ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO S.N.I.
DEFINITIVA
MAYO 2014- ABRIL 2015
REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO DEFINITIVA
NOVIEMBRE 2016- ABRIL 2017
0 0.25 0.5 0.75 1
Riesgo de Déficit (%)
2016 2017
42.53 44.76
44.85 46.09
45.60 44.92
57.96 58.63 58.29 58.77 58.74 58.358
18.00 28.00 38.00 48.00 58.00 68.00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr.
Composición de la energía mensual producida en el S.N.I.
Noviembre 2016 - Abril 2017
Renovable No Renovable POE promedio($/MWh) Precio Intl. Carbón ($/TM)
GENERACIÓN RENOVABLE 75.5%
GENERACIÓN NO RENOVABLE
23.0%
IMP. MÉXICO 1.5%
Composición de la energía noviembre 2016 - abril 2017
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO VERSIÓN DEFINITIVA
NOVIEMBRE 2016 – ABRIL 2017
ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA
GERENCIA DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
CONTENIDO
1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO PERIODO NOVIEMBRE 2016 - ABRIL 2017
1.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I.
1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA 1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS 1.4. OFERTA
1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES
1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL 1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA
1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES
1.9. CRITERIOS APLICADOS PARA LA REALIZACIÓN DEL DESPACHO DE CARGA DE LARGO PLAZO
2. RESULTADOS
2.1. PROGRAMA DE DESPACHO DE CARGA DEL S.N.I. NOV 2016-ABR 2017 2.2. COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA NOV 2016-ABR 2017
2.3. REQUERIMIENTO DE COMBUSTIBLE NOV 2016-ABR 2017
2.4. COTAS DE EMBALSES CORRESPONDIENTES AL VALOR DE AGUA MÁXIMO DECLARABLE
2.5. COSTOS MARGINALES POR BLOQUE HORARIO
2.6. COSTOS DE OPORTUNIDAD ESTIMADO DEL AGUA DE CENTRALES CON EMBALSE ESTACIONAL
2.7. IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DE RIESGO DE VERTIMIENTO Y ESCASES DE OFERTA HIDROELÉCTRICA
2.8. CALENDARIO DE PRUEBAS DE POTENCIA MÁXIMA 3. MANTENIMIENTOS MAYORES
3.1. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN 3.2. MANTENIMIENTOS DE TRANSMISIÓN
3.2.1. MANTENIMIENTOS ETCEE
3.2.2. MANTENIMIENTOS DUKE TRANSMISIÓN 3.2.3. MANTENIMIENTOS RECSA
3.2.4. MANTENIMIENTOS TRELEC 3.2.5. MANTENIMIENTOS TREO
3.2.6. MANTENIMIENTOS TRANSMISORA DE ENERGÍA RENOVABLE, S.A.
3.2.7. MANTENIMIENTOS EMPRESA PROPIETARIA DE LA RED, S.A.
3.2.8. ADICIONES TRECSA 4. CONCLUSIONES
5. ESTIMACIÓN DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
6. CÁLCULO DE LA ENERGÍA MENSUAL DE GENERADORES HIDROELÉCTRICOS 7. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE SEGURIDAD OPERATIVA PARA LA PROGRAMACIÓN DE
LARGO PLAZO DEL AÑO ESTACIONAL
4 /7 1. PREMISAS PARA LA ELABORACIÓN DE LA REPROGRAMACIÓN DE LARGO PLAZO
NOVIEMBRE 2016- ABRIL 2017
1.1. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL S.N.I Análisis del Comportamiento Histórico de la Demanda.
A partir del año 1,985 los principales parámetros de la Demanda de Energía Eléctrica, muestran un crecimiento considerable y constante, el cual se mantuvo hasta el año 2000 presentando un promedio incremental de 8.5 %, a partir del año 2000 se presentó una desaceleración de tal forma que el promedio de crecimiento para la potencia de 2001 a 2007 fue de 4.81% y para la energía de 5.54 %, situación que se vio agravada en el año 2008, presentándose para el periodo 2008-2011 un crecimiento promedio de 0.83% para la potencia y de 2.09% para la energía. Para el periodo 2012-2015 se tuvo un crecimiento de 2.91% para la potencia y 3.69% para la energía, se presenta un resumen de las demandas de potencia y energía para el periodo 2000 a 2015.
AÑO Potencia (MW) % Energía (MWh) % PIB * %
2000 1039 5352 143,558 2.55%
2001 1087 4.55% 5645 5.47% 146,978 2.38%
2002 1141 5.01% 6005 6.37% 152,661 3.87%
2003 1195 4.72% 6295 4.83% 156,525 2.53%
2004 1266 5.93% 6677 6.07% 161,458 3.15%
2005 1290 1.92% 6910 3.50% 166,722 3.26%
2006 1383 7.17% 7357 6.46% 175,691 5.38%
2007 1443 4.40% 7804 6.08% 186,767 6.30%
2008 1430 -0.93% 7853 0.63% 192,895 3.28%
2009 1472 2.97% 7926 0.93% 193,910 0.53%
2010 1468 -0.31% 8134 2.62% 199,474 2.87%
2011 1491 1.59% 8473 4.17% 207,776 4.16%
2012 1533 2.80% 8730 3.03% 213,947 2.97%
2013 1564 2.00% 8945 2.46% 221,857 3.70%
2014 1636 4.63% 9273 3.67% 231,286 4.25%
2015 1672 2.21% 9792 5.60% 240,833 4.13%
* Millones de quetzales constantes a precios de 2001
DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA 2000-2015
El indicador más importante que representa el desarrollo de la actividad económica del país es el Producto Interno Bruto en precios de mercado constante, esto es manteniendo el poder adquisitivo de la moneda para cierto año establecido, en nuestro caso la base más reciente determinada por el Banco de Guatemala es a precios constantes de 2001. La generación eléctrica y el PIB, presentan una gran correlación. Se recopilaron los datos del PIB, teniendo como fuentes de información el Banco de Guatemala, para esta proyección se han utilizado los datos de PIB constante, con la base de cálculo publicada en abril de 2004 por el Banco de Guatemala, de la cual se tienen datos desde el año 1990.
La correlación mencionada se demuestra gráficamente a continuación.
5
125,000 145,000 165,000 185,000 205,000 225,000 245,000
5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 9500 10000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Energía MWh
Energía y PIB histórico
Energía (MWh) PIB *
125,000 145,000 165,000 185,000 205,000 225,000 245,000
1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Potencia MW
Potencia y PIB histórico
Potencia (MW) PIB *
Formulación del Modelo de Proyección Global de la Demanda.
En el análisis para la formulación se investigaron las siguientes variables:
Variables dependientes: Demanda Máxima del Año Estacional y Demanda de Energía anual.
Variables independientes: Producto Interno Bruto en precio constante de 2001 y el tiempo en años.
Los modelos econométricos probados fueron tanto de regresión simple como de regresión múltiple, se realizaron también pruebas con modelos autorregresivos.
Después de varias pruebas se adopto el siguiente modelo para la proyección global de la demanda.
Potencia Máxima = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(11)) Energía Anual = C1*(PIB) + C2*(Tiempo) + C3(AR(1)) + C4(MA(10)) Donde el Tiempo se mide en años, siendo el tiempo “1” el año 1,990.
El modelo de proyección de potencia y energía, busca caracterizar de la forma más realista y simple posible,
la dependencia de la demanda con su propio histórico reciente y las variables que representen el
comportamiento esperado de la actividad económica para el periodo de estimación de la proyección. El
modelo adoptado tiene la capacidad de simular y aplicar diferentes órdenes de auto correlación a la
proyección, con el objetivo de evaluar los mejores coeficientes para cada uno de los diferentes órdenes
simulados (modelo autoregresivo de orden p o AR(p)), por lo que para evaluar diferentes ordenes de auto
regresión, no podemos considerar como muestra (sample), la totalidad de los datos con los que se cuente, ya
que el modelo no podría evaluar años en los que no se poseen datos para comparar el orden p que se está
trabajando. Adicionalmente para evaluar los coeficientes de correlación resultantes para los diferentes
ordenes, es recomendable realizarlo con la misma muestra de datos.
6 /7 La figura No. 1 muestra el comportamiento estadístico del modelo de proyección.
Dependent Variable: ENERGIA Dependent Variable: POTENCIA
Method: Least Squares Method: Least Squares
Date: 01/29/16 Time: 10:44 Date: 01/29/16 Time: 15:16
Sample (adjusted): 1991 2015 Sample: 1991 2015
Included observations: 25 after adjustments Included observations: 25
Convergence achieved after 19 iterations Convergence achieved after 34 iterations
MA Backcast: 1981 1990 MA Backcast: 1980 1990
Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob.
TREND -51.35642 55.51538 -0.925085 3.65E-01 TREND 34.27113 2.89E+01 1.185856 0.2489
PIB35 0.046684 0.005966 7.824907 0 PIB35 0.002572 0.002637 0.97554 0.3404
AR(1) 0.734284 0.077898 9.426212 0.00E+00 AR(1) 0.972857 0.090356 10.7669 0.00E+00
MA(10) -0.970996 1.92E-02 -50.5565 0.00E+00 MA(11) -0.881058 0.054319 -16.22018 0.00E+00
R-squared 0.999429 Mean dependent var 6140.26 R-squared 0.997662 Mean dependent var 1137.979 Adjusted R-squared 0.999347 S.D. dependent var 2264.362 Adjusted R-squared 0.997328 S.D. dependent var 376.6072 S.E. of regression 57.84315 Akaike info criterion 11.09899 S.E. of regression 19.46714 Akaike info criterion 8.920979 Sum squared resid 70262.43 Schwarz criterion 11.29401 Sum squared resid 7958.356 Schwarz criterion 9.115999 Log likelihood -134.7374 Hannan-Quinn criter. 11.15308 Log likelihood -107.5122 Hannan-Quinn criter. 8.975069
Durbin-Watson stat 1.82288 Durbin-Watson stat 2.027608
Inverted AR Roots 0.73 Inverted AR Roots 0.97
Inverted MA Roots 1 .81-.59i .81+.59i .31-.95i Inverted MA Roots 0.99 .83-.53i .83+.53i .41-.90i .31+.95i -.31-.95i -.31+.95i -.81-.59i .41+.90i -.14-.98i -.14+.98i -.65-.75i
-.81+.59i -1 -.65+.75i -.95-.28i -.95+.28i
Figura No.1
Según datos proporcionados por la Sección de Cuentas Nacionales del Banco de Guatemala, el Producto Interno Bruto esperado para el año 2016 es de 3.5% y por carecer de proyecciones de la fuente citada se considera que para lo que resta del año estacional la misma proyección.
La proyección de potencia se realiza utilizando el PIB proyectado base. La potencia máxima a generar estimada para el periodo es de 1,730.509 MW (2.2%), la cual se espera en marzo de 2017 y la demanda de energía proyectada es de 5,146.27 GWh (3.09%).
Se espera un factor de carga del S.N.I. para el periodo de 0.685. Esto se visualiza en la siguiente tabla.
POTENCIA ENERGÍA FACTOR DE
MW GWh CARGA
1,730.509 5,146.27 0.685
1.2. DISCRETIZACIÓN DE LA DEMANDA
Para la correcta representación de la demanda en la optimización del despacho, esta fue representada en 9 bloques, los cuales representan los escalones de demanda, a continuación, se presenta la discretización de los mismos para una semana, teniendo en cuenta que el bloque 1 representa la demanda máxima del mes:
De 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 A 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00
Domingo 6 5 9
Lunes Martes
Miércoles 2 1 3 6 7
Jueves 8
Viernes
Sábado 4
9
7
6 5
7
7 1.3. CONDICIONES HIDROLÓGICAS
Condiciones Observadas al 01 de septiembre de 2016
En agosto 2016 la anomalía de la Temperatura Superficial del Mar (TSM) experimentó una pausa en el proceso de enfriamiento en gran parte del Pacífico Ecuatorial Centro-Oriental. De igual manera, a nivel sub- superficial en el Pacífico Ecuatorial se observó una reducción de las anomalías negativas, quedando restringida a una celda ubicada en el Pacífico central y otra más pequeña y superficial en el borde oriental del Pacífico, junto a la costa de Sudamérica. Los índices térmicos de las regiones Niño, excepto en las regiones Niño 1+2, presentan anomalías negativas; así la semana del 24 de agosto la región EN 3 presentó -o.5ºC, y en EN 3.4 de -0.6ºC, mientras que la región EN 1+2 presentó valor positivo de 0.200.
Las condiciones atmosféricas, durante agosto, se caracterizaron por presentar vientos del este en gran parte del Pacífico ecuatorial, mientras que, muy junto a la costa de Sudamérica se registraron ligeros vientos del oeste; además, hacia ambos extremos del Pacífico ecuatorial, se observaron ligeras anomalías de vientos del oeste, mientras que en el sector central del Pacífico se advirtieron anomalías del este. En cuanto a la Radiación de Onda Larga (CLR) se observó gran nubosidad (asociada con precipitaciones) en el norte del Golfo de México el sudeste del Brasil y la región andina sur del Perú Colombia y Venezuela, sur de Centro América, en la región oriental de Colombia y Ecuador, al sur del Perú límite con Bolivia, al igual sobre Australia, Japón e Indonesia que prevalecieron los cielos cubiertos.
El Índice de oscilación del Sur (IOS) en agosto se mantuvo oscilando en valores ligeramente positivos, alcanzando al finalizar el mes el valor de 5.1, lo que refleja el accionar del centro de alta presión del Pacífico Sur durante el mes. Al momento las actuales variables oceánicas y atmosféricas en el Pacífico Tropical, evidencian una pausa en el establecimiento de condiciones frías, auspiciada por una débil repuesta atmosférica al enfriamiento del océano.
El pronóstico estacional generado por el modelo ETA del Centro de Predicción de Tiempo y Clima del Brasil(CPTEC) y del European Centre for Medium-Range Weather Forecasts (ECMWF)-System 4, sugieren para el período septiembre —noviembre 2016, déficit de precipitaciones en el noreste del Brasil, sur de Chile y en Centroamérica; ligeramente húmedo en el oriente de Colombia y Ecuador, noreste de Venezuela.
Estimación para el S.N.I.
Teniendo en cuenta el pronóstico mencionado anteriormente, la previsión de condiciones deficitarias de lluvia para los meses de agosto-octubre en las regiones del país en donde se encuentran las cuencas de las centrales hidroeléctricas.
Para esta Reprogramación preliminar se procede a utilizar el modelo estocástico de estimación de
caudales simulando 50 escenarios hidrológicos mediante series sintéticas, como resultados las series
hidrológicas abajo del promedio que representen en su conjunto el comportamiento registrado al final de la
época lluviosa 2015-2016.
8 /7 1.4. OFERTA
Para la realización de esta programación se considera disponible el parque generador a septiembre de 2016.
FECHA DE INSTALACIO COMBUSTIBLE
PLANTAS UNIDADES DE PLACA EFECTIVA AL SISTEMA Y / O
GENERADORAS MW MW INICIO OPERACIÓN COMERCIAL MUNICIPIO DEPARTAMENTO
SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 3718.756 3304.699 1182.661 1133.475 HIDROELÉCTRICAS
CHIXOY 5 300.000 284.232 27 de noviembre de 1983 San Cristóbal Alta Verapaz N/A
HIDRO XACBAL 2 94.000 100.004 8 de agosto de 2010 Chajul Quiché N/A
PALO VIEJO 2 85.000 87.381 31 de mayo de 2012 San Juan Cotzal Quiché N/A
AGUACAPA 3 90.000 79.759 22 de febrero de 1982 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/A
JURÚN MARINALÁ 3 60.000 59.896 12 de febrero de 1970 Palín Escuintla N/A
RENACE 1 3 68.100 65.102 marzo de 2004 San Pedro Carchá Alta Verapaz N/A
EL CANADÁ 2 48.100 47.203 23 de noviembre de 2003 Zunil Quezaltenango N/A
LAS VACAS 2 39.000 36.932 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 16.052 julio de 1998 Senahú Alta Verapaz N/A
LOS ESCLAVOS 2 15.000 13.350 17 de agosto de 1966 Cuilapa Santa Rosa N/A
MONTECRISTO 2 13.500 13.037 mayo de 2006 Zunil Quetzaltenango N/A
PASABIEN 2 12.750 12.359 22 de junio de 2000 Río Hondo Zacapa N/A
MATANZAS 1 12.000 11.783 1 de julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/A
POZA VERDE 3 12.510 9.556 22 de junio de 2005 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/A
RIO BOBOS 1 10.000 10.533 10 de agosto de 1995 Quebradas, Morales Izabal N/A
CHOLOMA 1 9.700 9.527 11 de diciembre de 2011 Senahú Alta Verapaz N/A
SANTA TERESA 2 17.000 16.686 9 de octubre de 2011 Tucurú Baja Verapaz N/A
PANAN 3 7.320 7.538 18 de septiembre de 2011 San Miguel Panán Suchitepéquez N/A
SANTA MARÍA 3 6.000 6.029 25 de junio de 1927 Zunil Quezaltenango N/A
PALÍN 2 2 5.800 3.924 julio de 2005 Palín Escuintla N/A
CANDELARIA 1 4.600 4.445 mayo de 2006 Senahú Alta Verapaz N/A
SAN ISIDRO 2 3.932 3.400 julio de 2002 San Jerónimo Baja Verapaz N/A
EL CAPULÍN 2 3.500 0.000 1990 Siquinalá Escuintla N/A
EL PORVENIR 1 2.280 2.146 septiembre de 1968 San Pablo San Marcos N/A
EL SALTO 2 2.000 2.371 1938 Escuintla Escuintla N/A
CHICHAÍC 2 0.600 0.456 26 de julio de 1979 Cobán Alta Verapaz N/A
SAN JERÓNIMO 1 0.250 0.200 18 de diciembre de 1996 San Jerónimo Baja Verapaz N/A
VISION DE AGUILA 2 2.070 2.080 29 de diciembre de 2013 Cobán Alta Verapaz N/A
EL MANANTIAL 1 3 3.780 3.302 22 de febrero de 2015 Nuevo San Carlos Retalhuleu N/A
EL MANANTIAL 2 8 27.420 21.861 22 de febrero de 2015 El Palmar Quetzaltenango N/A
EL COBANO 2 11.000 8.851 29 de febrero de 2015 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/A
OXEC 2 26.100 24.838
1 de noviembre de 2015,
8 de noviembre de 2015 Cahabón Alta Verapaz N/A
RENACE 2 114.784 113.964 10 de abril de 2016 San Pedro Carchá Alta Verapaz N/A
LAS FUENTES II 14.165 13.731 22 de mayo de 2016 San Rafael Pie de la Cuesta San Marcos N/A
EL CAFETAL 8.600 8.078 25 de mayo de 2016 Purulha Baja Verapaz N/A
RAAXHA 5.100 3.823 19 de junio de 2016 Chisec Alta Verapaz N/A
FINCA LORENA 4.200 2.917 14 de agosto de 2016 San Rafael Pie de la Cuesta N/A
2249.569 1907.003 TÉRMICAS
TURBINAS DE VAPOR 642.119 588.392
SAN JOSÉ 1 139.000 138.087 01 enero de 2000 Masagua Escuintla Carbón
LA LIBERTAD 1 20.000 17.382 17 agosto 2008 Villa Nueva Guatemala Carbón
ARIZONA VAPOR 1 12.500 3.285 29 septiembre 2008 Puerto San José Escuintla N/A
LAS PALMAS II 2 83.000 76.347 13 de mayo de 2012 Escuintla Escuintla Carbón
GENERADORA COSTA SUR 1 30.200 30.025 11 de agosto de 2013 Guanagazapa Escuintla Carbón
JAGUAR ENERGY 2 300.000 265.84721 de junio de 2015 y 2 de agosto de 2015 Masagua Escuintla Carbón
SAN ISIDRO 1 57.419 57.419 1 de mayo de 2016 Champerico Escuintla Carbón
TURBINAS DE GAS 250.850 137.768
TAMPA 2 80.000 78.403 1995 Escuintla Escuintla Diesel
STEWART & STEVENSON 1 51.000 20.909 24 de diciembre de 1995 Escuintla Escuintla Diesel
ESCUINTLA GAS 3 1 35.000 0.000 1976 Escuintla Escuintla Diesel
ESCUINTLA GAS 5 1 41.850 38.456 noviembre de 1985 Escuintla Escuintla Diesel
LAGUNA GAS 1 1 17.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala Diesel
LAGUNA GAS 2 1 26.000 0.000 1978 Amatitlán Guatemala Diesel
MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA 575.750 561.399
ARIZONA 10 160.000 160.755 abril/mayo 2003 Puerto San José Escuintla Bunker
POLIWATT 7 129.360 125.511 mayo de 2000 Puerto Quetzal Escuintla Bunker
PUERTO QUETZAL POWER 10 59.000 57.342 1993 Puerto Quetzal Escuintla Bunker
LAS PALMAS 5 66.800 66.853 septiembre de 1998 Escuintla Escuintla Bunker
GENOR 4 46.240 41.399 octubre 1998 Puerto Barrios Izabal Bunker
INDUSTRIA TEXTILES DEL LAGO 10 70.000 70.773 1996 Amatitlán Guatemala Bunker
ELECTRO GENERACIÓN 2 15.750 16.223 noviembre de 2003 Amatitlán Guatemala Bunker
COENESA 5 10.000 5.957 Septiembre de 2008 El Estor Izabal Diesel
GENOSA 3 18.600 16.586 14 de julio de 2013 Puerto San José Escuintla Bunker
INGENIOS AZUCAREROS 780.850 619.444
MAGDALENA Varias 110.000 74.659 1994 La Democracia Escuintla Biomasa/Bunker
MAGDALENA EXCEDENTES 1 35.000 15.620 2005-2006 La Democracia Escuintla Biomasa
BIOMASS 2 119.000 114.733B-6 15 de marzo de 2013 y B-7 14/09/2014 La Democracia Escuintla Biomasa/Carbón
PANTALEÓN Varias 60.000 60.000 1991 Siquinalá Escuintla Biomasa/Bunker
LA UNIÓN Varias 68.500 37.958 1995 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Bunker
SANTA ANA BLOQUE 1 Varias 40.000 36.205 1995 Escuintla Escuintla Biomasa/Bunker
SANTA ANA BLOQUE 2 1 64.200 57.647 18 de enero de 2015 Escuintla Escuintla Biomasa/Carbón
MADRE TIERRA 2 28.000 23.643 1996 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Bunker
CONCEPCIÓN Varias 27.500 20.574 1994 Escuintla Escuintla Biomasa/Bunker
TULULÁ 2 31.000 7.886 febrero de 2001 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa/Bunker
TULULÁ 4 1 19.000 9.465 24 de mayo 2013 Cuyotenango Suchitepéquez Biomasa
TRINIDAD 3 1 19.800 20.383 noviembre 2011,octubre 2012 Masagua Escuintla Biomasa/Bunker
TRINIDAD 4 1 46.000 41.121 1 de mayo de 2015 Masagua Escuintla Biomasa/Carbón
EL PILAR 3 1 22.850 12.935 1 de marzo de 2013 San Andrés Villa Seca Retalhuleu Biomasa/Bunker
PALO GORDO BLOQUE 2 1 46.000 41.726 8 de noviembre de 2015 San Antonio Suqchitepequez Suchitepéquez Biomasa/Carbón
GENERADORA SANTA LUCIA 1 44.000 44.889 9 de noviembre de 2014 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla Biomasa/Carbón
GEOTÉRMICAS 49.200 33.561
ORZUNIL 7 24.000 12.728 20 de agosto de 1999 Zunil Quezaltenango N/A
ORTITLAN 2 25.200 20.833 01 julio 2007 San Vicente Pacaya Escuintla N/A
SOLAR FOTOVOLTAICA 80.000 80.000
HORUS 1 8 50.000 50.000 9 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A
HORUS 2 3 30.000 30.000 26 de julio de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A
EÓLICAS 75.900 75.900
SAN ANTONIO EL SITIO 16 52.800 52.800 19 de abril de 2015 Villa Canales Guatemala N/A
VIENTO BLANCO 7 23.100 23.100 6 de diciembre de 2015 San Vicente Pacaya Escuintla N/A
POTENCIA UBICACIÓN
9 A continuación, se presenta el detalle de los Generadores Distribuidos Renovables (GDR)
81.426 74.760
GENERADOR DISTRIBUIDO RENOVABLE
HIDROELECTRICA SANTA ELENA 2 0.560 0.560 1 de diciembre de 2008 Escuintla Escuintla N/A
KAPLAN CHAPINA 1 2.000 2.000 1 de junio 2009 Pueblo Nuevo Viñas Santa Rosa N/A
HIDROELECTRICA CUEVA MARIA 1 Y 2 5 4.950 4.950 1 de octubre de 2009 Cantel Quetzaltenango N/A
HIDROELECTRICA LOS CERROS 1 1.250 1.250 1 de febrero de 2010 San José El Rodeo San Marcos N/A
HIDROELECTRICA COVADONGA 2 1.600 1.500 1 de julio de 2010 Nuevo San Carlos Retalhuleu N/A
HIDROELECTRICA JESBON MARAVILLAS 2 0.750 0.750 1 de agosto de 2010 Malacatán San Marcos N/A
CENTRAL GENERADORA EL PRADO (Sn Ant Morazán) 1 0.500 0.500 1 de diciembre de 2010 Colomba Quetzaltenango N/A
HIDROELECTRICA FINCA LAS MARGARITAS 5 0.438 0.438 1 diciembre de 2010 San Francisco Zapotitlán Suchitepéquez N/A
HIDROPOWER SDMM 1 2.160 1.908 1 de abril de 2011 Escuintla Escuintla N/A
HIDROELECTRICA LA PERLA 1 3.700 3.610 1 de octubre de 2011 San Miguel Tucurú Alta Verapaz N/A
HIDROELECTRICA SAC-JA 2 2.000 2.000 1 de octubre 2011 Purulhá Baja Verapaz N/A
HIDROELECTRICA SAN JOAQUIN 1 0.950 0.800 1 de enero 2012 San Cristóbal Verapaz Alta Verapaz N/A
HIDROELECTRICA LUARCA 2 0.510 0.510 16 de junio 2012 Mazatenango Suchitepéquez N/A
HIDROELECTRICA FINCA LAS MARGARITAS FASE 2 1 1.710 1.600 22 de agosto de 2012 San Francisco Zapotitlán Suchitepéquez N/A
HIDROELECTRICA EL LIBERTADOR 1 2.000 2.041 24 de noviembre de 2013 Chiquimulilla Santa Rosa N/A
HIDROELECTRICA LAS VICTORIAS 2 1.200 1.000 26 de febrero de 2013 Masagua Escuintla N/A
EL CORALITO 1 2.100 1.4791 de julio de 2013 Y 28 de junio de 2015 Santa Bárbara Suchitepéquez N/A
EL ZAMBO 1 0.980 0.980 28 de julio de 2013 San Francisco Zapotitlán Suchitepéquez N/A
GENERADORA DEL ATLANTICO VAPOR 1 2.603 2.603 8 de diciembre de 2013 Morales Izabal Biomasa
GENERADORA DEL ATLANTICO BIOGAS 3 1.300 1.275 8 de diciembre de 2013 Morales Izabal Biogas
HIDROELECTRICA MONTE MARIA 2 0.691 0.691 1 de enero de 2014 Sactepequez Sn Juan Alotenango N/A
HIDROELECRICA HIDROAGUNA 1 2.000 2.032 5 de abril de 2014 Santa Lucía Cotzumalguapa Escuintla N/A
CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA SIBO 5 5.000 5.000 1 de mayo de 2014 Estanzuela Zacapa Fotovoltaica
HIDROELECTRICA LA PAZ 2 0.475 0.950 17 deagosto de 2014 Masagua Escuintla N/A
HIDROELECTRICA EL IXTALITO 1 1.634 1.597 14 de septiembre de 2014 Nuevo Progreso San Marcos N/A
HIDROELECTRICA GUAYACAN 2 2.900 2.700 9 de noviembre de 2014 Taxisco Santa Rosa N/A
HIDROELECTRICA TUTO DOS 1 0.960 0.960 18 de noviembre de 2014 La Libertad Huehuetenango N/A
HIDROELECTRICA SANTA TERESA 1 1.900 1.900 16 de enero de 2015 San Lucas Tolimán Sololá N/A
HIDROELECTRICA EL PANAL 1 2.500 2.500 12 de febrero de 2015 Chiquimulilla Santa Rosa N/A
HIDROELECTRICA PACAYAS 2 2.500 5.000 25 de marzo de 2015 San Cristóbal Verapaz Alta Verapaz N/A
BIOGAS VERTEDERO EL TREBOL 1 1.200 1.200 25 abril de 2015 Guatemala Guatemala Biomasa
HIDROELECTRICA SAMUC 1 1.200 1.200 14 de mayo de 2015 San Cristobal Verapaz Alta Verapaz N/A
HIDROELECTRICA CONCEPCION 1 0.150 0.150 19 de julio de 2015 Nuevo San Carlos Retalhuleu N/A
GAS METANO GABIOSA 1 1.056 1.056 19 de julio de 2015 La Gomera Escuintla Biomasa
HIDROELECTRICA SAN JOSE 1 0.430 0.430 30 de julio de 2015 San Cristobal Verapaz Alta Verapaz N/A
HIDROELECTRICA PEÑA FLOR 1 0.499 0.499 27 de octubre de 2015 Pueblo Nuevo Suchitepéquez N/A
HIDROELECTRICA SANTA ANITA 1 1.560 1..56 21 de diciembre de 2015 Villa Canales Guatemala N/A
HIDROELECTRICA CERRO VIVO 1 2.400 1.203 24 de enero de 2016 Chinautla Guatemala N/A
HIDROELECTRICA MAXANAL 1 2.800 2.800 16 de febrero de 2016 Santa Bárbara Suchitepequez N/A
HIDROELECTRICA LAS UVITAS 1 1.870 1.870 16 de marzo de 2016 Yepocapa Chimaltenango N/A
HIDROELECTRICA LA LIBERTAD 1 9.440 9.268 20 de marzo de 2016 El Asintal Retalhuleu N/A
Se considera que el servicio de Reserva Rápida (RRa), se cubrirá con ofertas de las siguientes centrales:
Tampa, Poliwatt, Las Palmas y Arizona. Adicionalmente se considera que el servicio de RRO será prestado por las centrales: Xacbal, Las Vacas, Canadá, Poliwatt y Arizona, centrales que normalmente ofertan y prestan estos servicios.
Mantenimientos
La programación de mantenimientos de generación se realizó respetando, en lo posible, las fechas propuestas por los Agentes, considerando las ventanas de tiempo propuestas, considerando como premisa básica el mantener la mayor disponibilidad del parque generador. Dentro los mantenimientos con mayor relevancia se encuentran:
Hidroeléctrica Chixoy que tiene programado mantenimiento mayor durante los primeros meses de 2017, una a la vez, por lo que durante estos meses contará con el 80 % de su capacidad instalada.
La Central Generadora Eléctrica San José que informa la realización de su mantenimiento mayor con una duración 25 días en octubre-noviembre de 2016.
La Central Generadora Jaguar informa la realización de su mantenimiento mayor de 30 días para
cada unidad, iniciando el 20 de noviembre de 2016 y finalizando el 3 de enero de 2017, habiendo una
simultaneidad entre unidades de 15 días en la realización del mismo.
10 /7 1.5. EXPORTACIONES E IMPORTACIONES
1.5.1 Exportaciones: Se estima una exportación hacia el Mercado Eléctrico Regional (MER) de 474.56 GWh, incluyendo los Contratos Firmes y las transacciones de oportunidad, no se estiman importaciones del MER.
El procedimiento de estimación e integración es el siguiente:
Se obtienen las mediciones comerciales horarias para la energía que ha sido exportada hacia el MER para cada uno de los nodos frontera, Ahuachapán y San Buenaventura para el último año calendario, se hace un ordenamiento de estas mediciones, congruente con el formato de la carga horaria, luego se integra la misma de la forma definida en el numeral 1.2. En términos generales la estimación se limita a replicar lo exportado en el último año calendario, e integrarlo de forma que lo exige la Programación de Largo Plazo. Se han realizado ensayos para estimar las posibles transacciones de energía hacia el MER utilizando estudios coordinados de despacho de carga regionales, pero la experiencia nos ha demostrado que no es adecuado utilizar estos resultados, debido a que los mismos son resultado de una optimización hidrotérmica y las transacciones reales se ven limitadas por condiciones fuera del ámbito de la optimización, como lo son voluntades políticas y restricciones financieras.
1.5.2 Importaciones: Se considera para todo el Año Estacional las siguientes ofertas de importación:
a) 120 MW de potencia, regida por el despacho económico al costo variable estimado según las variables presentadas por ECOE-INDE y CFE de México.
b) 120 MW de potencia, regida por el despacho económico, al costo variable establecido en la metodología de costos variables presentada por Energía del Caribe.
1.6. COSTOS VARIABLES DE ENERGÍA POR CENTRAL
Para la determinación de los costos variables de generación de cada unidad, se consideran la proyección de costos de combustibles según el Short Term Energy Outlook de la Energy Information Administration, publicado en septiembre de 2016, de la forma establecida en la Norma de Coordinación Comercial No. 2, numeral 2.2.1, con la única variación de utilizar como costo base para la proyección los costos más recientes declarados del mes de agosto de 2016, con lo que para el periodo de la RPLP se proyectan los siguientes precios:
Promedio Máximo Mínimo
WTI (US$/BBL) 44.67 47.00 44.00
Bunker (US$/BBL) 36.35 36.71 36.01 Diesel (US$/BBL) 56.78 60.03 54.97 Carbón(US$/TM) 58.46 58.77 57.96 Gas Natural(US$/MBTU) 2.88 3.05 2.69
En el caso de los ingenios cogeneradores sin la posibilidad de utilizar carbón para generación y Tululá bloque
3, los costos variables proyectados en época de no zafra son elevados, se debe a que no se prevé despacho
para estos bloques en época de no zafra por lo que continúan con costos de inventario de combustible
elevados.
11 Los costos de las centrales generadoras térmicas se calcularon utilizando las metodologías de integración de costos presentadas por los agentes representantes, los cuales se muestran a continuación:
NEMO PLANTA nov-16 dic-16 ene-17 feb-17 mar-17 abr-17
PGO-B2 PALO GORDO 2 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07 7.07
MAG-B4 MAGDALENA BLOQUE 4 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63
TND-B3 TRINIDAD 3 3.33 3.33 3.33 3.33 3.33 3.33
EPI-B1 EL PILAR BLOQUE 1 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 EPI-B2 EL PILAR BLOQUE 2 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 EPI-B3 EL PILAR BLOQUE 3 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 9.73 SJO-C SAN JOSE 42.23 42.54 42.38 42.60 42.59 42.41 GCS-C COSTA SUR 56.99 57.42 57.20 57.51 57.49 57.25 LPA-C LAS PALMAS CARBON 50.43 50.94 50.68 51.04 51.02 50.73 LLI-C LA LIBERTAD 48.23 48.32 48.44 48.43 48.34 48.74
TND-B4 TRINIDAD 4 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34
TND-B5 TRINIDAD 5 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34 7.34
MEX-I INTERCONEXIÓN CON MÉXICO 78.79 78.79 80.40 78.79 73.96 73.96 CAR-I ENERGÍA DEL CARIBE 45.60 48.39 49.67 49.48 45.84 43.91 ARI-O ARIZONA 66.46 66.68 66.22 67.19 66.60 66.95 LPA-B1 LAS PALMAS 69.72 69.95 69.47 70.49 69.87 70.24 PWT-B POLIWAT 66.47 66.72 66.19 67.31 66.63 67.03
GEN-B1 GENOR 76.66 76.89 76.40 77.43 76.81 77.18
PQP-B PUERTO QUETZAL POWER 82.43 82.70 82.13 83.35 82.61 83.05 TDL-B GENERADORA DEL ESTE 65.71 65.99 65.42 66.62 65.89 66.32 ELG-B ELECTRO GENERACION 65.71 65.99 65.42 66.62 65.89 66.32
GGO-B GENOSA 76.94 77.17 76.69 77.72 77.09 77.46
STL-C SANTA LUCÍA 59.53 60.00 59.76 60.10 60.08 59.81 JEN-C JAGUAR ENERGY 44.20 44.46 44.32 44.51 44.50 44.35 MTI-BZ MADRE TIERRA ZAFRA 80.56 80.92 80.18 81.74 80.79 81.35 MTI-BNZ MADRE TIERRA NO ZAFRA 94.78 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A.
MAG-B6 MAGDALENA GRUPO 6 22.64 22.72 22.68 22.74 22.74 22.69 MAG-B5 MAGDALENA GRUPO 5 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39 6.39 MAG-B7 MAGDALENA GRUPO 7 22.48 22.57 22.53 22.59 22.59 22.54 MAG-B1 MAGDALENA GRUPO 1 165.77 166.45 165.04 168.03 166.21 167.28 TUL-B1 TULULA BLOQUE 1 154.55 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 TUL-B2 TULULA BLOQUE 4 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 COE-D COENESA 190.55 186.42 190.10 194.49 196.98 199.99 TAM-G TAMPA 162.83 158.86 162.40 166.62 169.01 171.90 S&S-D STEWART & STEVENSON 249.68 243.54 249.01 255.53 259.23 263.70 ESC-G3 ESCUINTLA GAS 3 371.61 361.44 370.50 370.50 370.50 370.50 ESC-G5 ESCUINTLA GAS 5 315.01 306.36 314.06 323.25 328.46 334.76 LAG-G2 LAGUNA GAS 2 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 367.08 CON-B CONCEPCION 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41 26.41 LUN-B LA UNION 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84 20.84 MAG-B3 MAGDALENA BLOQUE 3 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85 13.85 PNT-B1 PANTALEON BLOQUE 1 18.27 18.27 18.27 18.27 18.27 18.27 PNT-B3 PANTALEÓN BLOQUE 3 17.17 17.17 17.17 17.17 17.17 17.17 SAA-B2 SANTA ANA BLOQUE 2 43.50 43.83 43.66 43.89 43.88 43.69 SAA-B SANTA ANA 18.89 18.89 18.89 18.89 18.89 18.89 SAA-C SANTA ANA CARBÓN 43.50 43.83 43.66 43.89 43.88 43.69 SIS-C SAN ISIDRO 51.92 52.13 52.02 52.17 52.16 52.04
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN
$/MWh
12 /7 1.7. MODELACIÓN DE LA MÁQUINA DE FALLA
El déficit se modela en escalones simulando máquinas térmicas ficticias adicionales denominadas Máquinas de Falla, se simulan cuatro máquinas de fallas de acuerdo a los escalones especificados en la NCC-4, las máquinas de falla que representan a los escalones de déficit se modelan con un costo operativo correspondiente al escalón de reducción de demanda según la siguiente tabla:
Donde:
CENS = Costo de energía no servida
Según la NCC4, se adopta un CENS igual a diez veces el cargo unitario por energía de la tarifa simple para usuarios conectados en Baja Tensión sin cargo por demanda de la ciudad de Guatemala, teniendo en cuenta esta disposición los costos operativos para máquinas de falla son los siguientes:
Norma NCC ̶ 4, 4.4
Resolución CNEE o Boletín BOLETIN DE PRENSA CNEE
Vigencia AGOSTO 2016 - OCTUBRE 2016
Tipo de cambio [Q] 02/08/2016 7.55883
Baja Tensión Simple Trimestral Tarifa No Social en [Q/KWh] 1.1318
CENS trimestral [$/MWh] 1497.32
Escalon de reducción de demanda [RD] Escalon de costo de falla en % del valor del CENS
Costo operativo correspondiente
[$/MWh]
0% < RD ≤ 2% 16% x CENS 239.6
2% < RD ≤ 5% 20% x CENS 299.5
5% < RD ≤ 10% 24% x CENS 359.4
RD>10% 100% x CENS 1497.3
1.8. EVENTUALES OBSERVACIONES Y RESTRICCIONES
Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo Año Estacional Mayo 2016 – Abril 2017
Los Estudios Eléctricos de Seguridad Operativa para la Programación de Largo Plazo, tienen como fin
mostrar las condiciones esperadas de operación en el Sistema Nacional Interconectado (SNI); para el Año
Estacional en estudio. Como resultado de los estudios realizados se han identificado zonas en los cuales se
tendrán restricciones de transporte, para lo cual será necesario según sea el caso, reducir generación,
generación forzada, restricción de elementos para mantenimientos y posible reducción de demanda ante
13 ciertos mantenimientos; para evitar sobrecarga en equipos o para mantener los niveles de voltaje dentro de los rangos establecidos en las Normas Técnicas.
En la zona central del sistema, la principal restricción está asociada los niveles de voltaje en la red de 69 kV por los niveles de crecimiento de demanda y la transmisión de potencia reactiva desde los centros de generación. En el área de los ingenios generadores en la época de zafra durante la banda de demanda máxima y ante mantenimientos en las líneas de transmisión entre las subestaciones Cocales – Pantaleón – El Jocote – Escuintla en 69 kV, anillo de Escuintla – Los Lirios – Santa Ana en 69 kV y en el transformador de Escuintla 230/69 kV, se hace necesario implementar restricciones de generación y contar con esquemas de control suplementarios para tiro de generación para evitar sobrecargas a elementos por contingencias. Para septiembre 2,016, demanda media, es necesario implementar un Esquema de Desconexión Automático de Carga ante la la apertura del transformador de Escuintla 230/69/13.8 kV 100 MVA, se presentan voltajes de 0.88 P.U. en el área central, específicamente en las subestaciones San Gaspar, Sacos Agrícolas, Nestlé, El Sauce e Irla. Este esquema evitara que los voltajes de estas subestaciones desciendan a valores inferiores de 0.90 P.U.
La zona oriental del sistema, es dependiente de generación local y déficit de potencia reactiva, ante mantenimientos o contingencias se hace necesario despachar generación forzada y restricción de demanda.
En la zona occidental del sistema, se observa el decaimiento de los niveles de voltaje por el crecimiento natural de la demanda, además, es necesario ampliar la capacidad de transformación por el crecimiento de la demanda, ante la realización de mantenimientos y ante contingencias en línea de transmisión en 230 kV entre las subestaciones La Esperanza y Los Brillantes, para la época lluviosa se hace necesaria la restricción de generación y la actuación de esquemas de tiro de generación para reducir la posibilidad de sobrecargas. Dado que ésta zona es el vínculo con la interconexión entre Guatemala y México por las condiciones de operación interconectada es necesario restringir la ejecución de mantenimientos a líneas de transmisión en dicha área.
Para septiembre 2,016 y marzo 2,017, demanda media, es necesario implementar un Esquema de Desconexión Automático de Carga por Bajo Voltaje ante la apertura de la línea de transmisión Chimaltenango – San Juan Gascón 69 kV, se presenta el colapso de tensión en el área occidental. Este esquema suplementario evitara que los valores de voltaje del área occidental desciendan a valores inferiores de 0.90 P.U. Por otro lado, para marzo 2,017 y demanda mínima, ante la apertura de la línea de transmisión Esperanza – Los Brillantes 230 kV, se presenta colapso de tensión en el área occidental, por lo que es necesario implementar un Esquema de Desconexión Automático de Carga por Bajo Voltaje en el área occidental para evitar el colapso de tensión.
Es de suma urgencia promover las ampliaciones necesarias en el sistema eléctrico en 230 kV, de tal manera que se provea de distintas rutas que sean suficientes para la transmisión de potencia desde las centrales generadoras hacia los centros de consumo, manteniendo o mejorando la seguridad y calidad del SNI.
Las obras de transmisión que se consideraron para la realización de este estudio eléctrico son:
14 /7
SEPTIEMBRE 2,016Línea de transmisión Aguacapa - La Vega 230 kV ckt 2 Línea de transmisión La Union - Pacifico 230 kV Línea de transmisión Santa Ana - Pacifico 230 kV Rotaciones de transformadores de ETCEE
Transformador en S/E Melendrez 28 MVA 69/13.8 kV Transformador en S/E Mazatenango 28 MVA 69/13.8 kV Transformador en S/E Quiche 28 MVA 69/13.8 kV Transformador en S/E Moyuta 100 MVA 230/138 kV Transformador en S/E Jalapa 28 MVA 69/13.8 kV Transformador en S/E Panaluya 50 MVA 230/13.8 kV Banco de capacitores en S/E Guatemala Este de 10.8 MVAR Banco de capacitores en S/E Guatemala Este de 10.8 MVAR Banco de capacitores en S/E Puerto Barrios de 5.4 MVAR
MARZO 2,017 Línea de transmisión Santa Ana - Magdalena 230 kV Línea de transmisión Magdalena - La Union 230 kV Línea de transmisión Magdalena - Pacifico 230 kV Línea de transmisión La Union - Madre Tierra 230 kV Línea de transmisión Madre Tierra - Pantaleon 230 kV Línea de transmisión Pantaleon - Siquinala 230 kV Línea de transmision Pacifico - Palestina 230 kV ckt 1 Línea de transmision Pacifico - Palestina 230 kV ckt 2 Línea de transmisión Palestina - Palín 69 kV
Reconductorado de línea de transmisión Escuintla - El Jocote - Pantaleon - Cocales 69 kV Rotaciones de transformadores de ETCEE
Transformador en S/E Escuintla 100 MVA 230/69/13.8 kV Transformador en S/E Palestina 195 MVA 230/69/13.8 kV
