS 4.49 7.42 2.72 7.50 2.17 9.16 1.70 7.95 1.88 9.06 1.91 11.67 14.87 60.75PEQUEÑAS HIDRÁULICAS 4.58 7.17 5.41 8.59 5.32 10.03 3.26 6.38 3.93 6.86 4.53 6.55 27.04 66.88RIO BOBOS 5.86 10.05 6.28 10.05 5.03 10.05 4.29 10.01 4.17 10.05 2.82 10.05 28.46 49.85SECACAO 9.82 15.58 8.78 15.58 7.37 15.58 6.01 14.29 5.84 15.04 5.26 11.42 43.08 96.45PASABIEN 6.18 9.81 6.67 11.73 5.74 11.78 4.26 10.75 3.93 10.46 3.31 7.86 30.08 66.35POZA VERDE 4.10 9.55 3.27 9.51 2.83 6.87 2.36 4.62 2.48 4.36 2.38 8.02 17.42 51.09LAS VACAS 6.78 32.24 5.83 27.06 5.56 27.32 4.74 20.10 5.51 24.27 5.70 29.45 34.11 126.86MATANZAS + SAN ISIDRO 7.19 12.87 6.22 14.68 5.99 14.72 4.42 13.71 2.88 4.15 3.60 9.03 30.30 74.59EL CANADÁ 17.59 45.79 14.54 39.88 13.32 45.79 11.19 43.31 12.36 41.35 13.21 33.56 82.20 224.99CANDELARIA 2.66 4.21 2.37 4.21 1.99 4.21 1.62 3.87 1.58 4.07 1.42 3.09 11.65 26.09MONTECRISTO 4.70 12.24 3.89 10.66 3.56 12.24 2.99 11.58 3.31 11.06 3.53 8.98 21.98 60.04EL RECREO 9.74 25.21 7.82 24.74 7.19 23.34 6.09 24.26 6.71 24.24 7.17 25.34 44.72 121.85XACBAL 52.80 89.14 38.94 88.51 31.97 86.88 23.40 84.56 21.83 84.29 17.69 37.66 186.63 497.40PANAN 4.32 7.45 2.88 6.81 2.18 5.38 1.78 5.83 1.77 6.12 1.63 7.30 14.58 41.01SANTA TERESA 8.55 16.19 6.82 13.58 5.49 16.19 3.60 15.40 3.13 15.52 2.67 10.64 30.26 78.30CHOLOMA 2.91 9.22 2.13 9.19 1.83 9.19 1.29 8.52 1.23 8.86 1.11 4.61 10.50 38.76

PLANTAS TÉRMICAS 303.12 673.23 389.83 680.05 417.46 680.29 461.86 787.99 513.10 803.39 545.17 860.35 2630.54 4241.46TURBINAS DE VAPOR 45.13 63.10 105.55 141.86 105.55 141.86 95.33 141.86 103.79 139.50 102.14 141.86 557.48 1055.06SAN JOSE 36.38 50.88 94.63 127.20 94.63 127.20 85.48 127.20 94.63 127.20 91.58 127.20 497.34 940.04LA LIBERTAD 8.75 12.22 10.91 14.67 10.91 14.67 9.86 14.67 9.16 12.31 10.56 14.67 60.15 115.02ARIZONA VAPOR

GEOTÉRMICAS 19.65 27.29 17.90 24.06 22.88 30.75 20.66 30.75 22.88 30.75 22.14 30.75 126.11 259.62ORZUNIL 9.70 13.47 10.02 13.47 10.02 13.47 9.05 13.47 10.02 13.47 9.70 13.47 58.52 115.75ORTITLAN 9.95 13.82 7.88 10.59 12.85 17.28 11.61 17.28 12.85 17.28 12.44 17.28 67.58 143.87COGENERADORES(T.VAPOR) 101.50 142.71 187.17 254.36 187.17 254.36 169.05 254.36 187.17 254.36 159.87 222.49 991.92 1015.44CONCEPCION 7.20 13.43 13.95 25.18 13.95 25.18 12.60 25.18 13.95 25.18 12.60 23.50 74.23 74.23PANTALEON 13.04 18.11 25.26 33.95 25.26 33.95 22.81 33.95 25.26 33.95 22.81 31.69 134.44 134.44PANTALEON 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 55.93 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 16.04 108.64 108.64MAGDALENA 4.66 6.55 9.02 12.12 9.02 12.12 8.15 12.13 9.02 12.12 8.16 11.84 48.03 48.03MAGDALENA BLOQUES 30.85 43.24 49.56 66.61 49.56 66.61 44.76 66.61 49.56 66.61 45.82 63.63 270.09 270.09LA UNION 11.17 15.51 21.65 29.10 21.65 29.10 19.56 29.10 21.65 29.10 20.95 29.10 116.62 126.40MADRE 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 74.43 74.43TULULA 6.06 8.14 6.06 8.14 5.47 8.14 6.06 8.14 2.93 4.07 26.57 26.57TRINIDAD 10.45 9.00 14.88 10.15 14.88 10.15 13.44 10.15 14.88 10.15 14.40 10.15 82.93 96.66MOTORES RECIPROCANTES 136.84 440.13 79.21 259.76 101.87 253.31 176.82 361.02 199.27 378.78 261.02 465.25 955.03 1911.34ARIZONA 67.04 145.24 45.05 143.42 62.03 142.41 88.64 145.91 106.39 151.50 97.98 136.90 467.13 923.56LA ESPERANZA 26.72 106.64 5.27 41.54 9.37 42.75 37.08 85.45 35.42 82.36 54.77 80.62 168.64 353.99PQP 1.11 13.18 0.53 5.61 0.49 9.76 8.86 48.47 10.98 40.67LAS PALMAS 1 2.32 14.53 0.39 6.16 0.65 6.45 4.14 9.37 4.32 12.40 9.37 14.53 21.18 37.97LAS PALMAS 2 2.03 14.49 0.39 6.16 0.65 6.45 3.18 8.81 4.04 10.72 9.13 14.49 19.41 34.96LAS PALMAS 3 1.99 13.67 0.36 6.09 0.56 6.37 3.53 11.77 4.00 13.21 8.79 13.67 19.25 31.04LAS PALMAS 4 1.29 9.48 0.25 5.56 0.39 5.35 2.44 5.88 2.66 7.19 6.04 9.48 13.07 23.06LAS PALMAS 5 0.75 5.04 1.37 4.18 1.45 4.50 3.29 5.04 6.86 12.64GENOR 25.12 40.21 24.87 40.21 25.48 35.67 24.95 38.06 28.55 40.21 28.93 40.21 157.89 313.75SIDEGUA 4.30 37.11 0.25 2.97 0.55 3.71 5.76 16.75 6.39 16.42 19.24 37.11 36.49 65.64GEN. DEL ESTE (6,7,8,12) 0.48GEN. DEL ESTE (3,4,9) 0.59 10.13 1.00 7.35 0.78 7.74 3.41 16.38 5.79 13.78GEN. DEL ESTE (10,11,13) 0.30 10.31 0.21 3.86 0.49 8.88 0.48 9.89 1.34 19.06 2.82 7.72ELECTROGENERACIÓN 0.52 8.50 0.81 7.21 0.84 6.73 3.26 15.66 5.42 12.87ELECTROCRISTAL

PROGRESO 1 2.76 11.60 2.18 3.79 2.19 4.16 2.90 5.81 3.45 6.15 6.61 13.64 20.09 39.23GECSA 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 -29.4 -120.0 -28.0 -120.0 -29.4 -120.0 -26.2 -120.0 -28.5 -120.0 -28.4 -120.0 -170.04 -376.53IMPORTACIONES (- ) 42.5 120.0 42.4 120.0 44.04 120.0 39.36 120.0 42.96 120.0 42.5 120.0 253.74 512.70EXPORTACIONES (+) 13.0 14.4 14.6 13.1 14.5 14.1 83.70 136.17

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 8,821.6

TOTAL GENERACIÓN 704.8 1,530.7 718.1 1,518.8 709.7 1,483.1 671.6 1,484.8 709.8 1,492.3 727.5 1,499.4 4,241.5 8,445.1

RESERVA RODANTE 30.3 29.9 29.3 29.2 29.3 29.5

RESERVA RODANTE PARA DEMANDA MÁXIMA MENSUALRESERVA RODANTE OPERATIVA 30.26 29.92 29.30 29.20 29.26 29.46RESERVA RODANTE REGULANTE 45.92 45.56 44.49 44.54 44.77 44.98RESERVA RODANTE TOTAL 76.18 75.48 73.79 73.74 74.03 74.45

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

enero-13 febrero-13 marzo-13 abril-13noviembre-12 diciembre-12

Administrador del Mercado Mayorista



2.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-2013

COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA ANUAL 2012-2013 (GWh)

HIDRO, 4204, 47%

TERMICO, 4241, 47%

INT. MÉXICO, 512.70, 6%

2.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE 2012-2013

REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLEMAYO 2012 - ABRIL 2013

-

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

3,500,000

Uni

dade

s

Unidades 466,672 3,033,870 - -

CARBÓN (TM)BUNKER MOTORES

(BBL)

BUNKERCOGENERADORES/NZ

(BBL)

DIESEL TURBINAS GAS(BBL)



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 779.00 778.31 0.00 1187.59 1187.54 0.00JUNIO 778.31 778.98 0.00 1187.54 1187.62 0.00JULIO 778.98 780.31 0.00 1187.62 1187.94 0.00AGOSTO 780.31 784.55 0.00 1187.94 1188.32 0.00SEPTIEMBRE 784.55 797.27 0.00 1188.32 1188.72 0.00OCTUBRE 797.27 802.51 0.00 1188.72 1188.55 0.00NOVIEMBRE 802.51 799.09 0.00 1188.55 1188.52 0.00DICIEMBRE 799.09 794.53 0.00 1188.52 1188.94 0.00ENERO 794.53 789.20 0.00 1188.94 1189.15 0.00FEBRERO 789.20 785.96 0.00 1189.15 1188.96 0.00MARZO 785.96 784.07 0.00 1188.96 1188.59 0.00ABRIL 784.07 782.40 0.00 1188.59 1188.12 0.00

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

EMBALSE DE CHIXOY EMBALSE DE AMATITLAN

2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO

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

may-12 226.62 185.16 187.51 187.86 184.26 187.69jun-12 200.16 173.42 175.58 175.85 172.96 175.48jul-12 197.17 158.54 172.05 172.57 157.87 167.21ago-12 217.31 165.73 173.63 176.21 162.58 172.03sep-12 212.13 120.72 171.87 175.46 108.54 152.59oct-12 244.78 173.89 176.92 181.21 170.40 177.99nov-12 203.95 167.98 176.30 178.35 165.71 174.00dic-12 190.38 170.38 171.66 173.01 169.02 171.83ene-13 187.71 172.42 173.59 174.17 173.61 173.67feb-13 189.85 175.59 179.29 182.53 175.23 184.92mar-13 189.68 173.30 178.60 178.50 171.70 176.74abr-13 212.29 182.80 184.42 190.05 176.23 184.97

COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO 2012-2013

100

120

140

160

180

200

220

240

may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 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



Del Al Del Al01/05/2011 07/05/2011 195.05 187.51 185.06 30/10/2011 05/11/2011 185.89 176.48 169.3608/05/2011 14/05/2011 195.05 187.51 185.06 06/11/2011 12/11/2011 183.04 176.30 167.7315/05/2011 21/05/2011 195.05 187.51 185.06 13/11/2011 19/11/2011 183.04 176.30 167.7322/05/2011 28/05/2011 195.05 187.51 185.06 20/11/2011 26/11/2011 183.04 176.30 167.7329/05/2011 04/06/2011 186.51 180.69 178.38 27/11/2011 03/12/2011 180.00 174.31 168.7905/06/2011 11/06/2011 180.10 175.58 173.37 04/12/2011 10/12/2011 175.95 171.66 170.2012/06/2011 18/06/2011 180.10 175.58 173.37 11/12/2011 17/12/2011 175.95 171.66 170.2019/06/2011 25/06/2011 180.10 175.58 173.37 18/12/2011 24/12/2011 175.95 171.66 170.2026/06/2011 02/07/2011 179.20 174.57 169.11 25/12/2011 31/12/2011 175.95 171.66 170.2003/07/2011 09/07/2011 176.93 172.05 158.45 01/01/2012 07/01/2012 176.68 173.59 172.5510/07/2011 16/07/2011 176.93 172.05 158.45 08/01/2012 14/01/2012 176.68 173.59 172.5517/07/2011 23/07/2011 176.93 172.05 158.45 15/01/2012 21/01/2012 176.68 173.59 172.5524/07/2011 30/07/2011 176.93 172.05 158.45 22/01/2012 28/01/2012 176.68 173.59 172.5531/07/2011 06/08/2011 182.85 173.40 164.40 29/01/2012 04/02/2012 180.77 176.85 174.2607/08/2011 13/08/2011 183.83 173.63 165.39 05/02/2012 11/02/2012 183.84 179.29 175.5514/08/2011 20/08/2011 183.83 173.63 165.39 12/02/2012 18/02/2012 183.84 179.29 175.5521/08/2011 27/08/2011 183.83 173.63 165.39 19/02/2012 25/02/2012 183.84 179.29 175.5528/08/2011 03/09/2011 182.86 172.88 145.65 26/02/2012 03/03/2012 182.36 178.99 174.5104/09/2011 10/09/2011 181.57 171.87 119.34 04/03/2012 10/03/2012 180.39 178.60 173.1211/09/2011 17/09/2011 181.57 171.87 119.34 11/03/2012 17/03/2012 180.39 178.60 173.1218/09/2011 24/09/2011 181.57 171.87 119.34 18/03/2012 24/03/2012 180.39 178.60 173.1225/09/2011 01/10/2011 183.20 172.59 127.07 25/03/2012 31/03/2012 182.36 179.43 174.3802/10/2011 08/10/2011 193.00 176.92 173.44 01/04/2012 07/04/2012 194.13 184.42 181.9309/10/2011 15/10/2011 193.00 176.92 173.44 08/04/2012 14/04/2012 194.13 184.42 181.9316/10/2011 22/10/2011 193.00 176.92 173.44 15/04/2012 21/04/2012 194.13 184.42 181.9323/10/2011 29/10/2011 193.00 176.92 173.44 22/04/2012 28/04/2012 194.13 184.42 181.93

Nota: Los bloques que se presentan en esta tabla son los definidos en el Artículo 87 de RAMM.

Bloque 1 Bloque 2 Bloque 3

COSTO MARGINAL POR BLOQUE HORARIO SEMANAL ($/MWh)

Semana SemanaBloque 1 Bloque 2 Bloque 3

2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE ESTACIONAL

COSTO DE OPORTUNIDAD DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSEESTACIONAL

70

90

110

130

150

170

190

210

230


US

$/M

Wh

CHIXOY JURUN

CHIXOY 191.2 116.12 98.954 99.15 85.925 94.364 151.26 164.65 181.79 201 202.44 207.18

JURUN 160.24 146.3 133.25 134.27 112.18 136.63 149.18 148.84 155.57 160.71 152.29 157.66




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

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 4203.6 GWh, generación que está 476 GWhpor arriba de la generación promedio histórica 2000-2011, lo que representa un 12.8 % más respecto a ésta.

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

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA PARQUE GENERADORHIDRÁULICO S.N.I.

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

may

-10

jun-

10

jul-1

0

ago-

10

sep-

10

oct-1

0

nov-

10

dic-

10

ene-

11

feb-

11

mar

-11

abr-

11

GW

h

2012-2013 PROMEDIO HISTÓRICO (2000-2011)



2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA

Planta FechaLA ESPERANZA 02/05/12LAS PALMAS 08/05/12PUERTO QUETZAL POWER 15/05/12COENESA 22/05/12SIDEGUA 05/06/12ESCUINTLA G-3 12/06/12SANTA ANA NO ZAFRA 03/07/12MAGDALENA B-1 NO ZAFRA 10/07/12PANTALEON B-1 NO ZAFRA 07/08/12MAGDALENA 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



3. MANTENIMIENTOS MAYORES3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS MAYORES

CENTRAL UNIDAD / EQUIPOTIEMPO DEL

MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

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

Orzunil Planta 7 20-ago-12 26-ago-12 13.9 2.3 Mantenimiento anual a las unidades ySubestación

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

Las Palmas Stewart & Stevenson 15 01-sep-12 15-sep-12 21.3 7.7 Inspección y Revisión de Turbina ygenerador

Planta Laguna Laguna Gas 2 15 18-jun-12 02-jul-12 17.4 6.3 Mantenimiento ChimeneaTampa Centro Americana

de ElectricidadPlanta 3 29-abr-12 01-may-12 80.0 5.8

Mantenimiento red de tierras, separador

lodos y aceite Sistema de Control unidadesTampa Centro Americana

de Electricidad Chiller 10 07-ago-12 16-ago-12 3.0 0.7 Mantenimiento de Chiller

Tampa Centro Americanade 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 5 10-jun-12 14-jun-12 15.1 1.8 Mantenimiento de caldera y auxiliares

La Libertad CENTRAL 21 12-ago-12 01-sep-12 15.1 7.6Mantenimiento a caldera, inspección de

turbina e intalación de sellos rueda Curtis,revisión de equipo auxiliar

La Libertad CENTRAL 5 25-nov-12 29-nov-12 15.1 1.8 Mantenimiento de caldera y auxiliares

La Libertad CENTRAL 5 17-mar-13 21-mar-13 15.1 1.8 Mantenimiento Generador, Caldera ySistema de Combustión

Palmas II Térmica PalmasCarbón 28 01-jul-12 28-jul-12 36.0 24.2

Revisión de 1 caldera y turbogenerador 2(conexión nuevo sistema de control)

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 29-jul-12 11-ago-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 01-sep-12 14-sep-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 15-sep-12 28-sep-12 36.0 12.1 Revisión de 2 calderas y 1 turbogenerador

Palmas II Térmica PalmasCarbón 14 29-sep-12 12-oct-12 18.0 6.0 Revisión de 1 caldera

San Jose Central 55 25-sep-12 18-nov-12 131.1 173.1Mantenimiento anual (se tienen autorizados

30 días, el resto es indisponibilidad)Turbina de Vapor No.1 ARI-V1 15 06-ago-12 20-ago-12 5.1 1.8 Mantenimiento mayor

Concepción Planta Térmica 30 01-sep-12 30-sep-12 13.7 9.8

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

térmica Concepción para conservación delequipo

La Unión LUN-B1 30 01-ago-12 30-ago-12 23.7 17.1 Mantenimiento anual según contrato

Madre Tierra Planta 30 01-sep-11 30-sep-11 16.8 12.1 Mantenimiento anual programado anteEmpresa Eléctrica de Guatemala

Magdalena TGC-1 (Bloque 1) 30 11-jul-12 09-ago-12 11.8 8.5

Mantenimiento general anual de la plantade generación (caldera de vapor, sistemasauxiliares, turbina, generador y subestación

de potencia en 69 KV)

Magdalena TGC-2 (Bloque 3) 30 01-oct-12 30-oct-12 16.5 11.9


de potencia en 69 KV). SubestaciónMagdalena 69 KV.

Magdalena TGC-3 (Bloque 5) 30 17-ago-12 15-sep-12 45.5 32.8


de potencia 13.8/230 KV), línea detransmisión interna 230 KV

Pantaleón Planta Térmica 30 01-jul-12 30-jul-12 27.8 20.0

Mantenimiento anual para caldera,turbogenerador y accesorios de planta

térmica Pantaleón para conservación delequipo

Santa Ana TGC-1 30 01-oct-12 30-oct-12 27.6 19.9 Mantenimiento mayorTululá Tulula B1 31 04-ago-12 03-sep-12 8.4 6.2 Mantenimiento anual

TURBINAS DE VAPOR

COGENERADORES (TURBINAS DE VAPOR)

PROGRAMACION PROVISORIA 2012-2013

GEOTÉRMICAS

TURBINAS DE GAS





MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Arizona ARI-O6 28 04-jun-12 01-jul-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O10 28 02-jul-12 29-jul-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O9 28 30-jul-12 26-ago-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O8 28 27-ago-12 23-sep-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O7 28 19-nov-12 16-dic-12 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O4 28 14-ene-13 10-feb-13 16.5 11.1 Mantenimiento mayorArizona ARI-O5 28 01-abr-13 28-abr-13 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-B10 15 15-abr-12 29-abr-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B8 15 09-abr-12 23-abr-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B9 15 24-jun-12 08-jul-12 7.5 2.7 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora del Este TDL-B4 7 08-jul-12 14-jul-12 5.0 0.8 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B3 7 27-ago-12 02-sep-12 5.0 0.8 Cambio de damper cigüeñalGeneradora del Este TDL-B6 15 10-sep-12 24-sep-12 5.0 1.8 Mantenimiento mayor de la unidadGeneradora 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 03-sep-12 10-sep-12 4.0 0.8 Mantenimiento de 6000 hrs. del motorGeneradora Progreso S.A. CGP-B2 20 19-nov-12 08-dic-12 4.0 1.9 OverhaulGeneradora Progreso S.A. CGP-B3 20 30-jul-12 18-ago-12 4.0 1.9 OverhaulGeneradora Progreso S.A. CGP-B4 20 04-dic-12 23-dic-12 4.0 1.9 Overhaul

Genor GEN-B3 6 06-jul-12 11-jul-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B1 6 03-ago-12 08-ago-12 10.3 1.5 Mantenimiento de inspección de 4000horas

Genor GEN-B4 6 19-sep-12 24-sep-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-B3 30 09-jul-12 07-ago-12 17.8 12.8 Mantenimiento de generador


La Esperanza PWT-B4 15 23-jul-12 06-ago-12 17.8 6.4 Servicio de 7000 horas

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 10-jun-12 24-jun-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 12-abr-13 02-may-13 17.8 9.0 Overhaul

La Esperanza PWT-B6 15 25-jun-12 09-jul-12 17.8 6.4 Servicio de 7000 horas y cambio deCoupling



La Esperanza PWT-B7 21 22-mar-13 11-abr-13 17.8 9.0 Overhaul

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

La Esperanza Esperanza 1 16-dic-12 16-dic-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

La Esperanza Esperanza 1 14-abr-12 14-abr-12 124.7 3.0 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Las Palmas LPA-B3 22 20-may-12 10-jun-12 15.4 8.1 Mantenimiento mayorSanta Elisa y Santa Ines PQP-B3 10 07-ene-13 16-ene-13 5.7 1.4 Reparación de cooler de aceiteSanta Elisa y Santa Ines PQP-B4 30 26-ago-12 24-sep-12 5.7 4.1 Mantenimiento de generadorSanta 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-B18 30 27-jul-12 25-ago-12 5.7 4.1 Mantenimiento de generador

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

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 16-dic-12 16-dic-12 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Santa Elisa y Santa Ines PQP I y II 1 14-abr-13 14-abr-13 5.7 0.1 Revisión y limpieza en tubería de agua demar

Sidegua SID-B2 8 10-sep-12 17-sep-12 3.8 0.7 Servicio de 4000 horas


MOTORES RECIPROCANTES





MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Aguacapa Unidad 3 10 22-abr-12 01-may-12 30.0 7.2 Cambio de rodete

Aguacapa Planta 3 18-ago-12 20-ago-12 79.4 5.7 Limpieza de emblase e inspección,ensayos no destructivos rodetes 1, 2 y 3

Aguacapa Planta 3 23-nov-12 25-nov-12 79.4 5.7 Limpieza de emblase e inspección,ensayos no destructivos rodetes 1, 2 y 3

Aguacapa Unidad 3 12 23-nov-12 04-dic-12 30.0 8.6 Mantenimiento preventivo a toberas "A" y"B"

Aguacapa Planta 12 09-feb-13 20-feb-13 79.4 22.9

Limpieza de embalse, mantenimiento

toberas "A" y "B", unidad No. 2 e inspección

ensayos no destructivos rodetes 1,2 y 3Aguacapa Unidad 2 9 21-feb-13 01-mar-13 30.0 6.5 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 1 21 02-mar-13 22-mar-13 30.0 15.1 Mantenimiento mayorAguacapa Unidad 3 9 01-abr-13 09-abr-13 30.0 6.5 Mantenimiento mayor

Candelaria Central 15 22-abr-12 06-may-12 4.3 1.5 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Candelaria Central 15 23-abr-13 07-may-13 4.3 1.5 Mantenimiento anual (turbina, generador ytransformador)

Chichaic Unidad 1 15 08-may-12 22-may-12 0.3 0.1Mantenimiento obra civil al embalse ymantenimiento preventivo anual de la

unidad

Chichaic Unidad 2 15 23-jun-12 07-jul-12 0.3 0.1Mantenimiento obra civil al embalse ymantenimiento preventivo anual de la

unidadChixoy Unidad 1 22 13-ene-13 03-feb-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 2 24 04-feb-13 27-feb-13 56.0 32.3 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 3 22 28-feb-13 21-mar-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 4 26 22-mar-13 16-abr-13 56.0 34.9 Mantenimiento anual de la unidadChixoy Unidad 5 22 17-abr-13 08-may-13 56.0 29.6 Mantenimiento anual de la unidad

Chixoy Unidad 1 3 03-ago-12 05-ago-12 56.0 4.0Limpieza de radiadores y serpentin deenfriamiento del aceite del cojinete del

gobernador


gobernador


gobernador


gobernador

Chixoy Unidad 5 3 31-ago-12 02-sep-12 56.0 4.0Limpieza de radiadores y serpentin deenfriamiento del aceite del cojinete del

gobernador

Choloma Central 15 18-abr-12 02-may-12 9.7 3.5 Mantenimiento anual Casa de Máquinas yembalse

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

El Porvenir Unidad 1 12 19-nov-12 30-nov-12 2.0 0.6

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 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 07-dic-12 10-dic-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.Limpieza general a rotor y estator de launidad No. 1, mantenimiento general asubestaciones Canada y Santa María

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

Mantenimiento general tamizadora 1,inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario y

aplicación de líquidos penetrantes; limpiezade rotor estator, filtrado de aceite hidráulicodel regulador, mantenimiento predictivo altransformador. Inspección de segmentos

de cojinetes guías de la unidad No. 1.Mantenimiento predictivo al generador

Hidrocanadá Unidad 2 3 09-mar-13 11-mar-13 23.6 1.7

Mantenimiento general tamizadora 2,inspección visual de turbina, cambio deagujas y asientos si fuera necesario y

aplicación de líquidos penetrantes; limpiezade rotor estator, filtrado de aceite hidráulicodel regulador, mantenimiento predictivo altransformador. Mantenimiento predictivo al

generador

Hidrocanadá

Subestaciones Canadá y

Santa María

4 19-abr-13 22-abr-13 47.2 4.5

Mantenimiento a tamizadora No. 3 ybombas; limpieza interior a los equipos decomputo instalados en el cuarto de control;

calibracióm de relevadores degeneradores, transformadores, recloser y

línea de 69 KV, revisión y mantenimiento alcableado y sensores del sistema Rittmeyer;mantenimoemto predictivo al transformador

de servicios auxiliares T3 (69/13.8 KV); ydragado del cauce del río aguas arriba y

abajo desfogue

CENTRALES HIDRÁULICAS






MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Hidrocanadá

Unidad 1

15 19-abr-13 03-may-13 26.6 9.6

Desmontaje del rotor, limpieza general alestator y rotor, cambio de RTD de mediciónde temperatura del devanado del rotor del

generador de la Unidad 1

Hidroxacbal Unidad 2 10 01-may-12 10-may-12 48.5 11.6

Campo unidad 2 en la subestación,compuertas en toma de carga,desarenadores, compuerta de

desarenadores

Hidroxacbal Unidad 1 10 16-may-12 25-may-12 48.5 11.6Campo de unidad 1 en la subestación,

descarga de fondo de presa,mantenimiento compuerta entrada

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 1 en lasubestación

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 2 en lasubestación

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

Jurún Marinalá Planta 1 24-jun-12 24-jun-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

Jurún Marinalá Planta 1 28-jul-12 28-jul-12 60.0 1.4 Limpiesa del embalse de regulación diaria

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 1 28-oct-12 28-oct-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 10 15-feb-13 24-feb-13 20.3 4.9 Mantenimiento mayor de la unidadJurún Marinalá Unidad 2 10 12-abr-13 21-abr-13 20.3 4.9 Mantenimiento mayor de la unidad

Jurún Marinalá Planta 8 10-mar-13 17-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 13 10-mar-13 22-mar-13 20.3 6.3 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 4 01-jun-12 04-jun-12 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

Las Vacas Embalse 6 29-jun-12 04-jul-12 43.5 6.3



Las Vacas Embalse 4 27-jul-12 30-jul-12 43.5 4.2



Las Vacas Embalse 6 19-sep-12 24-sep-12 43.5 6.3



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



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








MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


Los Esclavos Planta 25 09-abr-12 03-may-12 14.0 8.4 Reparación del fondo de la compuerta No. 4

Los Esclavos Planta 22 19-nov-12 10-dic-12 14.0 7.4 Mantenimiento anual

Matanzas Presa 4 26-nov-12 29-nov-12 11.8 1.1 Dragado de presa, mantenimiento a laturbina, generadores y auxiliares

Matanzas Unidad 1 4 20-abr-13 23-abr-13 11.8 1.1 Dragado de presa, mantenimiento a laturbina, generadores y auxiliares

Matanzas Subestación 69 KV 2 19-abr-13 20-abr-13 11.8 0.6 Mantenimiento Subestación 69 KVMatanzas

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 07-dic-12 10-dic-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 mecánicas de aperturay cierre de interruptores de 69 y 13.8 KV,medición de tierras a subestación y líneas

de transmisión

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 09-mar-13 11-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

4 19-abr-13 22-abr-13 13.2 1.3

Mantenimiento predictivo al transformadorprincipal y transformador de servicios

propios. Calibración de reles de protecciónde generadores y líneas de transmisión.

Inspección de juntas de valvulas mariposade las U1 y U2

Montecristo Unidad 1 15 19-abr-12 03-may-12 13.2 4.7 Cambio de paletas directrices en la unidadNo. 1. cambio de rodete

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

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 presión

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 potenciahidráulica.

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 y ajustes de

seccionadores. Medicion de la resistenciaelectrica de la red electrica de tierras, etc.

Nota: El tiempo estimado para los OCBS esde 12 horas pudiendose realizar con by-pass sin desenergizar la subestación y 8

horas para la subestación






MANTENIMIENTO

[DÍAS]

FECHADE

INICIO

FECHADE

FINALIZACION


[MW]


[GWH]


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

Río Bobos Central 8 29-jun-12 06-jul-12 10.0 1.9 Mantenimiento anual

Río Bobos Embalse 5 20-abr-12 24-abr-12 10.0 1.2 Limpieza de embalse por modifiación de laNCC-1

San Isidro Línea de transmisión 3 04-may-12 06-may-12 3.4 0.2 Mantenimiento de línea de transmisión 13.8KV San Isidro

San Isidro Unidad No. 1 y 2 3 19-nov-12 21-nov-12 3.4 0.2 Mantenimiento mayor a turbinas ygeneradores

San Isidro Unidad No. 1 y 2 5 05-mar-13 09-mar-13 3.4 0.4 Mantenimiento mayor a turbinas ygeneradores, dragado de presa

San Isidro Subestación 69 KVMTZ 2 18-abr-13 19-abr-13 3.4 0.2

Mantenimiento Subestación 69 KVMatanzas

San Isidro Unidad No. 1 y 2 28 11-mar-13 07-abr-13 3.4 2.3Instalación de protección de tubería depresión o modificación de compuertas

entrada a canalSanta María Unidad 1 7 11-nov-12 17-nov-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 3 7 19-nov-12 25-nov-12 2.0 0.3 Mantenimiento preventivo semestralSanta María Unidad 2 7 27-nov-12 03-dic-12 2.0 0.3 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 22-abr-12 06-may-12 15.6 5.6Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza delembalse)

Secacao Central 15 23-abr-13 07-may-13 15.6 5.6Mantenimiento anual (turbina, generador y

limpieza, reparación y limpieza delembalse)


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 5 26/03/2012 * Reparacion de fase R del interruptor titular de campo Tapachula No.1 400KV.

La Esperanza, Transformador 69/13.8 KV 15 29/04/2012 **

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.

Jalpatagua Transformador 230/138 kV 5 11-may-12 Mantenimiento preventivo del transformador.Chisec - Sayaxché NUEVA dic-12 Construcción de 92.6km de línea de transmisiónSayaxché - Ixpanpajul NUEVA dic-12 Construcción de 85.4km de línea de transmisión

MANTENIMIENTOS ETCEEAÑO ESTACIONAL 2012-2013

Voltaje Capacidad inicial FinalChimaltenango La Noria 69/34.5 7 14 ago-12Nuevo * Chimaltenango 69/34.5 14 28 jun-12La Noria Cocales 69/34.5 3.5 7 oct-12Nuevo * Malacatán 69/13.8 14 28 dic-12La Ruidosa Sanarate 69/34.5 7 14 nov-12Cobán Jalapa 69/13.8 6.25 14 may-12Chiquimula La Ruidosa 69/34.5 14 28 may-12Jalapa Santa Elena 69/13.8 3.5 6.25 oct-12Ipala San Julián 69/13.8 7 13.25 ago-12

ROTACIÓN DE TRANSFORMADORES

FechaOrigen Destino Transformador



Subestación Voltaje (KV) Capacidad (MVAR) Mes AñoGuatemala Norte 69 16.2 Mayo 2012Guatemala Norte 69 16.2 Junio 2012Guatemala Este 69 10.8 Mayo 2012Guatemala Este 69 10.8 Abril 2013

Sayaxche 34.5 1.8 Diciembre 2012

Subestación KV MVA Mes AñoPanaluya ** 230/69 150 Mayo 2012Sayaxche 69/34.5 14 Diciembre 2012

**Su operación final depende de la puesta en servicio de la línea Siepac Guate Norte – Panaluya, la cual nos han informado esta programada para la primera semana de Mayo.

BANCOS DE CAPACITORES

SUBESTACIONES

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

3.2.3 MANTENIMIENTOS RECSA

EquipoTiempo del




comienzo


Subestación Telemán 1 13-mar-12 28-feb-12 27-mar-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Chicacao 1 15-abr-12 25-mar-12 29-abr-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Tolimán 1 29-abr-12 15-abr-12 13-may-12

Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Cambio de interruptor de 69kVposición de línea Cocales. Pruebas a los interruptores y esquemade protección.

Patzún 1 13-may-12 29-abr-12 27-may-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección.

Cruz de Santiago 1 13-may-12 29-abr-12 27-may-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas al interruptor yesquema de protección.

Usumatlán 1 27-may-12 13-may-12 10-jun-12Mantenimiento a los elementos de seccionamiento, equipos deprotección y aparamenta en general. Pruebas a los interruptores yesquema de protección

Asunción Mita 1 25-sep-12 10-sep-12 15-oct-12 Puesta en servicio de subestación.

MANTENIMIENTOS RECSAAÑO ESTACIONAL 2012-2013



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 contaminaciónLínea 69kV Sector Industrial Laguna Mayo y Junio 2012 15/05/12 y 15/06/12 01/05/12 y 30/06/12 Manteinimiento a equiposLínea 69kV Pantaleón - Miriam Abril y Mayo 2012 15/04/12 y 15/05/12 10/04/12 y 30/05/12 Manteinimiento de línea y seccionadoresLínea 69kV Pantaleón - Obispo Abril y Agosto 2012 01/04/12 y 01/08/12 31/04/12 y 30/08/12 Ampliación a la capacidad de transporteLínea 69kV Escuintla - Línea 5, entre subestación Puerto san José ySubestación Portuaria. Abril y Julio 2012 01/04/12 y 01/07/12 30/04/12 y 01/07/12 Ampliación a la capacidad de transporte

Línea 69kV Modelo Abril y Agosto 2012 01/04/12 y 01/08/12 01/04/12 y 01/08/12 Readecuación de líneas para subestación Palmeras y alimentadorsubestación Suprema

Líena 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 transporteLínea 69kV Centro - Guatemala 5 y 6 Mayo y Septiembre 2012 01/05/12 y 01/09/12 30/05/12 y 30/09/12 Readecuación de líneas para alimentación de subestación NaranjoTinco 1 01-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLlano Largo 1 01-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposKaminal 1 08-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposMinerva 1 08-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposGuarda 1 15-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPlanta Laguna 1 15-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCarlos Dorion (Campo 10/14 MVA) 1 22-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLos Lirios 1 22-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Isidro 1 29-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposObispo. 1 29-may-11 NA NA Mantenimiento general de equiposDorion 15/28 MVA 1 05-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPróceres 1 05-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCastellana 1 12-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPalin 1 12-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposArrazola 1 19-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposEl Sauce 1 19-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta María Cauque 1 26-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAntigua. 1 26-jun-11 NA NA Mantenimiento general de equiposMayan Golf. 1 03-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Cristóbal 1 03-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposCambray 1 10-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposRoosevelt 1 10-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPalmeras 1 17-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposGuadalupe 1 17-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposLuis Fernando Nimatuj 1 24-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAugusto Palma 1 24-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Miguel Petapa 1 31-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposAcacias 1 31-jul-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPuerto San José 1 07-ago-11 NA NA Mantenimiento general de equiposPortuaria 1 07-ago-11 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Lucia 1 08-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposIncienso (Barra I) 1 08-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposIncienso (Barra II) 1 15-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCentro (Barra I) 1 15-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCentro (Barra II) 1 22-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposChácara 1 22-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposVilla Nueva 1 29-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Juan Sácatepequez 1 29-ene-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Lucas 1 05-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposHincapié 1 05-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposAmatitlan 1 12-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Gaspar 1 12-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposNorte 1 19-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposRodríguez Briones 1 19-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMontecristo 1 26-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCiudad Quetzal 1 26-feb-12 NA NA Mantenimiento general de equiposGerona 1 04-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMonte María 1 04-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposPetapa 1 11-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposLas Flores 1 11-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSan Juan De Dios 1 18-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposCiudad Vieja 1 18-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposAurora 1 25-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposHéctor Flores 1 25-mar-12 NA NA Mantenimiento general de equiposBárcenas 1 01-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposPapi Strachan 1 01-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMixco 1 08-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMiriam 1 08-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMontserrat 1 15-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposVilla Lobos 1 15-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSitio 1 22-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Ana 1 22-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposSanta Maria Márquez 1 29-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposMilagro 1 29-abr-12 NA NA Mantenimiento general de equiposTraslado de Subestación Cerritos a Sub. Los Lirios N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Reubicación de subestaciónAmpliación para la salida del tercer circuito de 13.8 kV en Sub. LlanoLargo N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestación

Ampliación para maniobras en 69 kV Sub. Los Lirios N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Santa María Márquez N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Puerto San José N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Ampliación de subestaciónPuesta en servicio de la subestación Milagro N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Puesta en servicioPuesta en servicio de la subestación Miriam N/A 01-ene-11 01-feb-11 31-dic-11 Puesta en servicioCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. San Gaspar N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraCambio de herrajes y tornillería en Sub. Incienso N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Renovación de estructuraAplicación de aislamiento en barras y cables Sub. Montecristo N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Mejora de la calidad del servicioAplicación de aislamiento en barras y cables Sub. Centro N/A 01-mar-11 01-abr-11 31-dic-11 Mejora de la calidad del servicioAplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub.Portuaria N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub.Palmeras N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. HéctorFlores N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. LlanoLargo N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. Milagro N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Aplicación de pintura al Transformador de potencia de Sub. SanMiguel Petapa N/A 01-abr-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento y mejoramiento de equipo

Mantenimiento al OLTC del transformador de Sub. Próceres N/A 01-abr-11 01-may-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipoMantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Petapa N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Castellana N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Minerva N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Sitio N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Mantenimiento a interruptor de protección del transformador de Sub.Mixco N/A 01-may-11 01-jun-11 31-dic-11 Mantenimiento de equipo

Ampliación para maniobras en 69 kV Sub. Petapa N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Rodríguez Briones N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedAmpliación para maniobras en 69 kV Sub. Obispo N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Instalación de equipo por mejora de la RedTraslado de Subestación El Sauce N/A 01-abr-10 01-may-10 31-dic-10 Reubicación de subestación

MANTENIMIENTOS TRELECAÑO ESTACIONAL 2012-2013



3.2.5 MANTENIMIENTOS TREO

EquipoTiempo del




comienzo


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

Línea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 02-may-12 01-may-12 02-may-12 Entronque de la línea para Subestación Huehuetenango IILínea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 05-may-12 04-may-12 05-may-12 Entronque de la línea para Subestación CovadongaLínea 230kV Xacbal - La Esperanza 0.33 17-may-12 16-may-12 17-may-12 Mantenimiento de línea de 230kV

MANTENIMIENTOS TREOAÑO ESTACIONAL 2012-2013

4. CONCLUSIONES

1. Para el periodo mayo 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 mediante 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 3.034 millones de barriles debunker y 467 mil toneladas métricas de carbón.

3. La producción de energía hidráulica para este Año Estacional se espera esté arriba un 11.5 % delpromedio histórico.

4. La importación desde México para el Año Estacional se estima en 512.7 GWh, los cuales son requeridospor despacho económico que se suma a la generación local. No obstante, tal como se indicaanteriormente, con el parque generador nacional se cuenta con la suficiente potencia y energía para suplirtoda la demanda local y la exportación estimada para el Sistema Eléctrico Regional.

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.

5. CALCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS

Según lo indicado en la NCC-13, numeral 13.12.1, se presentan de forma indicativa, los bloques de energíamensual correspondientes a las centrales hidroeléctricas, calculados con una probabilidad de excedencia decaudales de 80 % y 95 %.



MES AGUACAPA EL CANADA CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA JURUN MARINALÁ LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTE CRISTO MATANZAS PANAN FA PANAN REG.05/2012 14.9711 14.011 1.2875 41.73 1.1129 15.7937 2.04704 4.98055 3.7469 1.6448 0.23729 1.798206/2012 16.40463 15.811 2.7833 146.62 1.4058 15.7947 5.8326 9.8615 4.228 3.3468 0.40463 3.151907/2012 22.2579 16.217 5.2647 133.18 2.0574 14.6369 5.421 13.6633 4.3367 4.9827 0.38176 2.891508/2012 22.6697 19.315 4.8573 151.46 2.5769 14.1624 6.4676 11.7606 5.1652 4.378 0.37638 2.543409/2012 34.1876 20.158 4.2933 177.17 2.6497 14.2342 9.2364 16.1128 5.1425 4.5128 0.63345 4.728210/2012 26.3509 19.508 3.8654 177.55 2.7601 13.8476 9.5442 11.5028 5.2169 4.8679 0.58238 4.472211/2012 15.9022 12.434 1.8437 91.163 2.4366 8.12539 3.3617 4.6112 3.325 3.6065 0.3969 2.744212/2012 12.8621 12.424 1.2695 103.19 2.1583 7.183 1.67355 4.2992 3.3223 2.8748 0.24614 2.012101/2013 11.7249 10.609 1.3131 85.926 1.8232 9.636 1.56969 4.27972 2.837 3.107 0.18964 1.40102/2013 10.5868 8.9417 0.80756 39.609 1.4482 9.5797 1.03644 3.68468 2.3911 2.1873 0.14023 1.116303/2013 10.24253 9.6011 0.80722 38.063 1.3523 12.0954 1.23783 4.2331 2.5675 2.1084 0.14309 1.167704/2013 12.3328 9.9867 0.76281 36.583 1.2058 11.3247 1.32792 3.292855 2.6706 1.6215 0.11911 1.0136

MES PASABIEN EL PORVENIR POZA VERDE RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA XACBAL05/2012 2.3292 1.4768 2.5942 2.166 7.2697 9.3697 0.85865 4.1156 0.96766 3.3333 1.9275 17.66106/2012 3.6624 1.4764 3.558 2.2801 8.4038 17.889 0.97853 5.1984 1.3828 3.8543 4.1251 32.14407/2012 4.6875 1.5256 4.4391 2.6361 8.7845 31.537 0.77577 7.6078 1.8819 3.914 6.3102 59.27508/2012 3.7352 1.5256 4.5203 2.306 10.217 25.464 0.59626 9.5289 1.7389 4.2276 6.6357 54.00709/2012 5.6027 1.4764 6.6395 2.3159 11.58 32.112 0.75879 9.7984 2.0567 4.0913 8.5187 64.18210/2012 6.0486 1.5256 6.0183 3.4512 10.999 40.279 0.66337 10.206 1.9998 4.2276 9.5282 66.18811/2012 4.9575 0.88585 2.8778 4.6714 6.774 26.336 0.40624 9.0103 1.6256 3.0316 5.8255 39.62512/2012 4.4043 1.5256 2.2539 4.9751 6.6894 22.471 0.32499 7.981 1.401 2.9943 4.9995 28.84901/2013 3.5395 1.5256 2.17 3.6304 6.1759 19.806 0.35629 6.7419 1.1773 2.5568 3.5881 23.69702/2013 2.9893 1.378 1.7656 2.7626 4.8697 11.472 0.33634 5.3553 0.97432 1.3632 2.5868 15.27303/2013 2.3746 1.5256 1.851 3.1276 5.4779 10.681 0.42857 5.0005 0.39505 1.8686 2.0526 16.55904/2013 1.9191 1.4764 1.7993 2.3447 5.4093 9.2229 0.49675 4.4589 0.73964 2.372 2.0235 13.849

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 80% (GWh)

MES AGUACAPA EL CANADA CHOLOMA CHIXOY CANDELARIA JURUN MARINALÁ LOS ESCLAVOS LAS VACAS MONTE CRISTO MATANZAS PANAN FA PANAN REG.05/2012 8.028 10.792 1.025 37.017 0.942 22.037 1.098 3.275 2.886 1.255 0.178 1.36306/2012 10.112 14.120 1.796 93.574 1.186 24.273 3.512 5.195 3.776 2.284 0.289 2.32307/2012 14.426 14.239 4.201 101.930 1.805 19.702 3.479 8.485 3.808 3.517 0.265 1.77308/2012 13.391 14.365 3.646 80.223 2.345 22.902 3.844 6.663 3.841 3.393 0.260 1.67709/2012 21.649 14.388 3.401 148.900 2.399 22.193 9.188 9.249 3.848 2.666 0.517 3.96610/2012 10.578 15.748 2.774 80.781 2.488 19.431 8.526 7.243 4.211 4.159 0.395 3.31711/2012 11.948 8.256 1.022 37.545 2.241 10.609 3.274 3.333 2.208 2.760 0.218 1.54912/2012 9.038 10.252 0.818 37.232 1.937 13.136 1.084 2.831 2.742 2.469 0.148 1.22801/2013 2.991 8.064 0.996 40.984 1.619 12.126 0.947 2.939 2.157 2.486 0.098 0.62602/2013 8.456 6.807 0.372 33.600 1.220 11.231 0.685 1.841 1.820 1.647 0.070 0.48203/2013 7.922 7.625 0.463 37.200 1.212 13.759 0.734 3.297 2.039 1.495 0.065 0.47704/2013 9.162 7.574 0.414 36.000 1.056 15.573 0.871 2.123 2.025 1.039 0.045 0.310

MES PASABIEN EL PORVENIR POZA VERDE RIO BOBOS EL RECREO RENACE EL SALTO SECACAO SAN ISIDRO SANTA MARIA SANTA TERESA XACBAL05/2012 1.387 1.477 1.572 1.875 5.791 7.616 0.659 3.483 0.823 2.557 1.438 13.57006/2012 2.571 1.476 2.035 1.634 7.310 12.968 0.637 4.387 1.196 3.403 3.266 21.33907/2012 3.006 1.526 3.370 1.335 7.853 22.182 0.595 6.675 1.618 3.475 4.762 37.72508/2012 1.547 1.526 2.115 1.416 7.642 17.759 0.406 8.672 1.619 3.419 4.724 39.75609/2012 3.487 1.476 3.840 1.564 8.714 26.290 0.498 8.870 1.802 3.470 6.096 40.95310/2012 4.479 1.526 3.218 1.483 8.831 30.440 0.277 9.201 1.647 3.755 6.784 39.38311/2012 3.348 0.886 2.246 3.004 4.769 19.817 0.221 8.287 1.352 2.004 4.683 27.68312/2012 2.369 1.526 1.765 3.522 5.558 17.358 0.287 7.163 1.205 2.471 3.979 20.38801/2013 2.249 1.526 1.613 3.207 4.465 16.391 0.223 5.988 0.914 1.984 2.903 14.87602/2013 1.613 1.378 1.230 1.873 3.671 8.769 0.198 4.512 0.702 1.363 1.832 9.50103/2013 1.592 1.526 1.078 2.412 4.165 8.847 0.323 4.480 0.395 1.838 1.521 7.87804/2013 1.031 2.405 1.167 2.016 4.035 6.612 0.478 3.904 0.518 1.825 1.598 10.181

ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOSCON UNA PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA DE CAUDALES DE 95% (GWh)

PROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I. PROVISORIA · El indicador más importante que representa el...

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