Coordinación de la Información y Análisis Programación de la Operación
Gerencia de Operación del Sistema
Diciembre, 2021 Tegucigalpa, Honduras
Planificación Operativa de Largo Plazo
2022 - 2024
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CONTENIDO
RESUMEN EJECUTIVO ... 6
1 INTRODUCCIÓN ... 8
2 ANTECEDENTES ... 8
3 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL Y PRINCIPALES RESULTADOS DE LA PLANIFICACIÓN OPERATIVA 2022 - 2024 ... 9
4 MODELO DE LARGO PLAZO EN EL OPERADOR DEL SISTEMA ... 15
4.1 CARACTERIZACIÓN Y MODELACIÓN DE LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD ... 15
4.2 GENERACIÓN TÉRMICA (DIÉSEL, BUNKER, CARBÓN) Y PRECIOS DE COMBUSTIBLES ... 21
4.3 GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA ... 25
4.3.1 Modelación de Plantas Hidroeléctricas ... 25
4.3.2 Etapa y año inicial de hidrología ... 28
4.4 PROYECCIÓN DE GENERACIÓN RENOVABLE ... 29
4.4.1 Generación renovable no controlable (solar fotovoltaica y eólica) ... 29
4.4.2 Generación renovable controlable (biomasa y geotérmica) ... 30
4.5 PREMISAS Y CONSIDERACIONES ESPECIALES PARA LA OBTENCIÓN DE LA PLANIFICACIÓN OPERATIVA DE LARGO PLAZO 2022–2024 ... 32
4.5.1 Expansión de Generación y Transmisión ... 32
4.5.2 Modelo Reducido de la Red y Restricciones de Transmisión Consideradas ... 33
4.5.3 Restricciones de Generación Consideradas ... 33
4.5.4 Restricción de volumen meta 2021 “El Cajón” ... 34
4.5.5 Reserva de Regulación Primaria y Secundaria ... 35
4.5.6 Costo de la Energía No Suministrada y Penalidad por Incumplimiento de Reserva ... 35
4.5.7 Compras en el Mercado de Oportunidad Regional ... 35
4.5.8 Plan Anual de Mantenimientos Mayores de Generación y Plan Anual de Mantenimientos de Transmisión .... 36
5 PLAN INDICATIVO DE GENERACIÓN Y PRECIOS ESPERADOS DE LA ENERGÍA ... 37
6 RESULTADOS ADICIONALES Y ASPECTOS DE SENSIBILIDAD ... 44
6.1 EFECTO DE LA HIDROLOGÍA EN LA GENERACIÓN DESPACHABLE... 45
6.2 EFECTO DE LOS DIFERENTES ESCENARIOS DE DEMANDA EN EL PLAN DE GENERACIÓN ... 46
6.3 COMPARACIÓN DE RESULTADOS GENERALES EN LOS DIFERENTES ESCENARIOS ... 51
6.4 BALANCE DE ENERGÍA MENSUAL Y BALANCE DE POTENCIA DE LA DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 2022 ... 54
7 REFERENCIAS ... 63
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INDICE DE TABLAS
TABLA 1CAPACIDAD INSTALADA PREVISTA 2022-2024. ... 10
TABLA 2 POTENCIA DISPONIBLE POR TECNOLOGÍA AÑO 2022, CONSIDERANDO PLANES DE MANTENIMIENTOS MAYORES DE GENERACIÓN, DEPENDENCIA DE VOLUMEN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS REGULABLES Y LA PROYECCIÓN DE GENERACIÓN RENOVABLE NO CONTROLABLE. ... 10
TABLA 3GENERACIÓN ANUAL POR TIPO DE TECNOLOGÍA AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO (CON Y SIN CONSIDERAR LA PROYECCIÓN DE COMPRAS EN EL MEROPORTUNIDAD). ... 12
TABLA 4COMPARACIÓN DE LA DEMANDA ESPERADA AÑO 2022, EN LOS PLANES DE GENERACIÓN 2021(ACT.MAYO) Y 2022.13 TABLA 5 PROYECCIÓN DE LOS VALORES DE DÉFICIT DE POTENCIA Y ENERGÍA PARA LOS AÑOS 2022–2024, ESCENARIO BASE DE DEMANDA. ... 14
TABLA 6DEMANDA MÁXIMA Y DEMANDA DE ENERGÍA ESPERADA AÑO 2022, TRES ESCENARIOS. ... 16
TABLA 7DEMANDA MÁXIMA Y DEMANDA DE ENERGÍA ESPERADA AÑO 2023, TRES ESCENARIOS... 17
TABLA 8DEMANDA MÁXIMA Y DEMANDA DE ENERGÍA ESPERADA AÑO 2024, TRES ESCENARIOS... 17
TABLA 9DEMANDAS MÁXIMAS MENSUALES ESPERADAS AÑO 2022, ESCENARIO BASE. ... 17
TABLA 10CRITERIOS DE INICIALIZACIÓN DE LOS BLOQUES DE DEMANDA EN EL MODELO DE PO DE LARGO PLAZO. ... 19
TABLA 11APROXIMACIÓN DE DEMANDA POR BLOQUES, SEMANA DEL 16 AL 22 DE MAYO DE 2022, ESCENARIO BASE. ... 20
TABLA 12 MAPEO HORA – BLOQUE DE LA APROXIMACIÓN DE DEMANDA POR BLOQUES, SEMANA DEL 16 AL 22 DE MAYO DE 2022, ESCENARIO BASE. ... 21
TABLA 13INVENTARIO DE PLANTAS TÉRMICAS, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024. ... 23
TABLA 14INVENTARIO DE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE EMBALSE, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024 ... 26
TABLA 15INVENTARIO DE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE PASADA, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2021–2023. ... 27
TABLA 16INVENTARIO DE PLANTAS SOLARES, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024. ... 30
TABLA 17INVENTARIO DE PLANTAS EÓLICAS, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024. ... 30
TABLA 18INVENTARIO DE PLANTAS DE BIOMASA, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024. ... 31
TABLA 19INVENTARIO DE PLANTAS GEOTÉRMICAS, OPERATIVAS DEL SIN DURANTE EL PERÍODO 2022–2024. ... 31
TABLA 20PROYECTOS DE GENERACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN CONSIDERADOS EN LA PLANIFICACIÓN OPERATIVA 2022– 2024. ... 32
TABLA 21PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN CONSIDERADOS EN LA PLANIFICACIÓN OPERATIVA 2022– 2024. ... 32
TABLA 22GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE REGULACIÓN AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO... 38
TABLA 23GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTA GEOTÉRMICA AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 38
TABLA 24GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS TÉRMICAS Y PLANTAS DE BIOMASA AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO... 39
TABLA 25GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 39
TABLA 26GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE PASADA AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO... 40
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TABLA 27COMPRAS ANUALES ESPERADAS MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E
HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 40
TABLA 28VERTIMIENTO ANUAL ESPERADO DE GENERACIÓN RENOVABLE VARIABLE POR MOTIVO DE DEMANDA DE LARGO PLAZO Y RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN AÑO 2022,ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 41
TABLA 29COSTOS MARGINALES PROMEDIOS SEMANALES 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA CON Y SIN COMPRAS EN EL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL DE OPORTUNIDAD (HIDROLOGÍA PROMEDIO). ... 44
TABLA 30GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE REGULACIÓN AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA,3 ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA. ... 45
TABLA 31GENERACIÓN ANUAL ESPERADA PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE REGULACIÓN AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA,3 ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA. ... 46
TABLA 32MATRIZ DE GENERACIÓN 2022,4 ESCENARIOS DE DEMANDA (HIDROLOGÍA PROMEDIO). ... 47
TABLA 33VERTIMIENTO DE GENERACIÓN RENOVABLE VARIABLE 2022 PROYECTO POR MOTIVO DE DEMANDA DE LARGO PLAZO Y RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN,3 ESCENARIOS DE DEMANDA, HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 48
TABLA 34COMPARACIÓN DE RESULTADOS GENERALES DE LA PLANIFICACIÓN OPERATIVA 2022–2024 PARA CUATRO ESCENARIOS. ... 53
TABLA 35CONFORMACIÓN DE LA GENERACIÓN PROYECTADA 2022–2024, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 54
TABLA 36SIMULACIÓN BALANCE DE ENERGÍA MENSUAL 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 58
TABLA 37SIMULACIÓN DEL BALANCE DE POTENCIA PICO MENSUAL 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 62
INDICE DE FIGURAS
FIGURA 1CAPACIDAD DE POTENCIA DISPONIBLE CONSIDERANDO LAS PROYECCIONES DE GENERACIÓN RENOVABLE HORARIA AÑO 2022. ... 11FIGURA 2EVOLUCIÓN ESPERADA DEL COSTO MARGINAL PROMEDIO DEL SISTEMA AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 12
FIGURA 3DÉFICIT DE POTENCIA ESPERADO AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 13
FIGURA 4PREVISIÓN DE COMPRAS EN EL MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL AÑO 2022, ESCENARIO BASE DE DEMANDA E HIDROLOGÍA PROMEDIO. ... 14
FIGURA 5DEMANDAS MÁXIMAS MENSUALES ESPERADAS AÑO 2022, ESCENARIO BASE. ... 18
FIGURA 6COMPARATIVO DE LA DEMANDA HORARIA PROYECTADA Y LA DEMANDA POR BLOQUES, SEMANA DEL 16 AL 22 DE MAYO DE 2022, ESCENARIO BASE. ... 20
FIGURA 7COSTO VARIABLE PROYECTADO GENERACIÓN TÉRMICA BUNKER, AÑO 2022. ... 24
FIGURA 8COSTO VARIABLE PROYECTADO GENERACIÓN TÉRMICA DIÉSEL, AÑO 2022. ... 24
FIGURA 9REGISTROS HISTÓRICOS DE APORTES AL EMBALSE DE “EL CAJÓN”1955–2021. ... 29
FIGURA 10PROYECCIÓN DE PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO DE OPORTUNIDAD REGIONAL 2022. ... 36
FIGURA 11 EVOLUCIÓN ESPERADA DEL EMBALSE DE “EL CAJÓN” NOVIEMBRE 2021– DICIEMBRE 2022,25 ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA, ESCENARIO BASE DE DEMANDA. ... 41
FIGURA 12 EVOLUCIÓN ESPERADA DEL EMBALSE DE “CAÑAVERAL” NOVIEMBRE 2021– DICIEMBRE 2022,25 ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA, ESCENARIO BASE DE DEMANDA. ... 42
FIGURA 13EVOLUCIÓN ESPERADA DEL EMBALSE DE “PATUCA” NOVIEMBRE 2021-DICIEMBRE 2022,25 ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA Y ESCENARIO BASE DE DEMANDA. ... 42
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HIDROLOGÍA PROMEDIO Y COMPRAS EN EL MOR. ... 49 FIGURA 16DÉFICIT DE POTENCIA ESPERADO AÑO 2022, ESC. DEMANDA BAJA, HIDROLOGÍA PROMEDIO, CON COMPRAS EN EL
MOR... 49 FIGURA 17DÉFICIT DE POTENCIA ESPERADO AÑO 2022, ESC. DEMANDA BASE, HIDROLOGÍA PROMEDIO, CON COMPRAS EN EL
MOR... 50 FIGURA 18DÉFICIT DE POTENCIA ESPERADO AÑO 2022, ESC. DEMANDA BASE, HIDROLOGÍA PROMEDIO, SIN COMPRAS EN EL
MOR... 50 FIGURA 19DÉFICIT DE POTENCIA ESPERADO AÑO 2022, ESC. DEMANDA ALTA, HIDROLOGÍA PROMEDIO, CON COMPRAS EN EL
MOR... 51
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Resumen Ejecutivo
En noviembre de cada año, el Operador del Sistema realiza una Planificación Operativa del SIN de un horizonte de tres años con el objetivo de obtener una programación indicativa del sistema a mínimo costo, extraer la política operativa de las centrales hidroeléctricas de embalse y calcular los insumos necesarios para determinar los costos bases de generación previstos para el año siguiente. El presente informe detalla los resultados de la Planificación Operativa 2022 – 2024 y describe cada una de las consideraciones realizadas en la preparación de la base de datos utilizada para su obtención.
El ODS siguió los lineamientos especificados en el Reglamento de Operación de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista y la Norma Técnica de Programación de la Operación para la realización de esta planificación de largo plazo, dentro de los cuales se puede mencionar que en la base de datos utilizada se incluyen los parámetros operativos de todo el parque de generación actual y las plantas que se espera que entren al sistema dentro del horizonte de estudio analizado, en este caso particular se destaca la entrada en operación en 2022 de las plantas hidroeléctricas Yaguala y Jilamito, mientras, en 2024 se espera la inclusión de la central hidroeléctrica Tornillito, lo anterior de acuerdo con el “Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2022 - 2031” realizado por la Gerencia de Planificación del Sistema del ODS.
Además, el ODS calculó la proyección de demanda 2022 – 2024 tomando como base la demanda del 2021 y el estudio “Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional de Honduras 2021 – 2035” realizado por la Subgerencia de Planificación y Gestión Comercial, ENEE. En el caso de las plantas que conforman el parque de generación térmico del SIN, el ODS realizó una proyección de costos variables económicos con base a en el precio de combustible de septiembre 2021 en los Estados Unidos y su proyección de corto y largo plazo publicada en la revista Platts para ese mismo mes, para luego internalizarlo a Honduras mediante las consideraciones detalladas en el informe
“Estructura de Precios de los Combustibles” publicado por la Secretaría de Energía también en septiembre.
Asimismo, se obtuvo la proyección del costo variable de operación y mantenimiento de cada una de las plantas térmicas, a partir del CVO&M de estas para el mes de octubre y la proyección del índice de precios al consumidor (CPI) publicada por la Oficina de Administración de Energía de los Estados Unidos (EIA).
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una proyección de generación en base a generación histórica de cada una de ellas. Para la red de transmisión, el ODS utilizó un modelo reducido que permite capturar el impacto económico y operativo de las diferentes congestiones que se presentan en la misma. Se consideraron también, los planes anuales de mantenimientos de generación y transmisión 2022.
De igual forma, se incluyeron los requerimientos de reserva primaria y secundaria de acuerdo con el
“Estudio de Reserva de Regulación para el Sistema Eléctrico de Honduras” realizado por el Departamento de Estudios Eléctricos y Seguridad Operativa. Igualmente, se incluyeron algunas restricciones adicionales de generación y transmisión necesarias para asegurar una operación confiable y segura del sistema eléctrico.
Finalmente, el estudio se inicializa con valores conocidos de los niveles de embalse de las centrales y aportes o caudales similares a los que están ocurriendo en el corto plazo, por lo anterior el ODS utilizó como etapa inicial del modelo, la semana del 01 de noviembre de 2021 y definió como año inicial de hidrología al 2012, además, y con el objetivo de comenzar el 2022 con un nivel embalse en El Cajón adecuado para la operación de la central durante año se definió un volumen meta para finales del 2021 equivalente a 275 m.s.n.m.
Entre los principales resultados encontrados en la Programación de la Operación 2022 podemos destacar:
• Una potencia disponible mínima y máxima de 1,688 MW y 2,382 MW, respectivamente. Misma que considera la proyección de generación renovable, los mantenimientos del parque de generación y la variación de la disponibilidad hidroeléctrica a lo largo del año.
• Una demanda esperada de energía 2022 de 11,340.32 GWh y una demanda de potencia máxima de 1,792.57 MW para el mes de mayo.
• Una generación esperada 2022 mayormente térmica de 4,736.80 GWh que representa el 42% de la demanda total anual, seguido de la generación hidroeléctrica regulable con 2,502.43 GWh representando el 22% de la matriz de generación y un 2% que representan las compras esperadas en el Mercado Eléctrico Regional.
• Un déficit de energía y de potencia de 6.59 GWh y 139.53 MW, respectivamente, considerando compras en el Mercado de Oportunidad y de 15.50 GWh y 175.21 MW sin considerarlas.
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1 Introducción
En el presente informe se describen los resultados de la Planificación Operativa 2022 – 2024 y se detallan cada una de las consideraciones realizadas en la preparación de la base de datos utilizada para su obtención. El informe comienza mostrando algunos antecedentes de la planificación y de la operación del sistema eléctrico nacional, luego hace una descripción minuciosa del modelo de largo plazo del Operador del Sistema y enumera cada una de las especificaciones tomadas para la creación de la base de datos actual. Posteriormente, expone los diferentes resultados del plan indicativo de generación, los precios esperados de energía, la evolución esperada de los embalses, el vertimiento esperado de las plantas de generación renovable variable y las señales de déficit de energía y de potencia esperados. Además, muestra el beneficio de incluir la previsión de compras de energía del Mercado de Oportunidad Regional en la operación del sistema mediante un comparativo de los resultados del plan de generación, entre un escenario que considera las compras y el escenario que no las contempla. Luego, presenta un comparativo de los resultados obtenidos para los diferentes escenarios de demanda simulados y los escenarios de hidrología esperado. Finalmente, expone el balance de energía mensual y la simulación del balance de potencia correspondiente a las demandas horarias máximas mensuales esperadas.
2 Antecedentes
El 2020 fue un año atípico para la operación del Sistema Eléctrico Nacional, debido al impacto directo que tuvo la demanda de electricidad por la presencia de la COVID-19 en el país y las afectaciones en la operación del sistema por la ocurrencia de los huracanes ETA e IOTA en el mes de noviembre, los cuales provocaron grandes fallas en diferentes centrales de generación y en las redes de transmisión y distribución, además, del llenado veloz de los embalses de las hidroeléctricas regulables que conforman el parque de generación. Con todo lo anterior en mente, el ODS realizó la planificación operativa del 2021 que publicó en diciembre de 2020, y fue actualizando semanalmente para el cálculo de la política operativa de la programación semanal 2021, y que, publicó en enero, mayo y agosto, debido a las actualizaciones significativas en la base de datos y en la planificación operativa de largo plazo que observó en estas tres ocasiones.
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En octubre – noviembre de 2021, el ODS observó una diferencia relevante entre los aportes o caudales reales en los embalses de las centrales hidroeléctricas respecto de los pronósticos que se tenían para estas fechas, lo que afectó directamente la proyección de la evolución esperada del embalse de la central hidroeléctrica más grande con la que cuenta el SIN (El Cajón), situación que se entiende porque además de los aportes bajos observados, esta central tienen una contribución importante en los servicios complementarios del Sistema, lo que obliga al Operador a mantener una generación mínima en la misma durante todo el tiempo.
Esta disminución inesperada en los caudales también impactó directamente la generación del parque térmica, teniendo que aumentar el mismo respecto del esperado por la disminución de generación hidroeléctrica.
Todo lo anterior se ha tomado en cuenta para la realización de la Planificación Operativa 2022 – 2024 y se presenta en este informe.
3 Diagnóstico del Sistema Eléctrico Nacional y Principales Resultados de la Planificación Operativa 2022 - 2024
La capacidad instalada prevista en el Sistema Eléctrico Nacional para el período 2022 – 2024 es de 3,122.03 MW y la distribución por tecnología se detalla en la Tabla 1, observando una predominancia del parque de generación térmica con un 31.46%, seguido de la generación hidroeléctrica regulable con un 27.03% y una menor participación de la generación geotérmica con un 1.28%.
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Tipo Tecnología Potencia
[MW]
[%]
1 Térmica 982.33 31.46%
2 Hidroeléctrica regulable 844.00 27.03%
3 Hidroeléctrica de pasada 288.14 9.23%
4 Solar fotovoltaica 498.56 15.97%
5 Eólica 234.00 7.50%
6 Biomasa 235.00 7.53%
7 Geotérmica 40.00 1.28%
Total 3,122.03 100%
Tabla 1Capacidad instalada prevista 2022 - 2024.
La Tabla 2, presenta la disponibilidad real del parque de generación para el 2022, considerando los planes de mantenimientos mayores de generación, la dependencia del volumen almacenado de las centrales de generación hidroeléctrica regulable y la proyección de generación renovable no controlable. De aquí se puntualiza una potencia mínima disponible para el 2022 de 1,668.20 MW y una disponibilidad máxima de 2,381.99 MW.
Tipo Tecnología
Potencia disponible
mínima [MW]
Potencia disponible
máxima [MW]
1 Térmica 917.05 964.50
2 Hidroeléctrica regulable 405.75 614.36
3 Renovable 189.62 882.58
4 Total 1,668.20 2,381.99
Tabla 2 Potencia disponible por tecnología año 2022, considerando planes de mantenimientos mayores de generación, dependencia de volumen de las centrales hidroeléctricas regulables y la proyección de generación renovable no controlable.
La Figura 1, presenta la disponibilidad de potencia del parque de generación a lo largo de todo el 2022.
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Figura 1Capacidad de potencia disponible considerando las proyecciones de generación renovable horaria año 2022.
Principales Resultados
En este apartado se presentan algunos resultados principales del Plan de Generación 2022, los cuales hacen referencia al escenario de demanda base y escenario de hidrología promedio. La Tabla 3, detalla la matriz de generación esperada considerando dos escenarios, uno con compras en el Mercado de Oportunidad Regional y el segundo sin considerar estas compras. En la tabla se observa que las principales contribuciones de las compras en el MOR son, disminuir el déficit de energía, desplazar generación térmica nacional (más cara) y guardar o ahorrar agua en las plantas hidroeléctricas regulables.
1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500
1-ene-22 1-feb-22 1-mar-22 1-abr-22 1-may-22 1-jun-22 1-jul-22 1-ago-22 1-sep-22 1-oct-22 1-nov-22 1-dic-22
MW
Fecha
Capacidad de Potencia Disponible, Año 2022
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Escenario Con compras en el Mercado de Oportunidad Regional
Sin compras en el Mercado de Oportunidad Regional Tipo Tecnología Energía
[GWh] [%] Energía
[GWh] [%]
1 Térmica 4,736.80 41.77% 4,804.85 42.37%
2 Hidroeléctrica
regulable 2,502.43 22.07% 2,513.34 22.16%
3 Hidroeléctrica de
pasada 770.67 6.80% 770.69 6.80%
4 Solar fotovoltaica 1,095.01 9.66% 1,095.15 9.66%
5 Eólica 796.16 7.02% 796.17 7.02%
6 Biomasa 910.95 8.03% 910.95 8.03%
7 Geotérmica 320.74 2.83% 320.74 2.83%
8 MER Oportunidad 88.07 0.78% 0.00 0.00%
9 MER Contratos 112.90 1.00% 112.95 1.00%
10 Déficit 6.59 0.06% 15.50 0.14%
Total 11,340.32 100.00% 11,340.32 100.00%
Tabla 3Generación anual por tipo de tecnología año 2022, escenario base de demanda e hidrología promedio (Con y sin considerar la proyección de compras en el MER Oportunidad).
La Figura 2, muestra la evolución esperada del costo marginal promedio semanal a lo largo del 2022, este resultado obedece al escenario con compras en el Mercado de Oportunidad Regional.
Figura 2Evolución esperada del costo marginal promedio del sistema año 2022, escenario base de demanda e hidrología promedio.
55 65 75 85 95 105 115 125 135 145
27-dic-21 27-ene-22 27-feb-22 27-mar-22 27-abr-22 27-may-22 27-jun-22 27-jul-22 27-ago-22 27-sep-22 27-oct-22 27-nov-22
$/MWh
Fecha
Costos Marginales Promedios Semanales,
Año 2022
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La Tabla 4, contiene un comparativo de la demanda máxima y demanda de energía esperada para el 2022 en la actualización de mayo del Plan de Generación 2021 y el escenario de demanda esperada construido para el presente plan de generación 2022. En la tabla se logra observar un aumento de 23.02 MW en la demanda máxima esperada y una disminución de 153.54 GWh en la demanda de energía esperada 2022.
Plan de Generación 2021 (Act. Mayo) Plan de Generación 2022 Diferencia Demanda máxima esperada
2022 [MW]
1,769.55 1,792.57 23.02
Demanda de energía esperada 2022 [GWh]
11,493.73 11,340.19 -153.54
Tabla 4 Comparación de la demanda esperada año 2022, en los planes de generación 2021 (Act. Mayo) y 2022.
La Figura 3, muestra el déficit de potencia esperado a lo largo del 2022, este gráfico se basa en el escenario de hidrología promedio en el cual se tiene un déficit de potencia máximo esperado de 139.53 MW.
Figura 3Déficit de potencia esperado año 2022, escenario base de demanda e hidrología promedio.
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00 160.00
1-ene-22 1-feb-22 1-mar-22 1-abr-22 1-may-22 1-jun-22 1-jul-22 1-ago-22 1-sep-22 1-oct-22 1-nov-22 1-dic-22
MW
Fecha
Déficit de Potencia Esperado, Año 2022
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La Tabla 5, contiene un resumen del déficit esperado para el período 2022 – 2024, donde el déficit de potencia máximo absoluto se refiere al mayor valor registrado en cualquier hora y para cualquiera de las series hidrológicas construidas por el modelo. El déficit de potencia promedio máximo, es el mayor déficit registrado para cualquier hora para el promedio de los déficits de todas las series hidrológicas y el déficit de energía, es el déficit total esperado en cada año para el promedio de los déficits de todas las series hidrológicas.
2022 2023 2024
Déficit potencia máximo absoluto [MW] 155.50 173.23 216.89
Déficit de potencia promedio máximo [MW] 139.53 121.34 166.55
Déficit de energía [MWh] 6,592.52 7,571.08 6,299.61
Tabla 5 Proyección de los valores de déficit de potencia y energía para los años 2022 – 2024, escenario base de demanda.
Los déficits especificados en la Figura 3 y en la Tabla 5, consideran compras en el MOR, las cuales, de acuerdo con la Figura 4, tienen un máximo promedio esperado de 127.79 MW durante el 2022.
Figura 4 Previsión de compras en el Mercado de Oportunidad Regional año 2022, escenario base de demanda e hidrología promedio.
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00 120.00 140.00
1-ene-22 1-feb-22 1-mar-22 1-abr-22 1-may-22 1-jun-22 1-jul-22 1-ago-22 1-sep-22 1-oct-22 1-nov-22 1-dic-22
MW
Fecha
Previsión de Compras en el Mercado de Oportunidad
Regional, Año 2022
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4 Modelo de Largo Plazo en el Operador del Sistema
4.1 Caracterización y modelación de la demanda de electricidad
En cumplimiento de las indicaciones que establece la Norma Técnica de Programación de la Operación en cuanto a la obtención de los pronósticos de demanda del SIN, el ODS calculó tres escenarios de demanda 2022 – 2024, un escenario bajo, un escenario medio o base y un escenario alto de demanda.
Para la obtención de estos escenarios de demanda, el ODS tomó como referencia la demanda promedio horaria real registrada durante 2021 (enero - septiembre) así como los registros de energía no suministrada del SIN durante el mismo periodo de tiempo. Para los meses del 2021 que no habían transcurrido al momento de realizar la proyección (octubre - diciembre), se tomó como base el pronóstico de demanda 2021 realizado en la Actualización del Plan de Generación 2021 realizada por el Operador del Sistema el mes de mayo.
Los factores de crecimiento de demanda 2022 - 2024 utilizados por el ODS en cada uno de los escenarios, se tomaron del estudio “Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional de Honduras 2021 – 2035” facilitado por la Subgerencia de Planificación y Gestión Comercial ENEE en noviembre de 2020.
1. Escenario bajo de demanda:
Para el escenario bajo de demanda, el estudio de Proyección de Demanda realizado por la Subgerencia de Planificación y Gestión Comercial estipula un incremento anual de demanda de 1.73%, 2.16% y 2.28%
para el 2022, 2023 y 2024, respectivamente. Al aplicar estos factores de crecimiento al año inmediato anterior partiendo del año base 2021, se obtuvo una proyección de demanda de energía anual 2022 de 11,193.08 GWh.
Página 16 de 64 2. Escenario base de demanda:
Al escenario base de demanda es el escenario medio esperado, bajo este escenario se espera un incremento de demanda del 3.05%, 3.41% y 3.48% para los años 2022, 2023 y 2024, respectivamente.
La demanda total anual 2022 esperada en este caso es de 11,340.19 GWh, aproximadamente 340 GWh más de lo que se espera al finalizar el 2021. La demanda máxima promedio horaria 2022 se espera que ocurra el mes de mayo y es de 1,792.57 MW versus 1,739.52 MW proyectado en mayo 2021.
La mayoría de los resultados de la programación de largo plazo 2022 – 2024 presentados en este informe hacen referencia al escenario base de demanda.
3. Escenario alto de demanda:
En el escenario alto de demanda se esperada un incremento de demanda del 4.24%, 4.55%, 4.67% para el 2022, 2023 y 2024, respectivamente.
La Tabla 6, Tabla 7 y Tabla 8, tienen un resumen de las demandas de energía y demandas máximas para los años 2022 a 2024 en los tres escenarios de demanda construidos.
2022
Escenario Bajo Base Alto
Demanda Máxima [MW] 1,769.61 1,792.57 1,813.27
Energía [GWh] 11,193.08 11,340.19 11,472.87 Tabla 6 Demanda máxima y demanda de energía esperada año 2022, tres escenarios.
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2023
Escenario Bajo Base Alto
Demanda Máxima [MW] 1,807.83 1,853.70 1,895.78
Energía [GWh] 11,435.79 11,728.09 11,996.51 Tabla 7Demanda máxima y demanda de energía esperada año 2023, tres escenarios.
2024
Escenario Bajo Base Alto
Demanda Máxima [MW] 1,849.05 1,918.21 1,984.31
Energía [GWh] 11,730.08 12,171.58 12,594.35 Tabla 8Demanda máxima y demanda de energía esperada año 2024, tres escenarios.
La Tabla 9 y la Figura 5, muestran la demanda máxima promedio horario esperada para cada mes del 2022 y la fecha esperada de ocurrencia acorde al escenario base de demanda considerado.
Mes Demanda máxima Fecha Esperada de Ocurrencia
Enero 1,552.83 25/1/2022 19:00
Febrero 1,642.87 14/2/2022 19:00
Marzo 1,670.99 23/3/2022 19:00
Abril 1,742.60 28/4/2022 19:00
Mayo 1,792.57 18/5/2022 19:00
Junio 1,718.28 20/6/2022 19:00
Julio 1,663.48 25/7/2022 19:00
Agosto 1,704.88 17/8/2022 19:00
Septiembre 1,683.45 7/9/2022 19:00
Octubre 1,706.96 14/10/2022 18:00
Noviembre 1,651.24 23/11/2022 18:00
Diciembre 1,639.78 7/12/2022 18:00
Tabla 9Demandas máximas mensuales esperadas año 2022, escenario base.
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Figura 5Demandas máximas mensuales esperadas año 2022, escenario base.
En el modelo de Programación de la Operación de Largo Plazo del Operador del Sistema (Base de Datos en SDDP), la demanda se define en bloques de demanda, 9 bloques de demanda semanales representativos de la demanda horaria construida en cada uno de los escenarios de demanda considerados. Los bloques de demanda semanales a informar en el modelo se construyen mediante el algoritmo k-means en el lenguaje de programación de código abierto de Python, el algoritmo requiere la demanda horaria esperada en todo el horizonte de estudio (2022 – 2024) y un criterio de inicialización de cada uno de los bloques considerados, el criterio de inicialización lo definió el ODS con el objetivo de obtener bloques de demanda con valores representativos de la demanda real a lo largo de la semana, el criterio se presenta en la Tabla 10.
1500 1550 1600 1650 1700 1750 1800 1850
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
MW
Mes
Demandas Máximas Mensuales Esperadas,
Año 2022
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NO. BLOQUE CRITERIO DE INICIALIZACIÓN
Bloque 1 Período de las 00:00 a las 05:00 horas día laboral Bloque 2 Período de las 06:00 a las 09:00 horas día laboral Bloque 3 Período de las 20:00 a las 17:00 horas día laboral
Bloque 4 Período de las 18:00, las 20:00 y las 21:00 horas de día laboral Bloque 5 Período de las 19:00 horas día laboral (hora punta de la noche) Bloque 6 Período de las 22:00 y las 23:00 horas día laboral
Bloque 7 Período de las 00:00 a las 05:00 horas de fin de semana Bloque 8 Período de las 06:00 a las 17:00 horas de fin de semana Bloque 9 Período de las 18:00 a las 23:00 horas de fin de semana
Tabla 10 Criterios de inicialización de los bloques de demanda en el modelo de PO de Largo Plazo.
El algoritmo k-means toma el criterio de inicialización de los bloques y la demanda pronosticada para cada semana del horizonte de estudio para definir los valores de potencia de cada bloque, la duración exacta de los mismos y el mapeo hora - bloque mediante una estrategia de minimización de distancias de los valores de demanda del perfil horario al centroide calculado en los bloques de demanda.
La Figura 6, muestra un comparativo de la demanda horaria proyectada y la demanda aproximada horaria (9 bloques) correspondiente a la semana del 16 al 22 de mayo de 2022, semana en dónde se espera la demanda máxima del 2022 (1,792.57 MW). En la figura se observa que la aproximación por bloque logra reproducir bastante bien la curva horaria de demanda, sin embargo, se detecta que se pierde cierta exactitud sobre todo en los picos y valles de la curva, esta pérdida de exactitud será más notoria en la medida en la que estos picos y valles de demanda sean más pronunciados. Por lo anterior, el ODS decidió realizar el balance de potencia de demanda máxima mensual con el modelo de la Programación de la Operación de Corto Plazo NCP en el cual tiene una discretización de datos de entrada horaria y permite obtener un despacho de generación más realista para estas horas de demanda máxima.
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Figura 6 Comparativo de la demanda horaria proyectada y la demanda por bloques, semana del 16 al 22 de mayo de 2022, escenario base.
La Tabla 11 presenta la potencia y duración de los bloques de demanda construidos a partir de la demanda horaria proyectada para la semana del 16 al 22 de mayo 2022. Mientras, la Tabla 12, contiene el mapeo hora - bloque que permite observar a que bloque pertenece cada una de las horas de la semana de acuerdo con la aproximación de demanda realizada.
NO. BLOQUE POTENCIA [MW]
DURACIÓN [hrs]
ENERGÍA [MWh]
1 1151.44 16 18423.06
2 1640.87 17 27894.77
3 1357.05 18 24426.97
4 1722.06 24 41329.49
5 1234.85 22 27166.64
6 1497.36 19 28449.88
7 1427.36 15 21410.41
8 1556.71 19 29577.48
9 1283.03 18 23094.62
Tabla 11Aproximación de demanda por bloques, semana del 16 al 22 de mayo de 2022, escenario base.
1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900
16-may-22 17-may-22 18-may-22 19-may-22 20-may-22 21-may-22 22-may-22
MW
Fecha
Comparativo de la Demanda Horaria y la Demanda por Bloque Del 16 al 22 de Mayo de 2022
Demanda Horaria Aproximación de Demanda Horaria (Bloques)
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MAPEO HORA - BLOQUE
DÍA/HORA 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Lunes 5 1 1 1 1 1 1 9 7 6 8 2 2 2 4 2 8 6 2 4 4 2 6 7 Martes 3 9 5 5 5 5 9 3 6 8 8 4 4 4 4 4 2 6 2 4 4 2 8 7 Miércoles 3 9 9 5 5 5 9 3 6 8 2 4 4 4 4 4 2 8 2 4 4 2 8 6 Jueves 3 3 9 5 5 5 5 7 6 8 2 4 4 4 4 4 2 8 2 4 4 2 8 7 Viernes 3 3 9 5 5 5 9 3 7 6 6 8 8 8 8 6 7 3 6 8 8 6 7 9 Sábado 9 5 1 1 1 1 1 9 3 7 7 6 6 7 7 7 3 3 6 8 8 6 7 3 Domingo 9 5 5 1 1 1 1 1 5 9 9 3 3 9 9 5 5 5 3 6 6 7 3 9
Tabla 12 Mapeo hora – bloque de la aproximaciónde demanda por bloques, semana del 16 al 22 de mayo de 2022, escenario base.
4.2 Generación Térmica (diésel, bunker, carbón) y precios de combustibles
El Sistema Eléctrico Nacional actualmente cuenta con de 18 plantas térmicas habilitadas para operación comercial, no se tiene previsto salida de alguna de ellas, ni la entrada en operación de nuevas plantas durante el período 2022 – 2024, este conjunto de plantas tiene una capacidad instalada total de 982.33 MW.
Todas las plantas térmicas se incluyen en el modelo de acuerdo con sus características técnicas y a un costo variable económico asociado. Este costo variable económico incluye el costo unitario de combustible y el costo de operación y mantenimiento de la planta.
Para el cálculo del costo unitario de combustible se tomó como referencia el precio del combustible en Estados Unidos (el precio en New York del Bunker y el Precio de la Costa del Golfo para el diésel) y su proyección de corto y largo plazo publicada en la primera actualización de septiembre de la revista Platt.
La proyección de corto plazo tiene una discretización mensual e incluye los años 2021 y 2022, para la proyección 2023 – 2025 se tomó el pronóstico de largo plazo el cual se encuentra de forma anual.
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Para la internalización de este precio de combustible publicado por Platt, se utilizó el informe “Estructura de Precios de los Combustibles” publicado por la Secretaría de Energía el 20 de septiembre del presente, el informe detalla los costos a aplicar para obtener los precios de los combustibles entregados en San Pedro Sula, Tegucigalpa y Tela; los costos que considera el informe son el costo del flete, el seguro, la prima de ajuste, las mermas de transporte, los gastos aduaneros, las inspecciones, el margen importador, el costo terminal y almacenamiento y los gastos portuarios.
Para cálculo de la proyección del costo de operación y mantenimiento de las plantas térmicas, se tomó como referencia el CVO&M declarado por las plantas para el mes de octubre 2021, en el caso de las plantas que no hicieron efectiva su declaración, se tomó el costo de operación y mantenimiento declarado para su inscripción en el mercado de oportunidad nacional y se trasladó a octubre 2021 mediante la indexación del índice de precios al consumidor (CPI) correspondiente al mes de la inscripción y el CPI final o más actual publicado al momento del cálculo, CPI de agosto 2021. Estos CPI se tomaron de las tablas históricas del índice de precios al consumidor para el promedio de ciudades de Estados Unidos, publicadas por la Oficina de Información del Atlántico Medio.
Una vez definidos los CVO&M del mes de octubre, se realizó la proyección de este para 2022 – 2025 de acuerdo con la proyección del CPI publicada por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos (EIA) para este horizonte de tiempo.
La Tabla 13, enumera y describe el parque de generación térmica considerado en el modelo para el período 2022 – 2024.
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Nombre Capacidad Instalada [MW] Zona Subestación
1 LUFUSSA III 240 Sur Lufussa III
2 LUFUSSA II 80 Sur Lufussa II
3 SANTA FÉ 4 Centro Santa Fe
4 LAEISZ JUTICALPA 14 Centro Juticalpa
5 BECOSA 105 Norte Becosa
7 ENERSA 227 Norte Agua Prieta
8 LA PUERTA 15 Norte La Puerta
9 CEIBA TÉRMICA 10 Litoral Ceiba Térmica
10 LAEISZ CEIBA 20 Litoral Ceiba Térmica
11 LAEISZ SAN ISIDRO 20 Litoral San Isidro
12 LAEISZ ENSENADA 30 Litoral La Ensenada
13 RENTAS AMÉRICAS 43 Norte Térmica Sulzer
14 PECSA 54 Norte Elcatex/ Green Power Plant
15 LAEISZ CEIBA MEO 22 Litoral Ceiba Térmica
16 ENERSA COGENERACION 17 Norte Agua Prieta
17 BIOGAS Y ENERGIA 1.33 Litoral Bonito Oriental
18 ELCOSA 80 Norte Elcosa
Total 982.33
Tabla 13Inventario de plantas térmicas, operativas del SIN durante el período 2022 – 2024.
En la Figura 7, se tiene un gráfico del costo variable económico promedio, mínimo y máximo proyectado para el conjunto de plantas térmicas que generan a base de bunker. Mientras, la Figura 8, muestra esta misma proyección de costos variables, pero para las plantas térmicas que generan a base de diésel.
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Figura 7 Costo variable proyectado generación térmica bunker, año 2022.
Figura 8 Costo variable proyectado generación térmica diésel, año 2022.
60 70 80 90 100 110 120 130
27-dic-21 27-ene-22 27-feb-22 27-mar-22 27-abr-22 27-may-22 27-jun-22 27-jul-22 27-ago-22 27-sep-22 27-oct-22 27-nov-22
$/MWh
Fecha
Costo Variable Proyectado Generación Térmica Bunker, Año 2022
PROMEDIO MÍNIMO MÁXIMO
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300
27-dic-21 27-ene-22 27-feb-22 27-mar-22 27-abr-22 27-may-22 27-jun-22 27-jul-22 27-ago-22 27-sep-22 27-oct-22 27-nov-22
$/MWh
Fecha
Costo Variable Proyectado Generación Térmica Diésel, Año 2022
PROMEDIO MÍNIMO MÁXIMO
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De las 18 plantas térmicas con las que cuenta el SIN, se tiene una planta térmica, BECOSA, que genera a base de carbón, este tipo de tecnología presenta dificultades técnicas de arranque y de parada en períodos de tiempo cortos por lo que debido a esto y a la necesidad del sistema de contar con esta generación, se modela a la planta como una planta de despacho obligatorio con costo variable nulo.
4.3 Generación hidroeléctrica
4.3.1 Modelación de Plantas Hidroeléctricas
Dentro del modelo de Planificación Operativa de Largo Plazo, tenemos tres formas para modelar a las plantas de generación hidroeléctrica del SIN. La primera, aplica para las plantas hidroeléctricas consideradas de tipo estacional que son aquellas cuya capacidad de regulación es mayor a una semana, es decir, que pueden desplazar agua de una semana a otra; estas plantas se modelan como plantas hidroeléctricas de embalse y dentro de este conjunto tenemos actualmente a El Cajón, Cañaveral, Patuca y como plantas futuras confirmadas a Yaguala y al Tornillito. La segunda opción se reserva para las plantas hidroeléctricas con una potencia instalada mayor a 15 MW y con una capacidad de regulación intra- semanal, este grupo de plantas se modelan como hidroeléctricas de pasada con un factor de empuntamiento, aquí tenemos a La Vegona, Rio Lindo y SHOL. En estas primeras dos formas de modelar el parque de generación hidroeléctrico considera las características técnicas de las unidades, las características de su embalse y los aportes o caudales históricos registrados.
El tercer y último grupo, lo conforman las hidroeléctricas con una capacidad instalada menor a 15 MW, sin embalse de regulación o sin registro de caudales históricos. Estás plantas se modelan como plantas renovables en SDDP, con una proyección de generación horaria dentro del horizonte de estudio, para esta proyección de generación se tomaron los históricos de generación 2018 – 2021 registrados en el sistema SCADA de ENEE - ODS. Para efectos de este informe, a este grupo de plantas se les llamará hidroeléctricas de pasada.
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La Tabla 14, contiene un inventario de las plantas hidroeléctricas de embalse consideradas en la PO del 2022 - 2024. El inventario de las plantas hidroeléctricas de pasada se encuentra en la Tabla 15.
Nombre Capacidad Instalada [MW]
Zona Subestación
1 EL CAJÓN 300 Norte Cajón
2 CAÑAVERAL 29 Norte Cañaveral
3 PATUCA 104 Olancho Juticalpa II
4 VEGONA 40 Norte La Vegona
5 RIO LINDO 80 Norte Rio Lindo
6 SHOL 33 Litoral Bonito Oriental
7 YAGUALA 60 Norte Yaguala
8 TORNILLITO 198 Norte Tornillito
Total 844
Tabla 14Inventario de plantas hidroeléctricas de embalse, operativas del SIN durante el período 2022 – 2024
Nombre Capacidad Instalada [MW]
Zona Subestación
1 BABILONIA 4.3 Oriente Juticalpa
2 CECECAPA 3.5 Occidente Cañaveral
3 CISA 13.5 Centro Comayagua
4 CORONADO 7 Oriente Juticalpa
5 CORTESITO 5.3 Norte Masca
6 COYOLAR 1.8 Centro Comayagua
7 CUYAMAPA 12.4 Norte Yoro
8 CUYAMEL 7.8 Norte Masca
9 HIDROYOJOA 0.5 Norte Caracol
10 LA GLORIA 6 Litoral San Isidro
11 LAS NIEVES 0.48 Occidente Cañaveral
12 LAURELES 3.5 Norte Masca
13 NACAOME 33.6 Sur Pavana
14 RIO BLANCO 5 Occidente Cañaveral
