Banco Mundial Práctica Global de Energía e Industrias Extractivas Análisis Técnico y Económico de Máxima Penetración de Energía Eólica y Solar en la Red Eléctrica de Honduras Consorcio consultor: Ecofys Netherlands B.V., Energynautics GmbH y Quantum América Patrocinio: Korean Green Growth Trust Fund* Agosto, 2016 * Sobre el KGGTF El Fondo Fiduciario Coreano para el Crecimiento Verde o Korea Green Growth Trust Fund (KGGTF , por sus siglas en inglés) es un programa del Grupo Banco Mundial provisto de fondos por un único donante. Este programa de 88 mi- llones de dólares fue fundado en el 2011 en colarboración con la República de Corea. El KGGTF financia el desarrollo de conocimientos técnicos operativos en el ámbito de crecimiento verde para influir en el diseño de proyectos de inversión de clientes del Banco Mundial y del IFC. El concepto de crecimiento verde engloba soluciones y vectores de crecimiento económico que integren necesidades de múltiples sectores, innovación ecnolñogica e inlusión so- cial. El KGGTF se apoya en la experiencia práctica de hacedores de políticas y profesionales técnicos especialistas en crecimiento verde a nivel mundial para promover e integrar estos conceptos en las decisiones de inversión. Análisis Técnico y Económico de Máxima Penetración de Energía Eólica y Solar en la Red Eléctrica de Honduras El presente documento ha sido realizado por la Asociación Internacional de Fomento (IDA, por sus siglas en inglés), miembro del Grupo Banco Mundial, y representa el primer componente de los tres que conforman el Análisis Técnico y Económico de Máxima Penetración de Energía Eólica y Solar en el Red Eléctrica de Honduras, solicitado por el Gobierno de Honduras. Este primer componente abarca el Análisis del marco normativo de las plantas de Energía Renovable Variables en Honduras y refleja la visión independiente de IDA respecto al sector en Honduras. Las entidades Corporación Financiera Internacional y Organismo Multilateral de Garantía de Inversiones (IFC y MIGA, respectiva- mente, por sus siglas en inglés), miembros del Grupo Banco Mundial, tienen intereses en la actualidad en el sector de energías renovables para la generación de energía eléctrica y han realizado operaciones en dicho sector en Honduras. © 2016 Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento / Banco Mundial 1818 H Street NW Washington DC 20433 Teléfono: 202-473-1000 Internet: www.worldbank.org Este trabajo fue producido por el personal del Banco Mundial con aportes externos. Los resultados, interpretaciones y conclusiones expresadas en este trabajo no reflejan necesariamente las opiniones del Banco Mundial, su Junta de Directores Ejecutivos, o los gobiernos que representan. El Banco Mundial no garantiza la exactitud de los datos incluidos en este trabajo. Las fronteras, colores, denominaciones, y otra información expuesta en cualquier mapa de este documento no implican juicio alguno por parte del Banco Mundial emitido acerca de la situación legal de ningún territorio, ni la aprobación o aceptación de tales fronteras. Este trabajo fue originalmente publicado por el Banco Mundial en Inglés como Country Partnership Framework for the Republic Of Honduras for the period FY16-FY20 en 2015. En caso de cualquier discrepancia, el idioma original regirá. Derechos y Permisos El material en este trabajo está sujeto a derechos de autor. Debido a que El Banco Mundial alienta la difusión de su conocimien- to, este trabajo puede ser reproducido, en su totalidad o en parte, para fines no comerciales, siempre y cuando se otorgue la plena atribución a este trabajo. Cualquier consulta sobre derechos y licencias, incluyendo derechos subsidiarios, deberán dirigirse a Publicaciones del Banco Mundial, el Grupo del Banco Mundial, 1818 H Street NW, Washington, DC 20433, USA; fax: 202-522-2625; e-mail: pubrights@ worldbank.org. Imagen de portada: ©Banco Mundial. Permiso adicional es necesario para su reutilización comercial o derivada. Diseño de portada: Jaime Sosa. 31 de agosto de 2016 Índice general Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Tabla de contenidos 9 I. Glosario 10 II. Resumen Ejecutivo 11 III. Introducción 14 IV. Descripción del Marco Legal y Regulatorio 17 V. Esquema de Incentivos 18 VI. Retos a la sostenibilidad del sistema y potenciales riesgos para el desarrollo futuro del 22 sector VII. Conclusiones y recomendaciones 33 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Tabla de contenidos 44 I. Glosario 48 II. Abreviaturas 50 III. Resumen ejecutivo 51 IV. Introducción 53 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 55 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño establecidos en 62 el RMER VII. Estudio técnico 64 VIII. Estudio económico 89 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 94 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 98 XI. Recomendaciones 101 XII. Anexos 104 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Tabla de contenidos 114 I. Glosario 118 II. Abreviaturas 120 III. Resumen ejecutivo 121 IV. Introducción 123 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 125 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño establecidos en 132 el RMER VII. Estudio técnico 134 VIII. Estudio económico 165 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 171 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 177 XI. Recomendaciones 180 XII. Anexos 183 ANÁLISIS SITUACIÓN ACTUAL DE PLANTAS DE VRE EN HONDURAS Análisis Técnico-Económico sobre las Tasas Máximas de Penetración de la Energía Eólica y Solar en la Red Eléctrica de Honduras Fecha: Mayo, 2016 Proyecto número: ESMNL16390 Tabla de contenidos I. Glosario 10 II. Resumen Ejecutivo 11 III. Introducción 14 IV. Descripción del Marco Legal y Regulatorio 17 V. Esquema de Incentivos 18 a. Prioridad de despacho 18 b. Exenciones Fiscales 18 c. Establecimiento de un Precio Base fijo para plantas de generación renovable. 19 d. Incentivo sobre el Precio Base para proyectos de generación con recursos renovables 19 e. Incentivo especial para proyectos fotovoltaicos de generación eléctrica 20 VI. Retos a la sostenibilidad del sistema y potenciales riesgos para el desarrollo futuro 22 del sector a. Potencial discrepancia en la definición de la capacidad instalada 23 i. Posible discrepancia en la capacidad instalada de las plantas individuales 24 ii. Potencial discrepancia para delimitar la restricción de capacidad fotovoltaica instalada acumulada 27 de 300 MW b. Permiso de Conexión a la Red Regional 27 c. Potenciales discrepancias en torno a la fórmula de cálculo para el pago del suministro de energía 29 Precio Base e incentivo especial para plantas acogidas al incentivo del Decreto 138-2013: 30 Precio Base para el cálculo del Incentivo del 10% legal 31 Tratamiento de la energía generada no sujeta a los incentivos especiales fotovoltaicos 31 Indexación del Precio Base 32 VII. Conclusiones y recomendaciones 33 ANEXO I: Definición de capacidad instalada en diferentes marcos regulatorios 35 ANEXO II: Listado de información facilitada por la ENEE para la realización del Estudio 36 9 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras I. Glosario AGC: Automatic Generation Control (Control Automático de Generación) AVR: Automatic Voltage Regulator (Regulador Automático de Voltaje) CCSD: Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño CND: Centro Nacional de Despacho CNE: Comisión Nacional de Energía CREE: Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica CO: Comité Operativo c/kWh: centavos de dólar por kilovatio-hora (10 c/kWh = 100 USD/MWh) DNC: Declared Net Capacity (Capacidad Neta Declarada) ECS: Esquema de Control Suplementario EIA: US Energy Information Administration (Administración de Información de Energía de los EE.UU.) ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica EOR: Ente Operador Regional GdH: Gobierno de Honduras IEC: International Electrotechnical Commission (Comité Electrotécnico Internacional) IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) FITs: Feed-in Tariffs (Incentivos tarifarios para RE) MER: Mercado Eléctrico Regional MiAmbiente: Secretaría de Energía, Recursos Naturales, Ambiente y Minas (Antiguo SERNA) MPPT: Maximum power point tracking (Seguimiento del Punto de Máxima Potencia) ODS: Operador Del Sistema PPA: Power Purchase Agreement (Contrato de Compra de Energía) REE: Red Eléctrica de España RMER: Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RTMER: Reglamento Transitorio del Mercado Eléctrico Regional RTR: Red de Transmisión Regional SER: Sistema Eléctrico Regional SERNA: Secretaría de Estado de Recursos Naturales y Ambiente (Actual MiAmbiente) SIN: Sistema Interconectado Nacional TIC: Total Installed Capacity (Capacidad Instalada Total) VRE: Variable Renewable Energy (Energía Renovable no Controlable) W: Vatio o Watt Wp: Vatio pico Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 10 II. Resumen Ejecutivo El Gobierno de Honduras (GdH) ha adoptado una política actualmente acerca de la elegibilidad de las plantas ins- agresiva de apoyo a las energías renovables con objeto taladas para beneficiarse de los incentivos especiales. de diversificar su matriz energética, que fue diseñada en un entorno internacional de altos precios del petróleo. Tras una breve descripción de la Ley General de la In- Este apoyo se materializó en 2007 y 2013, con la apro- dustria Eléctrica, decretos, regulaciones y normas rele- bación de sendos decretos que establecen un marco de vantes para el sector, se realiza una descripción de los incentivos a la generación de energía eléctrica con re- principales incentivos que el marco regulatorio ofrece cursos renovables. El resultado de esta política ha sido para la instalación de estas plantas. Estos incentivos la incorporación a la matriz energética de más de 500 incluyen i) la prioridad de despacho de la energía produ- MW de capacidad instalada de paneles fotovoltaicos – cida por las plantas renovables; ii) exenciones fiscales más otros 80MW que se espera se añadan a la matriz de distinta índole, incluyendo la importación de equipos; en 2016 – y 174 MW de energía eólica. iii) la fijación del Precio Base que percibirán estas plan- tas por la venta de la energía producida; iv) un incentivo El rápido crecimiento de la capacidad instalada de ener- económico del 10% sobre el Precio Base durante los gías variables requiere de una adaptación del sistema primeros 15 años de operación comercial, para todas las eléctrico para evitar un impacto negativo en su estabili- plantas de generación renovable; v) un incentivo econó- dad y confiabilidad. Para ello, es necesario dotar al sis- mico de 0.03 USD/kWh, para las plantas de tecnología tema de suficiente capacidad de respaldo, adecuar la in- fotovoltaica, que cumplan con los criterios de elegibili- fraestructura existente, implementar nuevas estrategias dad establecidos. para la gestión del despacho y servicios auxiliares, y el fortalecimiento de capacidades en el sector eléctrico. Los criterios que definen la elegibilidad de las plantas Con objeto de dar respuesta a estos retos y de mejorar fotovoltaicas para beneficiarse del incentivo especial, las condiciones para la integración de la alta penetración son tres: i) una limitación temporal a proyectos insta- de energías renovables variables en el sistema eléctrico lados durante los dos años subsiguientes a la aproba- de manera sostenible, el GdH a través de la Secretaría ción del Decreto que lo incorpora, ii) una limitación de de Finanzas solicitó la asistencia técnica del Banco Mun- capacidad instalada por planta fotovoltaica de 50 MW y dial. A través de la presente asistencia técnica, el Banco iii) una limitación de la capacidad fotovoltaica instalada Mundial, con el patrocinio del Fondo Coreano KGGTF en el país de 300 MW. Estos criterios plantean algunas –Korean Green Growth Trust Fund– y el soporte de la dudas de interpretación desde el punto de vista técnico, ENEE, el equipo técnico de ESMAP y del consorcio con- más complejas de lo anticipado antes de realizar el análi- sultor ECOFYS –Ecofys Netherlands B.V., Energynau- sis, dado que existen áreas potenciales de discrepancia tics GmbH y Quantum América–, pretende realizar un entre el marco regulatorio y los Contratos de Suministro análisis de la situación y transferir las mejores prácticas aprobados por el Congreso Nacional, que pudieran dar globales en el ámbito de la integración de las energías lugar a diferentes interpretaciones. Tanto los criterios renovables variables en los sistemas eléctricos, para que requieren interpretación y las áreas de potencial que el Gobierno de Honduras pueda beneficiarse de discrepancia identificados durante el análisis, quedan este conocimiento y determinar la estrategia a adoptar. señalados en el presente documento y se aportan dife- rentes opciones técnicas de interpretación. El presente documento resume los resultados del aná- lisis efectuado por el consorcio consultor dentro del pri- Las tres áreas que a criterio del grupo consultor pudie- mer componente del Análisis Técnico y Económico de ran presentar discrepancias potenciales en la norma y Máxima Penetración de Energía Eólica y Solar en el Red que pudieran estar sujetas a distintas interpretaciones Eléctrica de Honduras. Este componente analiza des- técnicas son: i) la determinación de la potencia instala- de un punto de vista técnico el actual marco regulatorio da, ii) la situación legal de las plantas con permisos tem- para las energías renovables en Honduras, con especial porales no convertidos a permanentes y/o expirados y atención a las plantas de generación con tecnología fo- iii) la fórmula de cálculo aplicable para establecer el pre- tovoltaica por la situación de incertidumbre que existe cio final por venta de energía a las plantas fotovoltaicas. 11 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras De estas tres áreas identificadas, la determinación de la La segunda área que requiere clarificarse es la situación metodología para establecer la capacidad instalada de legal de las plantas con permisos temporales no con- las plantas es la más urgente. Según se recoge en la in- vertidos a permanentes y/o expirados. De acuerdo a la formación recibida de la ENEE, la capacidad nominal ins- normativa hondureña, las plantas conectadas al SIN han talada en paneles fotovoltaicos de las plantas solicitan- de contar con permiso de la CRIE si están conectadas a tes de acogerse al incentivo especial asciende a 479.64 líneas que se consideran parte de la RTR. Cinco (5) plan- MWp, de acuerdo a las Actas de Inicio de la Operación tas consiguieron un permiso temporal de la CRIE que no Comercial, si bien la capacidad instalada se reduce a han conseguido transformar en definitivo tras la puesta 405.21 MW si se considera la capacidad convenida en en operación. Para que se consigan los permisos perma- los Contratos de Suministro. Dado que no queda es- nentes, la ENEE ha sido requerida por la CRIE a remitir tablecido en la regulación de forma unívoca como ha informes del comportamiento de la red y del impacto en de calcularse la capacidad instalada de las plantas, el la misma de las nuevas plantas conectadas, con objeto presente trabajo analiza la definición de capacidad ins- de entender el impacto de la nueva capacidad variable talada incluida en los Contratos de Suministro y la inter- instalada en Honduras y asegurar la estabilidad de la red pretación de MiAmbiente en respuesta a una consulta regional. Si bien no parece probable la revocación de los elevada por la ENEE, se realiza un “benchmarking” de permisos, los retrasos en las extensiones temporales, diferentes marcos regulatorios en diversas regiones y propician una situación legal compleja para las plantas se propone analizar la potencia medida durante la ope- operando con permisos temporales no extendidos. En ración comercial de las plantas, como aproximación. cualquier caso, las repercusiones legales de la potencial Estas diferentes interpretaciones, quedan sujetas a una no extensión de los permisos temporales y/o la poten- interpretación legal que aclare cómo debe abordarse la cial no consecución de los permisos permanentes de- determinación de la capacidad instalada desde el punto bería ser analizada desde un punto legal para dilucidar la de vista legal. situación en la que se encontrarían dichas plantas, tanto para operar comercialmente como para acceder a los La importancia de establecer la capacidad instalada de incentivos especiales para plantas fotovoltaicas. Sería las plantas es doble. Por un lado, es necesario definir la deseable la consecución de un acuerdo entre la ENEE y capacidad instalada para identificar qué plantas deben el EOR para resolver esta situación y dotar a estas plan- recibir el incentivo especial de acuerdo a los criterios de tas de mayor certidumbre jurídica. elegibilidad. Por otro lado, la determinación de la capa- cidad instalada tiene un impacto directo en los costos Por último, la formulación del precio a percibir por las totales de los incentivos para el sistema. Para ilustrar y plantas fotovoltaicas, incluidos los incentivos, por la cuantificar este impacto, se proponen dos casos extre- venta de energía también requiere ser clarificada. Du- mos hipotéticos, uno en el que se determinara una defi- rante el análisis se identificaron algunas potenciales nición de capacidad instalada que resultara en que todas discrepancias entre la fórmula de cálculo incluida en los las plantas operativas fueran elegibles para recibir el in- Contratos de Suministro y los Decretos que definen los centivo especial, y un segundo escenario en el que se incentivos. Estas potenciales discrepancias no afectan definiera la capacidad instalada como la capacidad no- significativamente a la cuantía final que deben perci- minal agregada de los paneles instalados. En el primer bir las plantas por la venta de energía. Sin embargo, sí caso, sería susceptible de percibir el incentivo especial existen otras potenciales discrepancias en la interpreta- la energía generada por los 479.64 MWp operativos, ción de la redacción de los Contratos de Suministro, en mientras que en el segundo caso sólo la energía produ- relación a la definición del precio base para plantas de cida por 300 MWp. Considerando un rango razonable y más de 50 MWp de capacidad instalada, que deben ser conservador de producción estimada conforme a la ra- aclaradas legalmente. diación local1, la diferencia de impacto en costos de los dos escenarios podría ascender a unos 11 millones USD A la vista del análisis técnico realizado, se recomienda al año, alrededor del 1.8% del monto de la compra total que el GdH realice un análisis jurídico del marco regu- de energía de la ENEE. En cualquier caso, la decisión latorio para poder aclarar los puntos identificados en sobre la definición de capacidad instalada debe basarse el presente documento. Las decisiones relativas a los en criterios de interpretación legal, garantizando el prin- pagos por compra de energía deberían fundamentarse cipio de seguridad jurídica. en base a este análisis jurídico, el cual queda fuera del Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 12 alcance del presente trabajo. Tras el análisis legal de las áreas de potencial discrepancia, deberían acometerse las modificaciones regulatorias pertinentes, así como en la redacción de los modelos de Contrato de Suminis- tro para plantas renovables, con objeto de aumentar la claridad y solidez del marco regulatorio, y evitar así que se repitan situaciones de incertidumbre. En vista de la experiencia recientemente adquirida en la gestión de plantas renovables, los problemas de in- terpretación del marco regulatorio y la evolución inter- nacional del sector energético, sería recomendable la definición de una estrategia en el medio y largo plazo por parte del GdH en relación al sector energía del país. El impacto económico de las diferentes tecnologías en el coste de la energía debe ser evaluado periódicamente en base a escenarios de largo plazo para optimizar la matriz energética y el uso de los recursos autóctonos. El equipo que ha realizado el presente análisis quiere agradecer al Ministro Sectorial de Infraestructura Pro- ductiva, Ingeniero Roberto Ordoñez, al Gerente General de la ENEE, Ingeniero Jesus Mejía, y al equipo técnico de la ENEE liderado para este propósito por el Doctor Dennis Rivera, toda su colaboración y continuo apoyo para la realización del presente informe. 1 NREL’s PVWatts Calculator for PV systems: http://pvwatts.nrel.gov/ 13 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras III. Introducción El sector eléctrico en Honduras enfrenta retos Tras las medidas del Gobierno para enfrentar estos estructurales que han transcendido al sector para retos, el sector eléctrico se encuentra actualmente convertirse en prioridades nacionales. El hecho de en un punto crítico. El Gobierno ha acometido una que las reformas en el sector eléctrico formen parte amplia agenda de reformas en el sector eléctrico fundamental de los acuerdos de estabilidad firmados que se inició con la aprobación de la Ley General de con el Fondo Monetario Internacional demuestra la la Industria Eléctrica, publicada en la Gaceta en mayo importancia que tiene el sector para el desarrollo del de 2014, y con la transformación de la ENEE de una país. Entre las prioridades de actuación se encuentran empresa verticalmente integrada en una corporación (i) la consecución del equilibrio financiero de la ENEE; con negocios desagregados de Generación, Transmisión (ii) la reducción del alto nivel de pérdidas eléctricas, y Distribución. Dentro de esta agenda cabe destacar la especialmente las no técnicas debidas a una mejorable creación de la CREE y desarrollo de sus reglamentos de gestión comercial, al fraude y al hurto; (iii) la mejora y funcionamiento, la drástica reducción de la plantilla de modernización del marco institucional del sector que la ENEE, la transformación societaria de la ENEE –aún mejore la transparencia de los procesos, la recuperación en proceso–, la selección de un operador inversionista de los costes del sistema, aumente la competitividad para ENEE Distribución y la adecuación de la estructura y la eficiencia, facilitando la entrada de nueva inversión tarifaria para reflejar los costes de combustible y y la consecución de unos costes de energía más reducir los subsidios cruzados. El gran número de competitivos para el país. reformas introducidas en el sector en un reducido espacio temporal, y su relevancia, ha provocado un En el medio plazo, el sector eléctrico requerirá clima de incertidumbre que está dificultando la toma de de inversiones adicionales para poder atender a decisiones de los agentes de mercado y la planificación una demanda creciente y diversificar su matriz de medio y largo plazo. energética. El ritmo de crecimiento de la demanda es superior al ritmo de incorporación de nuevas unidades de El sector eléctrico requiere actuaciones adicionales generación y de desarrollo de las redes de distribución para cubrir el déficit de capacidad de generación y y transmisión. La delicada situación financiera de la acelerar la diversificación de la matriz energética, ENEE y la compleja situación institucional y regulatoria así como para adecuar las redes de transmisión del sector han motivado un retraso de inversiones y distribución. Ante los cambios estructurales del necesarias para poder responder a la demanda en un sector en los ámbitos regulatorios e institucionales, entorno de seguridad y calidad de suministro. En las las actuaciones en el ámbito de planificación de épocas críticas del año se realizan cortes de suministro Generación, Transmisión y Distribución han pasado a al no poder atenderse a la demanda y el control de un segundo plano. Sin embargo, esta planificación y los parámetros de funcionamiento de la red requiere subsiguientes inversiones están cobrando relevancia de un uso subóptimo de las unidades de generación, ante el crecimiento demanda, el retraso previsible en que pasan a realizar servicios auxiliares. Esta situación la entrada en funcionamiento de algunos proyectos de no podrá revertirse en el corto plazo, previéndose un generación relevantes como la central hidráulica Patuca deterioro gradual con mayor número de cortes de III o la repotenciación del complejo hidroeléctrico suministro. Asimismo, el alto peso de la energía de Cañaveral-Rio Lindo, y el retraso en la realización de origen térmico en la matriz energética del país (56 % inversiones necesarias en las redes de transmisión y en 2014 y 54% en 2015) le confiere un elevado perfil de distribución. De forma provisional las necesidades de emisiones de Gases de Efecto Invernadero por unidad generación se están cubriendo mediante unidades de de energía eléctrica y le expone a la volatilidad de los generación térmica de emergencia de baja eficiencia. precios del petróleo, que si bien le es favorable en la Sin embargo se hace necesaria la realización de actual situación de bajos precios, puede poner al sector una planificación estratégica, que incluya nuevas en una difícil situación si la tendencia cambia, tal y como unidades de generación y mayores interconexiones se observó en el pasado reciente. internacionales, así como abordar de forma sistemática el aumento de la cobertura de suministro eléctrico a las Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 14 Honduras - Capacidad Instalada 2,000 Peak Demand 1,800 (MW) Total 1,600 (MW) 1,400 Firm capacity 1,200 (MW) 1,000 800 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 Figura 1: Evolución de la demanda y de la potencia firme y total instalada en Honduras. zonas más desfavorecidas del país. gestión, es previsible que los operadores deban imponer restricciones técnicas tanto a los consumidores finales Una de las medidas tomadas por el Gobierno de como a las plantas de generación variable para mantener Honduras (GdH) para enfrentar algunos de estos la seguridad del sistema, con el consecuente impacto retos ha sido promover la instalación de capacidad económico. La Figura 1-muestra como el crecimiento de generación a base de recursos renovables. En de la demanda y de la generación instalada total no 2007 el GdH aprobó la Ley de Promoción a la Generación ha sido acompañada de un incremento proporcional de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto de capacidad firme, produciéndose un desequilibrio. 70-2007); y en 2013 creó, bajo el Decreto 138-2013, Para enfrentar estos retos, se prevé que sea necesario incentivos especiales adicionales para el desarrollo de incrementar la capacidad de respaldo, nuevas la generación solar fotovoltaica. Como consecuencia, inversiones en infraestructura, nuevas estrategias para actualmente Honduras tiene una capacidad nominal la gestión del despacho y servicios auxiliares, y/o el instalada en paneles fotovoltaicos de 479.64 MWp de fortalecimiento de capacidades en el sector. generación solar, más otros 80MW que se espera se añadan a la matriz a lo largo de 2016, en adición a los El Banco Mundial, en respuesta a la solicitud realizada 170MW de energía eólica que se encuentran ya en por la Secretaria de Finanzas, ha accedido a apoyar operación comercial. al Gobierno en la gestión de la integración de VRE en el sistema. Dando cumplimiento al mandato IDA y al El rápido crecimiento de la capacidad instalada compromiso del Grupo Banco Mundial en la lucha contra de las energías renovables variables en un corto el Cambio Climático, el Banco se encuentra apoyando periodo de tiempo puede impactar la estabilidad y al Gobierno de Honduras a través de una asistencia confiabilidad del sistema. La cantidad de capacidad técnica, en el objetivo de mejorar las condiciones para la de energía renovable variable (VRE, por sus siglas integración de una alta penetración de VRE en el sistema en inglés) introducida en el sistema recientemente eléctrico de manera sostenible. De esta forma el Banco representa una tasa de penetración muy significativa. Mundial pretende transferir las mejores prácticas El carácter variable y limitadamente predecible de estas globales en el ámbito de la integración de las VRE en los tecnologías supone un reto para el operador del sistema, sistemas eléctricos, para que el Gobierno de Honduras tanto nacional como regional, que deben garantizar pueda beneficiarse de este conocimiento y determinar la seguridad de suministro en cualquier situación que la estrategia que más le conviene adoptar a Honduras presente la red. Dada la debilidad de la red existente, al respecto. Esta asistencia técnica ha sido patrocinada la limitada experiencia en la gestión de alta penetración por el Fondo Coreano KGGTF –Korean Green Growth de VRE y la falta de mecanismos apropiados para su Trust Fund–. 15 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Como parte de esta asistencia técnica, el Banco ha contratado firmas internaciones especializadas para el desarrollo del estudio de integración. El Consorcio ECOFYS, conformado por Ecofys Netherlands B.V., Energynautics GmbH y Quantum América, tres empresas de amplia experiencia global en la materia, ha sido contratado para llevar a cabo el estudio Análisis Técnico y Económico de Máxima Penetración de Energía Eólica y Solar en el Red Eléctrica de Honduras. Asimismo, este consorcio será dirigido y apoyado por los especialistas de la ENEE, los expertos en energía del Banco Mundial y el equipo de Planificación de Sistemas Eléctricos de ESMAP , dentro del Banco Mundial. El estudio comprende tres componentes: (i) Análisis de la situación actual del sector de energías renovables, (ii) Recomendaciones de inversiones alternativas y acciones para la integración de renovables en el corto plazo (año 2016), y (iii) Recomendaciones de inversiones alternativas y acciones para la integración de renovables en el mediano plazo (año 2018). El presente documento resume los resultados del análisis exhaustivo realizado por el Consorcio ECOFYS en el ámbito del primer componente, en el que se analiza el actual marco regulatorio desde un punto de vista técnico, con especial atención a las plantas de generación con tecnología fotovoltaica por la situación de incertidumbre que existe actualmente en el sector sobre la elegibilidad de las plantas instaladas para beneficiarse de los incentivos especiales definidos en el Decreto 138-2013. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 16 IV. Descripción del Marco Legal y Regulatorio Las plantas de generación eléctrica en base a recursos E. Contratos de operación firmados con la Secretaría renovables están sujetas al marco legal y regulatorio na- de Energía, Recursos Naturales, Ambiente y Mi- cional del sector eléctrico general, a la normativa espe- nas (MiAmbiente), los cuales se encuentran apro- cífica aprobada al efecto de promover el desarrollo de bados por Decretos del Congreso Nacional y donde estas tecnologías y al reglamento regional y los tratados se establece, entre otros, los requisitos técnicos que firmados dentro del SIEPAC. A continuación se enume- deben cumplir las plantas de generación. ran las principales leyes, reglamentos y normativa re- visada para la realización del análisis del marco legal y F. Reglamento del Mercado Eléctrico Regional - regulatorio, y posterior ejecución del presente informe: RMER (Res. CRIE 09-2005), donde se establecen los Criterios de calidad, seguridad y desempeño (CCSC), A. Ley General de la Industria Eléctrica (Decreto 404- los cuales son fijados para el Sistema Eléctrico Re- 2013), la cual tiene como objeto regular (i) las acti- gional (SER). vidades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad, (ii) la importación G. Otros reglamentos: y exportación de energía eléctrica de forma comple- mentaria a lo establecido en los contratos internacio- i. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de Amé- nales, y (iii) la operación del sistema eléctrico nacio- rica Central nal, incluyendo la relación con los sistemas eléctricos de los países vecinos. ii. Reglamento de Operación del Sistema y Admi- nistración del Mercado Mayorista (CREE). B. Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto 70- 2007), la cual tiene como finalidad promover la inver- sión pública y/o privada en proyectos de generación de energía eléctrica con recursos renovables naciona- les a través de la creación de incentivos especiales. C. Decreto 138-2013, el cual modifica ciertos aspectos del articulado de la Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables (De- creto 70-2007) y establece en su artículo 6 incentivos adicionales especiales para los proyectos de genera- ción de energía eléctrica a partir del recurso solar a través de tecnología fotovoltaica. D. Contratos de suministro (Power Purchase Agree- ment o PPA) suscritos entre la ENEE y cada ge- nerador, los cuales se encuentran aprobados por el Decreto 376-2013 del Congreso Nacional (publicado en la Gaceta del día 10 de Mayo del 2014) y donde quedan establecidas las condiciones de compra y venta de energía, capacidad de la planta, precios de la energía generada y especificaciones técnicas, den- tro de los cuales deben operar las plantas. 17 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras V. Esquema de Incentivos En este capítulo se analizará el marco de incentivos es- seguridad operativa del sistema y de suministro. Dicha tablecido en la normativa para promover el desarrollo acotación queda igualmente reflejada en el Contrato de de proyectos de generación basados en energías reno- Suministro firmado entre la ENEE y los generadores de vables. Tanto el real Decreto 70-2007 como el 138-2013 energía eléctrica renovable. establecen incentivos especiales a estas tecnologías con el fin de promover el desarrollo de energía eléctrica a base de recursos renovables nacionales. 2.4 Compromiso de Despacho de Energía El COMPRADOR por medio del CND, obligatoriamente despachará toda la energía que el VENDEDOR produzca A continuación se resumen los principales incentivos y entregue en el Punto de Entrega durante toda la vigen- establecidos en la normativa. cia de éste Contrato. El Despacho obligatorio tendrá las excepciones siguientes: a) Cuando los embalses de las a. Prioridad de despacho centrales hidroeléctricas de propiedad estatal estén de- rramando y la toma de la producción del VENDEDOR ne- El numeral 2, Artículo 3 del Decreto 138-2013, establece cesite una reducción de la producción de esas centrales la potestad de los generadores de energía eléctrica re- con un consecuente aumento de los volúmenes derra- novable de firmar un Contrato de Suministro de Potencia mados; b) Cuando las fallas en la Planta del VENDEDOR y su Energía Eléctrica Asociada con la ENEE, obligando estén causando perturbaciones en el SIN; y c) Cuando a esta última a suscribir el contrato y a comprar toda la la Planta esté desconectada del SIN en situaciones de energía y potencia suministrada. Esta cláusula da priori- Emergencia o durante el restablecimiento del servicio dad a los generadores de energía renovable a vender su después de una falla, mientras el CND no le haya dado instrucciones de conectarse nuevamente a la red y esta producción al sistema sin someterse a las condiciones condición sea técnicamecamente justificada. de despacho ni al orden de mérito establecido por los costes marginales u operativos. El numeral 2, Artículo 3 del Decreto 138-2013 modifica al numeral 2, Artículo 3 Figura 3: Extracto del Contrato de Suministro de Potencia y su Ener- gía Eléctrica Asociada del Decreto 70-2007 , incluyendo el término de potencia. “ARTÍCULO 3.- Las empresas privadas o mixtas gene- b. Exenciones Fiscales radoras de energía eléctrica renovable que utilicen para El artículo 2 de la Ley de Promoción a la Generación de su producción recursos renovables nacionales en forma Energía Eléctrica con Recursos Renovables (Decreto 70- sostenible serán acogidas a la presente Ley y podrán 2007) contempla una serie de privilegios de orden fiscal vender la energía y servicios eléctricos auxiliadores que produzcan a través de las opciones siguientes: para las plantas de generación con recursos renovables, 1) ...; que incluye la exoneración del pago durante un limitado 2) Vender por iniciativa propia su producción de energía plazo temporal del (i) impuesto sobre la venta de equi- y potencia a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica pos, materiales y servicios vinculados a la generación (ENEE), teniendo esta última la obligación de firmar de energía renovable, (ii) impuestos, tasas, aranceles y un Contrato de Suministros de Potencia y su Energía derechos de importación, y del (iii) impuesto sobre la Eléctrica Asociada y comprar tal energía y potencia. renta, entre otros. ” ... Cabe destacar que el Articulo 2, numeral 3 del Decre- Figura 2: Decreto 138-2013, Artículo 3, numeral 2 to 70-2007 , limita la exención de este último impues- to a proyectos con capacidad instalada hasta 50MW Esta prioridad de despacho queda inequívocamente (Ver Figura 1). No obstante, el Decreto 138-2013, en su refrendada en el contrato de suministro (Figura 3), si Artículo 2, numeral 3 modifica el decreto del 2007 , eli- bien la prioridad de despacho se encuentra acotada por mina la restricción a proyectos de menos de 50 MW el mandato del operador del sistema, en este caso el (Ver Figuras 4 y 5). Centro Nacional de Despacho (CND), de mantener la Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 18 b) Se utilizará como precio base para el pago de la energía 3) Exoneración del pago del Impuesto Sobre la Renta, o Kilowatt-Hora (kWh), el costo marginal de corto plazo Aportación Solidaria Temporal, Impuesto al Activo Neto vigente. El costo marginal de corto plazo vigente será el y todos aquellos impuestos conexos a la renta durante publicado por la Secretaría de Estado en los Despachos un plazo de diez (10) años, contados a partir de la fecha de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA), en el Diario de inicio de operación comercial de la planta, para los Oficial La Gaceta dentro de los primeros quince (15) días proyectos con capacidad instalada hasta 50 MW. del año. El Precio Base en ningún caso podrá ser menor que el Costo Marginal de Corto Plazo de generación de Figura 4: Decreto 70-2007, Artículo 2, numeral 3 energía eléctrica (CMCP) aprobado y publicado en el Dia- rio Oficial La Gaceta el 15 de enero del año 2007 el cual se define como Precio Base Mínimo. “3) Exoneración del pago del Impuesto Sobre la Renta, d) El precio para el primer año de operación comercial Aportación Solidaria Temporal, Impuesto al Activo Neto, será el Precio Base vigente al momento de la firma del Impuesto de Ganancia de Capital y todos aquellos im- Contrato más el incentivo del diez por ciento (10%) an- puestos conexos a la renta durante un plazo de diez (10) tes establecido. Este Precio Base seleccionado para el años, equivalente a ciento veinte (120) meses, contados primer año de operación comercial será indexado anual- a partir de la fecha de inicio de operación comercial del mente en función de la variación anual del Índice de In- proyecto de generación de energía con recursos renova- flación de los Estados Unidos de América reportada para bles, establecida a través de la Certificación de Inicio de el último año de operación comercial. Los ajustes serán Operación Comercial emitida por la Empresa Nacional de aplicados al final de cada año de operación comercial de Energía Eléctrica (ENEE) o la Certificación emitida por la la planta, indexando el Precio Base de venta vigente para Comisión Nacional de Energía (CNE), en su defecto. En ese año, el cual una vez indexado pasará a ser el Precio casos de proyectos que se construyan por etapas den- Base de venta vigente del año siguiente de operación tro del mismo periodo de diez (10) años y a solicitud del comercial de la Planta, en todo caso el valor máximo de desarrollador del proyecto, esta exoneración incluye la ajuste por inflación anual será de uno y medio por ciento renta originada por la potencia y su energía asociada en- (1.5%). tregada durante el periodo de construcción de la planta Figura 6: Extracto del Decreto 70-2007, Artículo 3, donde establece el de energía renovable. ” Pecio Base y su indexación. Figura 5: Decreto 138-2013, Artículo 2, numeral 3 d. Incentivo sobre el Precio c. Establecimiento de un Base para proyectos de ge- Precio Base fijo para plantas neración con recursos reno- de generación renovable vables El Decreto 70-2007 establece un precio fijo para la ener- El Decreto 70-2007 , en su Artículo 3, inciso 2C, esta- gía generada por las plantas de generación renovable blece un incentivo especial durante los primeros 15 durante la vida de la planta. La reducción de la incerti- años de operación de la planta de una cuantía del 10% dumbre sobre la evolución de los precios de mercado, sobre el precio base, aplicable a proyectos que vendan para asegurar así un marco más estable de inversión por iniciativa propia su producción de energía a la ENEE para las plantas de generación renovables, es conside- (Ver Figura 7). Si bien en este inciso se establece una rada un incentivo a este tipo de tecnologías. restricción a proyectos menores de 50 MW, el Decreto 138-2013, en su Artículo 3, inciso 2C, que modifica el El Precio Base sobre el que se calculan los subsiguien- texto del Decreto 70-2007 , en su Artículo 3, inciso 2C, tes incentivos se establece como el Costo Marginal de reafirma la validez de este incentivo pero elimina la res- Corto Plazo en vigor a la firma del contrato de suministro tricción. Por tanto, el incentivo es aplicable a los proyec- con la ENEE, aunque se define un mínimo para este tos de generación con recursos renovables de cualquier valor, que en ningún caso será menor que el Costo Mar- tamaño sin restricción (Ver Figura 8). ginal de Corto Plazo publicado el 15 de enero de 2007 en La Gaceta –Precio Base Mínimo–. 19 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras c) El incentivo que forma parte del Precio Total antes (kWh) (US0.03/kWh) como incentivo especial, más el establecido será el valor equivalente al diez por ciento diez por ciento (10%) legal. Cada proyecto de genera- (10%) del Precio Base vigente al momento de la firma ción a base de esta tecnología tendrá una capacidad ins- del Contrato y dicho incentivo se aplicará únicamente talada máxima de cincuenta Megawatt (50 MW). durante los primeros quince (15) años contados a partir de la fecha de inicio de operación comercial de la planta Figura 9: Decreto 138-2013, Artículo 6 para los proyectos menores de 50 MW. Figura 7: Decreto 70-2007, Artículo 3, inciso 2C El incentivo especial para proyectos fotovoltaicos com- prende dos componentes principales: c) El incentivo del diez por ciento (10%) sobre el Pre- A. Incentivo económico adicional: al Precio Base para el cio Base utilizado para el cálculo del pago por energía pago de la energía y al incentivo del 10% adicional es- se mantendrá constante por un periodo de quince (15) tablecido como incentivo en el Decreto 70-2007 para años, equivalente a ciento ochenta (180) meses, conta- proyectos de generación renovable, se le añaden tres dos a partir de la fecha de inicio de operación comercial centavos de dólar por kilovatio-hora (3 c/kWh). de la planta. El Precio Base utilizado para el cálculo de este incentivo será el vigente al momento de la firma del contrato de suministro; B. Incremento de certidumbre sobre el Precio Base apli- cable: con objeto de reducir aún más el nivel de incer- Figura 8: Decreto 138-2013, Artículo 3, inciso 2C (Artículo de la Figura tidumbre sobre Precio Base a aplicar para el pago de 7-modificado) la energía generada por las plantas de generación re- novable, el Decreto 138-2013 determina que el Precio e. Incentivo especial para Base para el cálculo del pago por energía generada por las plantas fotovoltaicas queda establecido en el proyectos fotovoltaicos de Costo Marginal de Corto Plazo en vigor al inicio de la vigencia de dicho Decreto. De este modo se reduce generación eléctrica la incertidumbre sobre la evolución de este paráme- tro en el tiempo. El Decreto 138-2013 establece en su artículo 6 incenti- vos especiales de carácter temporal, específicos para e.1. Restricciones de elegibilidad para los proyectos de generación de energía eléctrica a partir beneficiarse del incentivo especial para de fuente solar con tecnología fotovoltaica, adicionales a los establecidos en el Decreto 70-2007 , que son de proyectos de generación de recurso aplicación a todas las plantas de generación eléctrica a solar mediante tecnología fotovoltaica partir de fuentes renovables. El incentivo especial para proyectos fotovoltaicos esta- blece tres restricciones para su aplicabilidad, según se ARTÍCULO 6.- Los proyectos de generación de ener- recoge en el Decreto 138-2013: gía cuya fuente provenga de la tecnología solar fotovol- taica, tienen derecho a todos los incentivos estableci- A. Restricción temporal: el incentivo especial sólo apli- dos en la Ley de Promoción a la Generación de Energía ca a plantas fotovoltaicas instaladas en los dos años Eléctrica con Recursos Renovables, adicionalmente, y subsiguientes a la publicación del Decreto 138-2013 como medida de incentivo especial temporal de aplica- en La Gaceta, el 1 de agosto de 2013. Por tanto la ción para los proyectos que se instalen en los primeros fecha límite de elegibilidad se establece en el 31 de dos (2) años contados a partir de la vigencia del presen- te Decreto o hasta alcanzar un valor máximo instalado julio de 2015. de trescientos megawatt (300MW), deben tener como Precio Base para el pago de la energía el Costo Marginal B. Restricción de capacidad del proyecto: Si bien el Artí- de Corto Plazo en vigor al inicio de la vigencia de este culo 3 del Decreto 138-2013 elimina la restricción de Decreto, más Tres Centavos de Dólar por Kilowatt-Hora tamaño –50MW– para que los proyectos renovables sean elegibles para la recepción de los incentivos de- Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 20 finidos en el Decreto 70-2007 , el Articulo 6 del De- creto 138-2013 circunscribe el incentivo especial para proyectos fotovoltaicos únicamente a proyectos con capacidad instalada de hasta 50MW (Ver Figura 9). C. Restricción de capacidad fotovoltaica instalada acu- mulada: por último, se establece en Decreto 138-2013 una limitación por capacidad instalada acumulada, siendo elegibles los primeros 300 MW de proyec- tos fotovoltaicos instalados. A partir de ese punto, la potencia instalada adicional no sería susceptible de percibir los incentivos especiales establecidos en el Artículo 6 del Decreto 138-2013. Esta limitación per- mite al GdH limitar el impacto económico de los in- centivos descritos en el Presupuesto del Gobierno y en el sistema, de forma que no supongan un lastre para el desarrollo futuro del sector ni del país. De acuerdo a las limitaciones anteriores y con objeto de esclarecer qué proyectos fotovoltaicos, de entre los puestos en operación comercial antes del 1 de agosto de 2015, tienen derecho a los incentivos especiales de- finidos en el Decreto 138-2013, es necesario establecer el orden de prelación de los proyectos, definiendo de forma unívoca su fecha de entrada en operación comer- cial y su potencia instalada. 21 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras VI. Retos a la sostenibilidad del sistema y poten- ciales riesgos para el desarrollo futuro del sector Para asegurar la sostenibilidad del actual sistema regu- Desde un punto de vista técnico, el mejor escenario latorio y de incentivos hay que analizar tres ámbitos fun- para el sistema es el de una potencia variable distribuida damentales. Por un lado, la sostenibilidad económica es por el país y cercana a los puntos de consumo. Sin em- necesaria para poder desarrollar un sistema saludable bargo, esta necesidad del sistema se contrapone al in- en el medio y largo plazo; la sostenibilidad técnica es centivo que supone para los generadores el instalar sus igualmente necesaria para poder operar el sistema de plantas renovables en las ubicaciones de mayor recurso forma segura y cumplir con el mandato de seguridad de y alejadas de concentraciones urbanas para reducir su suministro del operador; por último, el mantenimiento impacto y facilitar la consecución de los permisos perti- en el tiempo de un marco legal y de incentivos estable, nentes, tendiendo por tanto a concentrar la instalación predecible y transparente, es clave para que las inversio- de estas plantas alrededor de grandes agrupaciones nes se mantengan en el tiempo. lejanas a los grandes centros de consumo. El Análisis de Técnico y Económico de Máxima Penetración de El análisis de la sostenibilidad económica se encuentra Energía Eólica y Solar en el Red Eléctrica de Honduras fuera del alcance de este trabajo. Sin embargo, se en- abordará de forma específica los asuntos técnicos de tiende que durante el diseño del marco regulatorio y de integración en los componentes dos y tres, si bien se- incentivos se realizaron los análisis de impacto econó- ría recomendable tener en cuenta estos aspectos en mico pertinentes, a los cuales no se ha tenido acceso futuras evoluciones del marco regulatorio, para que se al no formar parte del alcance del trabajo su análisis. establezcan limitaciones geográficas y temporales a la En la evaluación de la sostenibilidad económica si se instalación de plantas acordes con la evolución del sis- pueden realizar, sin embargo, algunos comentarios cua- tema de transmisión y generación firme y de respaldo litativos. Si bien el nivel de incentivos y precios pagados del país, de forma que su integración se produzca de por la producción de energía fotovoltaica en Honduras una forma suave. son superiores a los pagados en países del entorno, cabría realizar los siguientes matices: i) es práctica ha- En relación a la predictibilidad, estabilidad y transparen- bitual “sobre incentivar” sectores que se consideran cia del marco regulatorio y del sistema de incentivos, estratégicos y aún no están implementados en el país, el presente capítulo analiza la coherencia técnica de las para atraer la inversión inicial, si bien se modula el siste- distintas regulaciones y del estado de las plantas en ma de incentivos subsecuentemente para posteriores relación a los aspectos técnicos establecidos. En este inversores; ii) el entorno de altos precios del petróleo análisis se identificó la existencia de potenciales incon- que existía cuando se definió el sistema de incentivos sistencias normativas, que deberían ser clarificadas y, ha variado drásticamente, subrayando los altos costes en su caso, subsanadas por el Gobierno para que pueda de las renovables en el entorno actual de bajos precios producirse un desarrollo saludable del sector en un mar- de los combustibles fósiles, si bien esta situación no co transparente y estable de incentivos. era previsible cuando se aprobó la regulación; iii) el ries- go país percibido por los inversores, que se traduce en Las potenciales discrepancias técnicas identificadas, la necesidad de ofrecer un marco de incentivos más que se analizan a continuación, corresponden a la in- atractivo y en mayores costes de financiación para los terpretación de la potencia instalada por los distintos desarrolladores/inversores; iv) el recurso solar y eólico, proyectos, la consecución de los permisos conexión a que tiene un componente local muy acentuado y que a la red regional y la fórmula de cálculo para el pago de la su vez impacta sensiblemente en los costes de estas energía renovable. tecnologías, dado que la alta inversión inicial requerida es similar a nivel global y se repercuten directamente sobre la energía generada, que sin embargo depende del recurso disponible y es diferente para cada proyecto. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 22 A. Potencial discrepancia en continua –DC–. Esta energía eléctrica generada por los paneles fotovoltaicos a partir del recurso solar requiere la definición de la capacidad dos pasos de transformación para poder ser vertida a la red eléctrica del país. En el primer paso se emplean instalada unos dispositivos de electrónica de potencia denomina- dos Inversores que transforman la corriente continua A partir de la información compartida por la ENEE en corriente alterna –AC–. Una vez que la corriente de para la realización del presente estudio, se ha ela- generación ha sido transformada a corriente alterna, a borado la Tabla 1 en la cual se numeran las prin- través de un transformador se eleva la tensión de salida cipales características de las plantas que han del Inversor al nivel de tensión del punto de la red donde solicitado acogerse al marco de incentivos espe- se va a conectar e inyectar la corriente generada. cíficos para plantas fotovoltaicas establecido en el Decreto 138-2013. En la Tabla 1 se detalla la potencia nominal instalada de los principales componentes. Así en la tercera columna En las plantas fotovoltaicas, la energía eléctrica produ- se expone la potencia nominal de las placas fotovoltai- cida en los paneles fotovoltaicos se genera en corriente cas generadoras, en la cuarta columna la potencia nomi- Capacidad nominal Capacidad de la Planta por componente Proyecto No. Inicio de Operación Comercial** Planta Paneles Inverso- Transforma- Instalada Máxima solares res [MW dor elevador Contrac- Contrac- Potencia [MW DC] AC] [MVA] tual* [MW] tual* [MW] Fecha Hora Máxima Medida [MW] 15-Jun-15 11:48 55.00 (p) 1 FOTOVOLTAICO NACAOME 72.07 52.00 57.00 50.00 50.00 29-Jun-15 12:26 59.74 17-Jun-15 11:57 52.41 (p) 2 FOTOVOLTAICO VALLE 72.07 52.00 57.00 50.00 50.00 8-Jul-15 12:05 59.45 3 MARCOVIA SOLAR 42.38 46.00 N/D 40.50 39.69 1-Jul-15 0:00 35.00 4 MECER 29.37 32.00 N/D 25.00 20.00 6-Jul-15 11:45 25.78 5 PAVANA SOLAR 24.25 20.00 25.00 24.00 20.00 8-Jul-15 11:45 20.12 6 LLANOS DEL SUR FOTOVOLTAICO 16.23 14.00 N/D 14.81 13.75 21-Jul-15 12:34 12.95 PLANTA GRANJA SOLAR 7 21.94 18.00 N/D 20.00 2.39 24-Jul-15 12:42 18.00 EL POLLITO 8 GRANJA SOLAR DEL PACÍFICO I 23.06 20.00 50.00 20.00 19.00 28-Jul-15 11:01 17.81 9 EL CAGUANO 61.49 50.00 100.00 61.00 50.00 29-Jul-15 14:39 37.13 10 CHOLUTECA SOLAR I 23.11 20.00 100.00 20.00 18.00 30-Jul-15 8:05 13.95 11 CHOLUTECA SOLAR II 34.10 30.00 100.00 30.00 27.00 30-Jul-15 8:05 15.92 12 ENERGÍA RENOVABLE NACAOME II 59.56 49.90 60.00 49.90 44.50 30-Jul-15 10:03 39.90 TOTAL 479.64 403.90 405.21 354.33 355.75 *Según lo establecido en el Contrato de Suministro **Las dos plantas que tienen dos fechas y valores de inicio de operación se debe a que las mismas reportaron un inicio de operación parcial y luego un inicio de operación final Tabla 1: Tabla resumen con las principales características de las plantas fotovoltaicas en operación comercial que han solicitado acogerse a los Incentivos Especiales establecidos en el Articulo 6 del Decreto 138-2013. Tabla de elaboración propia en base a la información proporcionada por la ENEE. 23 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras nal de los inversores y en la quinta columna la potencia que podría existir una discrepancia potencial entre la nominal del transformador elevador. Asimismo, en las potencia instalada de los principales componentes columnas seis y siete se incluyen los valores estable- y la potencia contractual establecida en el Contrato cidos en los Contratos de Suministro para la capacidad de Suministro. Instalada y la capacidad máxima inyectable a la red por la planta. Por último, las columnas ocho, nueve y diez »» Alineamiento de los parámetros de operación con los recogen datos de las pruebas de inicio de operación co- establecidos en el Contrato de Suministro: en la Tabla mercial. Las celdas en blanco corresponden a datos no 1 se identifican proyectos en los que podría existir encontrados en la información recibida de la ENEE. una discrepancia potencial entre la los parámetros de funcionamiento de las plantas y los establecidos en i. Posible discrepancia en la el Contrato de Suministro. Para evitar que haya po- tenciales desviaciones, la ENEE debería velar por el capacidad instalada de las cumplimiento de los parámetros de operación y su adecuación a los consensuados en el Contrato de Su- plantas individuales ministro. Como se expuso anteriormente, el Decreto 138-2015, Este estado de incertidumbre en el sector, a la espera en su artículo 6, limita el incentivo especial para los de esclarecerse estas potenciales áreas de discrepan- proyectos fotovoltaicos a aquellas plantas con una ca- cia, resulta negativo para asegurar la transparencia del pacidad instalada de hasta 50MW. Sin embargo no sistema regulatorio y la seguridad jurídica. Por tanto, se se define la forma de determinar la potencia insta- debería determinar las plantas sobre las cuales tiene lada, lo cual supone que puedan existir diferentes in- dudas sobre su elegibilidad para recibir los incentivos terpretaciones al respecto, aunque en el presente do- especiales establecidos en el Decreto 138-2013 y agi- cumento se citan prácticas generalmente aceptadas lizar los pagos pendientes a las plantas con las que no al respecto. existan estas dudas. Para ello, sería recomendable que el GdH realice un análisis jurídico de la situación de las De acuerdo a la Tabla 1, las potenciales áreas de discre- plantas, de forma que se mejore la predictibilidad del pancia con los criterios de elegibilidad establecidos en marco regulatorio para las plantas de generación con el Artículo 6 del Decreto 138-2013, son las siguientes: energías renovables. En este sentido, dicho análisis jurí- dico debería aclarar i) la definición de potencia instalada; »» Potencia nominal instalada de los principales com- ii) el cumplimiento de las plantas instaladas con el límite ponentes y límite de potencia: este ámbito incumbe de capacidad establecido; iii) el orden jerárquico legal a plantas cuya capacidad nominal instalada en (i) pa- entre los decretos y los contratos de suministro en caso neles solares, (ii) inversores y/o (iii) transformadores de discrepancia, dado que los Contratos de Suministro superan los 50MW, si bien el Contrato de Suministro fueron refrendados por el Congreso Nacional, al igual establece una potencia instalada del proyecto dentro que los Decretos 70-2007 y 138-2013; y iv) decidir, de del límite de los 50MW. ser necesario, cómo deberían adaptarse los proyectos en caso de incumplimiento con los parámetros defini- »» Alineamiento del Contrato de Suministro con el límite dos en los contratos de suministro firmados. de potencia: se ha identificado el caso en el que el Contrato de Suministro establece una potencia insta- Dado que la determinación de la potencia instalada de lada que supera los 50MW definidos como límite de las plantas fotovoltaicas es clave para dilucidar la ele- elegibilidad en el Decreto 138-2013, Articulo 6 (Ver Ta- gibilidad de las mismas a los incentivos anteriormente bla 1). Sin embargo, el Contrato de Suministro sigue mencionados, a continuación se aportan algunas con- el mismo formato y condiciones que el firmado con sideraciones técnicas al respecto, sin por ello dejar de el resto de proyectos. subrayar la necesidad de realizar un análisis jurídico que esclarezca este punto. »» Potencia nominal instalada de los principales com- ponentes y alineamiento con el Contrato de Sumi- nistro: en la Tabla 1 se identifican proyectos en los Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 24 i.1 Definición de capacidad instalada que generalmente en estos casos dichas definiciones se encuentran recogidas en la misma normativa de for- A pesar de que tanto el Decreto 70-2007 como el De- ma explícita, y (iii) que dichas definiciones no se suelen creto 138-2013 hacen referencia a la capacidad instalada emplear para establecer el marco de incentivos sino para delimitar la elegibilidad de los proyectos de gene- parámetros operacionales complejos relacionados con ración de electricidad para los incentivos especiales –si la contribución a la seguridad del sistema de las plan- bien la limitación del Decreto 70-2007 es eliminada por tas –servicios auxiliares, obligaciones de suministro de el Decreto 138-2013–, ninguno de estos Decretos defi- potencia reactiva, calidad de electricidad–. El detalle de ne dicho concepto. resultados del benchmarking realizado se detalla en el Anexo I. Para definir la potencia instalada, a continuación se ofre- cen varias opciones válidas desde un punto de vista téc- Interpretación de MiAmbiente nico, si bien debe ser un análisis jurídico el que establez- ca qué definición es válida para determinar la elegibilidad En respuesta a una consulta elevada por el Ingeniero de los proyectos para optar al marco de incentivos para Roberto Ordóñez, en calidad de Gerente General de la plantas fotovoltaicas y dilucidar las potenciales discre- ENEE, a través del Oficio GG-423-2015 del 09(07/15), el pancias de las plantas fotovoltaicas con sus Contratos Ing. José Antonio Galdámez, en calidad de Secretario de Suministro. Adicionalmente al análisis jurídico, sería de Estado de MiAmbiente, interpreta la capacidad ins- recomendable que la ENEE solicitara a los distintos pro- talada en el numeral 3 del Oficio DMA-0899-2015, como motores que compartan sus cálculos detallados de la se presenta en la Figura 10: potencia instalada en sus plantas. Benchmarking internacional 3. ¿A qué tipo de potencia se refiere el límite establecido en el Artículo 6 del Decreto 130-2013, “ ...Cada Proyecto Los principales organismos internacionales, como de Generación a base de esa tecnología tendrá una ca- pacidad máxima instalada de 50 MW... ” Se refiera a la la Agencia Internacional de la Energía (IEA-PVPS), la potencia DC, AC o potencia promedio calculada como Asociación de la Industria de Energía Solar (SEIA) o la energía generada entre número de horas al mes? Asociación de la Industria Europea Fotovoltaica (SPE), R/ Se refiere a una máxima capacidad instalada nominal emplea la potencia nominal pico de los paneles solares de corriente alterna de cincuenta megavatios (50MW) como medida de la capacidad instalada de los proyec- tos. Este método ha sido adoptado, además de por su sencillez y universalidad, por ser las placas fotovoltaicas Figura 10: Extracto del Oficio DMA-0899-2015 en la que se expresa las unidades de generación del sistema y por la posibili- el posicionamiento de la MiAmbiente en relación a la definición de Potencia Instalada. dad de comparar la potencia instalada con la fabricación de paneles fotovoltaicos. Es de esta forma en la que los De acuerdo a esta interpretación, la potencia instalada países miembros reportan a los organismos internacio- en las plantas puede definirse de dos formas diferentes. nales la potencia instalada en sus sistemas eléctricos. Por un lado, se podría tomar la potencia instalada no- minal de los inversores de la planta como medida de la Sin embargo, existen otras opciones que algunos países “capacidad instalada nominal de corriente alterna” , con han incorporado para medir la potencia de las plantas el inconveniente de que la potencia nominal de estos fotovoltaicas, como la potencia máxima de salida o la equipos se mide a 50°C, siendo su capacidad del orden potencia en corriente alterna. Para ilustrarlo se realizó de un 20% mayor cuando la temperatura ambiente se un benchmarking de las definiciones dadas por otros sitúa en torno a los 25°C (Ver Figura 10). Por otro lado, países y organismos internacionales para la capacidad países como Japón, Canadá y algunos lugares de Es- instalada. Se consideró la definición para capacidad tados Unidos toman como “capacidad instalada nomi- instalada de plantas solares fotovoltaicas, para los ca- , la capacidad instalada nominal nal de corriente alterna” sos en la misma estuviese disponible. Es importante de corriente continua (paneles fotovoltaicos) menos las mencionar, sin embargo, que (i) muchas de estas de- pérdidas de conversión del inversor, que en la actualidad finiciones no son específicas para plantas RE sino que se sitúan por debajo del 5% en la mayor parte de regí- han sido redactadas para todo tipo de generadores, (ii) menes de funcionamiento. 25 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Definiciones en los Contratos de Suministro equipo de generación” la capacidad nominal agregada de otro componente distinto de las placas fotovoltaicas En el caso analizado, las definiciones incluidas en los implicaría asumir que la energía eléctrica se genera en Contratos de Suministro son relevantes dado que estos dichos dispositivos, lo cual carecería de soporte técnico. contratos fueron aprobados por el Congreso Nacional, En cualquier caso, y tal y como se ha reiterado en el pre- lo cual le confiere un rango legal superior al que tendría sente documento, esta decisión debe necesariamente un simple contrato comercial entre dos partes. La rela- responder a criterios jurídicos y no técnicos. ción y prelación jerárquica legal entre las diferentes nor- mas debe ser objeto de un análisis jurídico que supera Sobre el valor base de la capacidad nominal del equi- el alcance de este trabajo. po de generación, ha de realizarse la corrección de la eficiencia y las pérdidas de los equipos auxiliares y las Se reproduce a continuación la definición de potencia líneas de conducción desde la salida de los paneles foto- instalada incluida en los Contratos de Suministro, en su voltaicos hasta “el punto de mayor tensión de la planta”, Cláusula 1, numeral 10 (figura 11). que sería a la salida del transformador de elevación de tensión. El cálculo de esta corrección es complejo por- que la eficiencia y pérdidas de los equipos auxiliares y 10. Capacidad Instalada- Es la capacidad, calculada en las líneas de conducción dependen i) de las condiciones el punto de mayor tensión en la Planta, que resulta de ambientales de funcionamiento y ii) de las condiciones la suma de las capacidades nominales del equipo de ge- dinámicas de operación, por lo que no existe un valor neración, corregido por la eficiencia y pérdidas de los único para esta corrección. equipos auxiliares y las líneas de conducción. Para asegurar el cumplimiento en cuanto a la capacidad Figura 11: Extracto del Contrato de Suministro a Plantas Fotovoltaicas instalada establecida en el Contrato de Suministro, ha- bría que realizar los cálculos de pérdidas y eficiencias en Esta definición es empleada por la ENEE para la gene- las condiciones de operación que maximicen la potencia ralidad de sus contratos de suministro con plantas de activa de salida, asegurando así el cumplimiento en todo generación eléctrica de cualquier tecnología, y no reco- el rango de operación de la planta. Sería recomendable ge las especifidades de la tecnología fotovoltaica. Esta que la ENEE solicite estos cálculos y características téc- definición está orientada a satisfacer las necesidades nicas de los componentes para las distintas plantas y del CND y el modelado del sistema eléctrico nacional que sean los técnicos de la ENEE quienes revisen, y en principalmente, y no a establecer los criterios de elegi- su caso validen, estos cálculos. bilidad de las plantas a los incentivos para plantas foto- voltaicas. Sin embargo, el único documento en el que En relación a las condiciones ambientales de funciona- se ha encontrado una definición de potencia instalada miento, variables como la temperatura ambiental pue- durante el análisis es en los Contratos de Suministro, y den tener una gran importancia a la hora de establecer por ello se analiza en este capítulo. los autoconsumos, rendimientos y pérdidas de los equi- pos y cableado de conexión. Si la ENEE decide solicitar De acuerdo a la definición, la otra opción para el cál- los cálculos a los desarrolladores, las hipótesis ambien- culo de la potencia instalada es tomar como base las tales deben quedar claramente reflejadas para que los potencias nominales del equipo de generación. Desde técnicos de la ENEE puedan validarlos. un punto de vista técnico, y dado que la electricidad se produce en los paneles fotovoltaicos a partir de la ra- Para mostrar la incidencia de las condiciones ambienta- diación solar, como “capacidad nominal del equipo de les en el punto de funcionamiento, la Figura 12-muestra generación” debería tomarse la potencia nominal agre- la evolución de la capacidad de un inversor comercial. gada de las placas o módulos fotovoltaicos instalados. En él se aprecia cómo la capacidad nominal es medida A la salida de los paneles fotovoltaicos, la electricidad a 50°C, y cómo para temperaturas menores a 25°C la se transforma en etapas sucesivas hasta que se igualan capacidad de estos componentes se eleva un 20%. las características a las de la red nacional en el punto de evacuación, para su posterior transporte, distribu- ción y consumo. Tomar como “capacidad nominal del Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 26 Temperature rating of types-0500kW-A, -0875kW-B and -1000kW-C ENEE, asciende a 479.64 MW. Esta potencia se reduce This curve shows the load capacity of inverter types -0500kW-A, -0875kW-B and -1000kW-C a 405.25 MW si se contabiliza la potencia instalada de- as a function of ambient temperature. The curve is applicable at altitudes below 1000 m (3300 ft). clarada en los Contratos de Suministro. % 120 El límite de 300MW de capacidad fotovoltaica instalada establecido en la Regulación pretende limitar el impacto 110 económico de los Incentivos Especiales en los costes 108 del sector y en la estabilidad presupuestaria, para ase- 100 gurar así la sostenibilidad económica del sistema. Es por tanto crucial que el GdH defina el concepto de po- 90 tencia instalada y determine los proyectos fotovoltaicos elegibles para beneficiarse de los Incentivos Especiales, 80 de acuerdo a criterios jurídicos. 0 -15 °C +15 °C +22 °C +35 °C +45 °C +55 °C +60 °C T Las columnas ocho y nueve de la tabla 1 muestran la +5 °F +59 °F +77 °F +95 °F +113 °F +131 °F +140 °F fecha y hora en que fueron declarados el inicio de ope- Nominal ambient temperature ración comercial de las plantas, que debe servir para Figura 12: Curva de capacidad en función de la temperatura ambiente establecer el orden de prelación que determine la ele- del Inversores. Extracto del Hardware manual PVS800-57 central in- gibilidad de los proyectos para percibir los Incentivos verters (100 to 1000 kW) Especiales a la tecnología fotovoltaica. Sin embargo, Potencia efectivamente generada durante la para poder determinar en qué punto se alcanza el cupo operación de las plantas máximo de potencia instalada establecido por el artículo 6 del Decreto 138-2015, y así establecer el listado de Por último, dado que las plantas objeto de estudio se plantas que percibirán los incentivos especiales, se re- encuentran en operación comercial, una última vía para quiere que el GdH defina cual valor será considerado analizar la potencia instalada de las plantas la puede como capacidad instalada de cada planta para estos fi- aportar la medida real de producción de las mismas, nes. Tal y cómo se discutió en la sección i, el GdH debe de forma que se pueda establecer una relación con la despejar las potenciales dudas acerca de la medición de potencia instalada. Aquellas plantas cuya potencia real la potencia instalada –potencia nominal de alguno de los se desvíe consistentemente de los parámetros esta- componentes de la planta, capacidad establecida en el blecidos en sus respectivos Contratos de Suministro, Contrato de Suministro, la capacidad reportada al inicio deberían ser objeto de un mayor escrutinio por parte de de operación u otra metodología–. la ENEE. ii. Potencial discrepancia para delimitar B. Permiso de Conexión a la la restricción de capacidad fotovoltaica Red Regional instalada acumulada de 300 MW Es condición esencial para que las plantas reciban los Tal como se expuso en el capítulo V apartado e) del pre- incentivos que estén en operación comercial en el SIN. sente informe, el artículo 6 del Decreto 138-2015 esta- Para ello, las plantas que conectan al RTR, deben previa- blece una limitación al incentivo especial establecido mente haber obtenido el permiso de conexión definitivo para los generadores fotovoltaicos, reduciendo el ámbi- de la CRIE, que certifica que sus instalaciones cumplen to de elegibilidad a “los proyectos que se instalen en los todos los requisitos técnicos y de calidad, confiabilidad primeros dos (2) años contados a partir de la vigencia y desempeño (CCSD) establecidos en el Mercado Eléc- del presente Decreto o hasta alcanzar un valor máximo trico Regional (RMER). Este requerimiento del permiso instalado de trescientos megawatt (300MW)” . de la CRIE se encuentra recogido en el Libro III de la RMER, como se recoge en la Figura 13. Es de destacar Si se contabiliza la potencia nominal agregada de los que la CRIE no tiene normas específicas para plantas paneles solares, la potencia fotovoltaica instalada en VRE, sino que les son aplicables todas las normas co- Honduras, basado en la información compartida por la munes a los demás Agentes Generadores. 27 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Si bien este requisito parece formal, refleja las dudas 4.5.2.3 El solicitante que desee conectarse a la RTR de- en el Operador Regional acerca de la estabilidad de la berá presentar a la CRIE la Solicitud de Conexión con red regional y del impacto de la nueva capacidad varia- toda la documentación requerida, con copia al EOR, al ble instalada en Honduras. Los componentes II y III del Agente Transmisor y al OS/OM del respectivo País. presente Análisis Técnico y Económico de Máxima Pe- netración de Energía Eólica y Solar en el Red Eléctrica Figura 13: Extracto del Libro III de la RMER de Honduras, aportarán información adicional acerca de la estabilidad de la red y posibilidades de refuerzo, si De los doce (12) proyectos analizados cuatro (4) no re- fuera necesario. quieren autorización de la CRIE, por estar conectados a nodos del SIN de 34,5 kV que no integran la RTR, y ocho El hecho de que haya plantas en régimen de operación (8) sí, pero de estos últimos sólo tres (3) cuentan con el comercial con permisos temporales añade incertidum- permiso definitivo de la CRIE (Ver Tabla 2). bre al sector. Si bien no se espera que los permisos sean revocados, en algunos casos las extensiones de Se efectuó una revisión de las certificaciones emitidas los permisos temporales se han retrasado, resultando por la CRIE, donde esta especifica el estatus de cumpli- en una situación legal compleja para las plantas ope- miento de las plantas con respecto a los requerimien- rando con permisos temporales no extendidos. La po- tos necesarios para la emisión del permiso definitivo tencial no extensión de los permisos temporales y/o la de conexión a la RTR, para aquellas plantas que aun potencial no consecución de los permisos permanentes poseen permisos provisionales. Durante este proceso debería ser analizada desde un punto legal para diluci- se visualizó la existencia requisitos cuyo cumplimiento dar la situación en la que se encontrarían dichas plantas, dependen principalmente de la ENEE, ya que es a la tanto para operar comercialmente como para acceder que se le solicita la remisión de los informes del com- a los incentivos Especiales para plantas fotovoltaicas. portamiento de la red y del impacto en la misma de las Sería recomendable que la ENEE y el GdH mantengan nuevas plantas conectadas. En la Figura 14 se muestra un diálogo cercano con el EOR para clarificar la situación la Certificación de la CRIE 58-2015 emitida a favor del y dotar a estas plantas de mayor certidumbre sobre su proyecto SERSA. situación legal. Conexión al SIN Permiso definitivo (CRIE) Proyecto No.Planta Integra la RTR Tensión [kV] Res. Fecha 1 FOTOVOLTAICO NACAOME SÍ 230 39/2015 30-10-15 2 FOTOVOLTAICO VALLE SÍ 230 38/2015 30-10-15 3 MARCOVIA SOLAR NO 34.5 N/C N/C 4 MECER NO 34.5 N/C N/C 5 PAVANA SOLAR SÍ 230 40/2015 30-10-15 6 LLANOS DEL SUR FOTOVOLTAICO NO 34.5 N/C N/C 7 PLANTA GRANJA SOLAR EL POLLITO NO 34.5 N/C N/C 8 GRANJA SOLAR DEL PACÍFICO I SÍ 230 Provisional _ 9 EL CAGUANO SÍ 230 Provisional _ 10 CHOLUTECA SOLAR I SÍ 230 Provisional _ 11 CHOLUTECA SOLAR II SÍ 230 Provisional _ 12 ENERGÍA RENOVABLE NACAOME II SÍ 230 Provisional _ *Corresponde a la capacidad instalada establecida en el PPA Tabla 2: Tabla resumen de los permisos de conexión de las plantas fotovoltaicas en operación comercial que han solicitado acogerse a los Incentivos Especiales establecidos en el Articulo 6 del Decreto 138-2013. Tabla de elaboración propia en base a la información proporcionada por la ENEE. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 28 IV C. Potenciales discrepancias Que el 27 de noviembre de 2015, el Ente Operador Re- gional mediante nota No. EOR-DE-27-11-2015-996, de en torno a la fórmula de cál- fecha 27 de noviembre de 2015, recomienda a la CRIE lo culo para el pago del sumi- siguiente: 1) Aprobar de forma provisional, por un perio- do de cuatro (4) meses contados a partir de la resolución nistro de energía correspondiente, la solicitud presentada por la empresa SOLUCIONES ENERGÉTICAS RENOVABLES, S.A. de En relación a la fórmula de cálculo, se realizó un análisis C.V. (SERSA), para la conexión a la RTR de Honduras de comparativo de la metodología de cálculo para el pago los proyectos de granjas solares fotovoltaicas denomi- de la energía servida por los generadores según los nados “CHOLUTECA SOLAR I y CHOLUTECA SOLAR distintos documentos del marco legal vigente para las II”; 2) Indicar a la ENEE que previo a que pueda darse plantas fotovoltaicas. En este sentido, se analizó lo esta- la aprobación definitiva de la conexión a la RTR de los blecido en los Contratos de Suministro, específicamen- proyectos de granjas solares fotovoltaicas denominados te en el literal G y en el numeral 9.2 Pago del Suminis- “CHOLUTECA SOLAR I y CHOLUTECA SOLAR II” , la tro de Energía y Potencia, vis-a-vis a lo establecido por ENEE deberá cumplir con lo siguiente: a) Instalar, probar los Decreto No.70-2007 y el Decreto 138-2013. Como y certificar por medio de un informe dirigido a la CRIE resultado de este análisis se han encontrado algunas y al EOR, la disponibilidad y funcionalidad de los Es- potenciales discrepancias. Estas potenciales discrepan- quemas de Control Suplimentario referidos en el oficio DO/141/IV/2015 como HON_ECS_L615A (relacionado al cias han de ser aclaradas desde un punto de vista legal, disparo de la línea 230 kV Agua Caliente - Sandino y la para decidir si i) las discrepancias se materializan, ii) en sobrecarga de la línea Pavana - Santa Lucía), tal y como caso afirmativo, cual es la prelación jerárquica legal, y fue requerido en el RESUELVE TERCERO de la Resolu- iii) cual es el criterio aplicable para establecer la tarifa e ción CRIE-25-2015; b) Remitir un informe mensual de la incentivos aplicables. Como se indicó con anterioridad, evaluación del seguimiento permanente a la prestación el GdH debería clarificar a través de un análisis jurídico del servicio de regulación primaria y secundaria de fre- la relación jerárquica entre los Contratos de Suministro cuencia de Honduras, así como de regulación de voltaje y los Decretos descritos en este documento, ya que to- en los nodos de la RTR, correspondiente a los meses de dos ellos fueron aprobados por el Congreso Nacional, conexción provisional de los proyectos de granjas sola- en caso de discrepancia. res fotovoltaicas denominados “CHOLUTECA SOLAR I y CHOLUTECA SOLAR II” . En el informe mensual la ENEE De acuerdo al Artículo 6 del Decreto 138-2013 (Figura deberá evaluar el cumplimiento durante la operación, de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño esta- 9), las plantas fotovoltaicas elegibles “…, deben tener blecidos en la regulación Regional. Dicho informe deberá como Precio Base para el pago de la energía el Costo ser remitido al EOR para su correspondiente análisis, a Marginal de Corto Plazo en vigor al iniciode la vigencia más tardar 10 días hábiles posteriores a cada mes eva- de este Decreto, más Tres Centavos de Dólar por Ki- luado; 3) Establecer que el EOR emita su recomenda- lowatt-Hora (kWh)(US0.03/Kwh) como incentivo espe- ción a la CRIE respecto a aprobar la conexión definitiva cial, más el diez por ciento (10%) legal…”. de los proyectos de granjas solares fotovoltaicas deno- minados “CHOLUTECA SOLAR I y CHOLUTECA SOLAR Esta definición es incorporada a los Contratos de Sumi- , con base en el análisis de los informes de la ENEE II” nistro en su numeral 9.2 a través de la siguiente fórmula de evaluación de la prestación del servicio de regulación para el cálculo de la energía: primaria y secundaria de frecuencia de Honduras, así como de regulación de voltaje en los nodos de la RTR PS i,k = PBP i,k * CP i,k + [PBE i,j + IR E] * EF i,k y el cumplimiento durante la operación, de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño establecidos en la Donde: regulación Regional. PBEi,j es igual al “Precio Base de Energía para el mes , expresado en USD/ facturado “i” del año de vigencia “j” Figura 14: Extracto de la certificación de la CRIE 58-2015 emitida a MWh, el cual se calculará de la manera siguiente:” favor del proyecto SERSA PBE i,j = PBE * (1 + Rl j) i, (j-1) y; Rl j = (CPl j - CPl j-1 ) / CPl j-1 29 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras • Rlj es la relación de inflación anual y siempre será positivo y nunca mayor que 0.015. Base de Energía tiene un valor de ciento catorce dó- lares de los Estados Unidos de América con catorce IRE está dado por el “Incentivo para Generadores Re- centavos por Megavatio-hora (114.14 USD/MWh) y el novables, el cual se calculará de la manera siguiente:” Precio Base de Potencia tiene un valor de ocho dó- lares de los Estados Unidos de América con noven- IR E = 0.1 * PBE i,1 USD/MWh ta centavos por kilovatio mes (8.92 USD/ kW-mes), valores que fueron publicados en el Diario Oficial La Adicionalmente, en el literal G. Precio de Compra de Gaceta el 15 de enero de 2014. Energía y Potencia (Figura 14), se indica que “Para los fines de pago de la energía y potencia acogida al bene- ficio especial y temporal establecidos en la Cláusula 9.2 Figura 15: Extracto del literal G. “Precio de Compra de Energía y Po- entregada por el VENDEDOR al COMPRADOR, el Precio tencia” del Contrato de Suministro Base de Energía tiene valor de ciento cincuenta y cuatro punto cuarenta y cinco Dólares de los Estados Unidos Del análisis comparativo de las diferentes definiciones de América por Megavatio-hora (154.45 USD/MWh) (…) que parecen en los Decretos No.70-2007 y 138-2013, vaIores basados en la publicación del Costo Marginal de y en los Contratos de Suministro, se han identificado Corto Plazo realizado en el Diario Oficial La Gaceta el algunas áreas potenciales de inconsistencia que deben 5 de marzo de 2013 y sus incentivos aprobados en el ser aclaradas a nivel legal. Estas áreas se describen en Decreto 138-2013. ” Asimismo, dicho literal indica que los siguientes apartados. “Para los fines establecidos en la cláusula 9.2 en rela- ción al pago de la energía y potencia de aquella capaci- Precio Base e incentivo especial para plantas dad que no esté cubierta por los beneficios especiales y acogidas al incentivo del Decreto 138-2013: temporales de la Ley de Incentivos a la Generación con Recursos Renovables, se establece que el Precio Base La redacción del literal G del Contrato de Suministro de Energía tiene un valor de ciento catorce dólares de pudiera generar dudas de interpretación en cuanto al los Estados Unidos de América con catorce centavos Precio Base a aplicar para las plantas acogidas al incen- por Megavatio-hora (114.14 USD/MWh) (…) valores que tivo especial del Decreto 138-2013. En este sentido, la fueron publicados en el Diario Oficial La Gaceta el 15 de mención a que el Precio Base de Energía tiene valor de enero de 2014. ” 15.445 c/kWh, correspondiente al Costo Marginal de Corto Plazo publicado en el Diario Oficial La Gaceta el 5 de marzo de 2013. No obstante, al observar la gaceta G. PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA Y POTENCIA citada como referencia, se puede constatar que el Cos- i. Para los fines de pago de la energía y potencia aco- to Marginal de Corto Plazo publicado en dicho momento gida al beneficio especial y temporal establecidos es 12.445 c/kWh. en la Cláusula 9.2 entregada por el VENDEDOR al Precio Base COMPRADOR, el Precio Base de Energía tiene valor Año $/MWh de ciento cincuenta y cuatro punto cuarenta y cinco 2007 (*) 76 dólares de los Estados Unidos de América por Mega- vatio-hora (154.45 USD/Mwh) y el Precio Base de Po- 2008 (*) 80 tencia, tiene un valor de ocho dólares de los Estados 2009 86.9 Unidos de América con sesenta y ocho centavos por 2010 97.96 kilovatio mes (8.68 USD/kW-mes), valores basados en 2011 100.76 la publicación del Costo Marginal de Corto Plazo rea- 2012 124.45 lizado en el Diario Oficial La Gaceta el 5 de marzo de 2013 y sus incentivos aprobados en el Decreto 138- 2013 124.45 2013. 2014 114.14 ii. Para los fines establecidos en la cláusula 9.2 en rela- 2015 114.14 ción al pago de la energía y potencia de aquella capaci- *Valor aproximado. Fuente: OLADE & Gaceta Oficial de Honduras dad que no esté cubierta por los beneficios especiales y temporales de la Ley de Inventivos a la Generación Tabla 3: Costo Marginal de Corto Plazo entre 2007 y 2015, según valo- con Recursos Renovables, se establece que el Precio res publicados en La Gaceta. Para los años 2007 y 2008 se ha tomado como fuente valores de OLADE. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 30 Parecería que la definición del Precio Base del Contrato Considerando que a la firma de los Contratos de Sumi- de Suministro (15.445 c/kWh) ya incluye el incentivo es- nistro (2014) el precio base del Costo Marginal de Corto pecial (3 c/kWh) añadido al Costo Marginal de Corto Pla- Plazo era 11.414 c/kWh, el 10% de acuerdo a este cri- zo publicado en el Diario Oficial La Gaceta el 5 de marzo terio ascendería a 1.1414 c/kWh, independientemente de 2013 (12.445 c/kWh). En este sentido, el Precio Base de que para realizar el pago de la energía el Precio Base definido en el Contrato de Suministro difiere de la defini- empleado sea el precio base del Costo Marginal de Cor- ción de Precio Base establecido en el Decreto 138-2013. to Plazo a la fecha de publicación del Decreto 138-2103. Precio Base para el cálculo del Incentivo del »» En el numeral 9.2 del Contrato de Suministro se esta- 10% legal blece que el precio base para el cálculo del incentivo del 10% “Es el Precio Base por Energía para el pri- De acuerdo al Artículo 6 del Decreto 138-2013 (Figura mer año de vigencia, y que será igual al establecido 9) los proyectos de generación de energía cuya fuente en el literal G PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA provenga de la tecnología solar fotovoltaica elegibles de- y POTENCIA del Acuerdo Contractual. ” Dicho literal ben tener como Precio Base para el pago de la energía indica que para la energía acogida a los beneficios es- el Costo Marginal de Corto Plazo en vigor al inicio de la peciales y temporales de la Ley de Incentivos a la Ge- vigencia de este Decreto, más Tres Centavos de Dólar neración con Recursos Renovables aplicaría el Precio por Kilowatt-Hora (kWh) (3 c/kWh) como incentivo espe- Base del Contrato de Suministro (15.445 c/kWh). En cial, más el diez por ciento (10%) legal. este caso habría tres opciones: Para establecer el valor del 10% legal hay dos interpre- A. Si se aplicase la fórmula tal y como aparece en el taciones posibles. Contrato de Suministro, el incentivo del 10% ascen- dería a 1.5445 c/kWh (10% x [15.445 c/kWh]). »» El 10% legal queda definido en los incisos (b) y (c) del Artículo 3, Decreto 138-2013, los cuales modifican los B. Si se aplicase una corrección a la fórmula tal y como incisos (b) y (c) del Artículo 3 del Decreto 170-2007 , aparece en el Contrato de Suministro, de manera que de la siguiente manera: el 10% no aplique sobre el incentivo especial de 3 c/ kWh, ya que no se recoge así explícitamente en el (b) “Se utilizará como Precio Base para el pago por Decreto 138-2013. En este caso el 10% ascendería a energía; el valor correspondiente al Costo Mar- 1.2445 c/kWh (10% x [12.445 c/kWh]). ginal de Corto Plazo de energía vigente al mo- mento de la firma del contrato de suministro. Por lo tanto, dado a que pudiese existir inconsistencia El Costo Marginal de Corto Plazo vigente al mo- para el cálculo del incentivo del 10% tanto en el Precio mento de la firma del contrato será el publicado Base a ser utilizado, como en la base sobre la que apli- por la Secretaría de Estado en los Despachos de car el 10%, entre lo descrito en el Decreto 138-2013 y lo Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) para establecido en los Contratos de Suministro, se entiende ese año; en el Diario Oficial La Gaceta dentro de que la aclaración queda sujeta a interpretación legal. los primeros quince (15) días del año en cues- tión... ”2 Tratamiento de la energía generada no sujeta a los incentivos especiales fotovoltaicos (c) “El incentivo del diez por ciento (10%) sobre el Precio Base utilizado para el cálculo del pago por energía se El literal G PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA y PO- mantendrá constante por un período de quince (15) TENCIA establece dos valores distintos de Precio Base, años, equivalente a ciento ochenta (180) meses, uno para las plantas elegibles para beneficiarse de los contados a partir de la fecha de inicio de operación incentivos especiales fotovoltaicos y otro para la capaci- comercial de la planta. El Precio Base utilizado para dad no cubierta por los beneficios especiales y tempo- el cálculo de este incentivo será el vigente al mo- rales de la Ley de Incentivos a la Generación con Recur- mento de la firma del contrato de suministro” . sos Renovables (Ver Figura 15). 31 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Esta redacción introduce incertidumbre acerca del trata- lo establecido en el Decreto 138-2013, y debe solicitarse miento de las plantas con capacidad instalada de más de una interpretación legal al respecto. 50 MW, si las hubiere, que deben ser aclarada legalmen- te. La redacción del numeral ii. del literal G del Contrato de suministro establece el Precio Base para “…aquella capacidad que no esté cubierta por los beneficios espe- 2 La Secretaría de Estado en los Despachos de Recursos Naturales y Ambiente (SERNA) tiene actualmente el nombre de Secretaría de ciales y temporales…” . De su lectura podría interpretarse Energía, Recursos Naturales, Ambiente y Minas (MiAmbiente). que una misma planta podría tener cierta capacidad suje- ta a unos incentivos y cierta capacidad a otros. Por ejemplo, si hubiera plantas de más de 50MW, po- dría interpretarse que la capacidad hasta 50MW podría estar sujeta a un Precio Base y el resto de la energía generada por la capacidad restante a otro Precio Base. Sin embargo, el Decreto 138-2013 establece que para acogerse a los incentivos especiales establecidos para las plantas fotovoltaicas, “Cada proyecto de generación a base de esta tecnología tendrá una capacidad instala- da máxima de cincuenta Megawatt (50 MW)” . Por tanto, también podría interpretarse que los proyectos de más de 50 MW de capacidad instalada no serían elegibles para percibir dichos incentivos especiales, ni por la tota- lidad ni por una parte de su capacidad instalada. Indexación del Precio Base Los incisos (a) y (d) del Artículo 3, Decreto 138-2013 es- tipulan la indexación del precio base de energía de la siguiente manera: (a) “El Precio Base para la energía será indexado anual- mente en función de la variación anual del Índice de Inflación de los Estados Unidos de América” . (d) “… El pago por energía será la suma del Precio Base, más las variaciones por inflación, más el in- centivo del diez por ciento (10%) sobre el Precio Base que se establecen en la presente Ley, mul- tiplicado por la energía entregada a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) cada mes” El numeral 9.2 de los Contratos de Suministro expresa que el precio base a ser indexado dependerá de lo indi- cado en le literal G, donde uno de los precios señalados contiene ya incorporado el incentivo de los 3 c/kWh. Por lo tanto, se pudiese interpretar que al momento de cal- cular la indexación del precio base aplicable a las plantas fotovoltaicas acogidas al incentivo del Articulo 6 del De- creto 138-2013, se debe igualmente indexar los 3 c/kWh. De ser así, existe el riesgo de que sea inconsistente con Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 32 Conclusiones y recomendaciones VII. El marco regulatorio hondureño de promoción de ener- B. En base a las conclusiones del análisis jurídico ante- gías renovables combina incentivos económicos y fisca- rior, determinar el régimen retributivo y de incentivos les con objeto de establecer un marco propicio para el que aplica a cada planta instalada en el país, total o desarrollo de estas tecnologías en el país y así diversi- parcialmente, de acuerdo a las limitaciones estable- ficar la matriz energética, reducir la dependencia de las cidas en la normativa aplicable. Si antes de la realiza- importaciones de combustibles fósiles y la exposición a ción del análisis jurídico existieran plantas sobre las la volatilidad del precio del petróleo, y aumentar la segu- cuales no existiera ninguna duda de su cumplimiento ridad de suministro. de los criterios de elegibilidad en cualquiera de sus interpretaciones posibles, sería recomendable que el Adicionalmente a los retos de integración de estas tec- GdH no dilatara en el tiempo la concesión de los be- nologías en el sistema eléctrico, se han identificado en neficios e incentivos pertinentes. el marco regulatorio algunas áreas de incertidumbre, cuya aclaración es crucial para la ejecución efectiva de Acciones para asegurar la transparencia y sostenibilidad la normativa. Para poder solventar los problemas, hacer del sistema de incentivos en el futuro más transparente el marco regulatorio y avanzar en la implementación del sistema retributivo de las plantas C. Revisar y, en su caso, ajustar la normativa vigente de fotovoltaicas instaladas, se recomienda: acuerdo a los puntos anteriores para definir unívoca- mente los criterios de elegibilidad y evitar ulteriores Acciones sobre las plantas fotovoltaicas instaladas conflictos de interpretación. A. Realizar un análisis jurídico del marco legal de las D. Revisar y, en su caso, ajustar el modelo de los Con- plantas de generación eléctrica a partir de fuentes tratos de Suministro para alinearlos a la normativa na- renovables, en particular de las plantas de genera- cional y regional, y evitar potenciales discrepancias. ción con tecnología fotovoltaica. Este análisis debe- Dado que el modelo base es genérico para cualquier ría i) clarificar la jerarquía jurídica entre los Decretos tecnología de generación, sería recomendable duran- y Contratos de Suministro en caso de discrepancia, te la revisión establecer los parámetros de operación dado que todos ellos fueron ratificados por el Congre- que no son aplicables a las plantas de generación so Nacional; y ii) disipar las incertidumbres señaladas variable, no despachables o gestionables, como la en el presente documento en relación a: garantía de potencia, para que sean eliminados o adaptados, de forma que se reduzca las posibilida- i. La determinación de la potencia instalada de las des de diferentes interpretaciones. Idealmente sería plantas individuales recomendable que se diseñase un modelo de Contra- to de Suministro específico para estas tecnologías. ii. El cumplimiento de las plantas con lo estableci- En cuanto al pago por potencia, en algunas regula- do en los Contratos de Suministro y ,en su caso, ciones se contempla el pago por “potencia firme” ,y acciones a realizar para asegurar dicho cumpli- a la generación variable se le aplica una corrección miento proporcional, lo cual podría ser contemplado por el regulador a futuro. iii. Las potenciales discrepancias de los Contratos de Suministro y los Decretos Desde la aprobación de la Ley de Promoción a la Ge- neración de energía Eléctrica con Recursos Renovables iv. La certidumbre sobre los permisos de conexión en 2007 , la situación del sector eléctrico hondureño y a la red regional del mercado energético mundial ha evolucionado. Los incentivos definidos para las renovables en 2007 han au- v. La fórmula de cálculo para el pago de la energía mentado más de un 50% al estar ligado al aumento del generada por las plantas fotovoltaicas Costo Marginal de Corto Plazo, en 2013 se estableció un régimen especial para generadores fotovoltaicos, el 33 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras precio del petróleo ha caído drásticamente desde los máximos de 2013 y 2014, las tecnologías renovables han reducido sus costes y han mejorado su “integra- bilidad” en los sistemas eléctricos, y el sector eléctrico en Honduras está avanzando hacia un nuevo modelo definido por la nueva Ley General de la Industria Eléc- trica. Para que la integración de las energías renovables en la matriz energética sea exitosa, es necesario que se garantice su sostenibilidad económica en el largo plazo, más allá de situaciones coyunturales. Para garan- tizar la sostenibilidad técnico-económica del sistema se recomienda: E. Analizar el impacto de los incentivos a las renova- bles en el sistema y en el coste final de la energía, una vez se determinen los incentivos atribuibles a cada planta. F. Actualizar el Plan estratégico en el medio y largo plazo para el sector de la energía, de acuerdo a las perspectivas macroeconómicas y la nueva situación de los mercados energéticos globales y regionales, incorporando criterios de resiliencia. G. Revisar el marco de incentivos para alinearlo a la es- trategia global del sector, de forma que refleje la evo- lución de los costes de la tecnología y los objetivos de diversificación del país. Esta revisión debería en cualquier caso garantizar la seguridad jurídica de las plantas existentes. H. A nivel técnico, evaluar la capacidad variable “integra- ble” por el sistema a priori, de forma que esta infor- mación alimente el diseño del marco regulatorio y la estrategia de diversificación de la matriz energética. La adición de nueva capacidad variable al sistema debe estar acompasada con la evolución y refuerzos de las redes de transmisión y distribución, y debe- ría evitarse la concentración de capacidad variable entorno a un mismo nodo para no impactar la fiabi- lidad del sistema. Por ello es importante planificar la incorporación de nueva capacidad variable temporal y geográficamente. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 34 ANEXO I: Definición de capacidad instalada en diferentes marcos regulatorios Norteamérica el punto de conexión a la red, independientemente de que sean plantas PV u otras RE (Sección 9, Requi- »» EE.UU (EIA glossary3): Generator nameplate capacity sitos Técnicos, subsección 2, instalaciones solares). (installed): The maximum rated output of a generator, pri- me mover, or other electric power production equipment »» Reino Unido: Capacidad Instalada Total (TIC) se defi- under specific conditions designated by the manufactu- ne, en el marco de las Renewables Obligations y de rer. Installed generator nameplate capacity is commonly las Feed-in Tariffs (FITs), como la capacidad máxima a expressed in megawatts (MW) and is usually indicated que puede ser operada una instalación, por contrapo- on a nameplate physically attached to the generator. sición a la Capacidad Neta Declarada (DNC), que se define como la Capacidad Instalada menos la electri- »» México (glosario de términos de electricidad4): Ca- cidad consumida por la planta. La definición de TIC a pacidad instalada: Potencia nominal o de placa de una que hacen referencia tanto la Renewables Obligation unidad generadora, o bien se puede referir a una cen- Order 20159 como las Feed-in Tariffs (Specified Maxi- tral, un sistema local o un sistema interconectado. mum Capacity and Functions) Order 201010 ha sido interpretado11, en el ámbito de la energía solar (punto Unión Europea 5.2), como la correspondiente a la potencia medida en bornes de los paneles solares, mientras que la »» Dinamarca: La norma danesa (Technical regulation DNC, al incluir dentro de las pérdidas a restar el ren- 3.2.2 for PV power plants with a power output above dimiento de los inversores, corresponde a la medida 11 kW)5 no incluye la definición de potencia instalada, a la salida de estos últimos. pero sí la de potencia nominal (punto 1.2.40): “The rated power of a PV power plant is the highest level »» Unión Europea: si bien cada país miembro de la of active power that a PV power plant is designed Unión tiene, por el momento, sus propias normas y to continuously deliver”, potencia que se mide en el definiciones, la Comisión Europea tiene ya un borra- punto de conexión a la red pública y es la que desde dor de norma común a todos los países que la in- el punto de vista regulatorio se utiliza para determinar tegran, que es el Network Code on Requirements la categoría de la planta (A, B, C o D), categoría que for Grid Connection of Generators (RfG)12, en que a establece las obligaciones de suministro de potencia efectos regulatorios define para cada generador, cla- reactiva, calidad de producto, etc. sificado por tipo (módulos A, B, C y D) en función de su tensión y capacidad, no incentivos pero sí sus obli- »» España (Glosario REE6): Potencia instalada: Poten- gaciones en cuanto a regulación de frecuencia, sumi- cia máxima que puede alcanzar una unidad de pro- nistro de reactivo, etc., y a este fin sólo considera su ducción, durante un período determinado de tiempo, tensión y capacidad en el Punto de Conexión. medida a la salida de los bornes del alternador. Latinoamérica »» Alemania: En este país el Anlagenregister del Bun- desnetzagentur (Federal Network Agency), que con- »» OLADE13: Capacidad instalada (de generación eléctri- tabiliza la capacidad total instalada en el país, computa ca) es la suma de las capacidades nominales de todas como capacidad Instalada de las plantas PV la de los las centrales eléctricas públicas y los grandes auto- paneles solares (installierte Nennleistung aller Modu- productores del país. le in kWp)7, pero la nueva ley de energías renovables (RES Act, EEG 2014)8 sigue la tendencia moderna del »» Argentina (CAMMESA, Los Procedimientos14): Ca- proyecto de regulación de la Comisión Europea, y al pacidad instalada=capacidad nominal regular las obligaciones de los Agentes que depen- den de su Capacidad Instalada lo hace considerando »» Brasil15: Capacidad instalada (del SIN): Sumatoria de 35 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras las potencias efectivas (de las centrales generado- component list and PV system configuration varies ras), y Potencia efectiva: Potencia máxima obtenida according to the application, and could also include en régimen continuo. the following sub-systems: power conditioning, sto- rage, system monitoring and control and utility grid »» Chile: la CNE distingue, para capacidad instalada interface” y como Power Conditioner (punto 3.2.22) de generación en general, entre “Capacidad Bruta” “Equipment used to convert electricity into a form y “Capacidad Neta”16. En cuanto a plantas RE, sólo suitable for subsequent use. NOTE 1 ‘Power condi- están reguladas las plantas de generación distribuida tioner’ is commonly used to mean a piece of equi- (autoproductores) de hasta 100 kW (Ley 20571), que pment comprising an inverter combined with other en su reglamentación17 define como “Capacidad Ins- . electrical regulation sub-systems” talada: Suma de la potencia máxima de las Unidades de Generación que conforman el Equipamiento de Generación de un Usuario o Cliente Final, expresada en kilowatts” y el Equipamiento de Generación está 3 http://www.eia.gov/tools/glossary/index.cfm?id=G#gen_nameplate definido en la Norma técnica de conexión y operación 4 http://sie.energia.gob.mx/docs/glosario_elec_es.pdf de equipamiento de generación en baja tensión18 5 https://www.energinet.dk/SiteCollectionDocuments/Engelske%20 dokumenter/El/14-17997-39%20Technical%20regulation%20 como “Unidad o Conjunto de Unidades de Genera- 3.2.2%20for%20PV%20power%20plants%20with%20a%20 ción y aquellos componentes necesarios para su fun- power%20output%20above%2011%20kW,%20Rev.%201.pdf cionamiento, que se conectan a la red de distribución 6 http://www.ree.es/es/glosario a través del empalme de un Usuario o Cliente Final” . 7 http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1422/DE/Sachgebiete/Ele- ktrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/ ErneuerbareEnergien/ »» Ecuador19: Capacidad instalada: potencia nominal del Photovoltaik/Photovoltaik_node.html;jsessionid=ED8D7BF5B3E3B- FA9B771DC5D014532D7 sector en MW (sumatoria de todas las potencias nomi- 8 http://www.bmwi.de/English/Redaktion/Pdf/renewable-energy-sour- nales de las centrales de generación eléctrica del país). ces-act-eeg-2014,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=en,rw- b=true.pdf »» Guatemala (CNEE - Norma Técnica de Generación 9 http://www.legislation.gov.uk/ukdsi/2015/9780111138359/pdfs/ukd- Distribuida20): Sólo considera, a efectos de la poten- si_9780111138359_en.pdf cia máxima que califica para generación renovable 10 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2010/678/contents/made distribuida (5 MW), el Punto de Conexión a la red. 11 http://www.ownergy.co.uk/library/gosple/F2RCAP1d.pdf 12 http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ »» Panamá (ASEP - Código de Redes Fotovoltaico21): RfG_10_04_15.pdf Capacidad Instalada: es la capacidad total de los inver- 13 OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) – Enero 2011 – sores que forman parte de los Sistemas de Centrales Manual de Estadísticas Energéticas Solares o Centrales Solares con Tecnología Fotovoltai- 14 http://portalweb.cammesa.com/Pages/Institucional/Empresa/pro- cedimientos.aspx ca, instalados aguas abajo del Punto de Conexión. 15 http://extranet.ons.org.br/operacao/prdocme.nsf/videntificadorlo- gico/B61B477F90C89771832576310049D911/$file/Submódulo%20 Asia 20.1_Rev_1.0.pdf?openelement 16 http://antiguo.cne.cl/cnewww/opencms/06_Estadisticas/energia/ »» India: la Indian Standard SOLAR PHOTOVOLTAIC Electricidad.html ENERGY SYSTEMS - TERMS, DEFINITIONS AND 17 http://www.minenergia.cl/archivos_bajar/reglamentos/D_71_ DO.pdf SYMBOLS - IEC 27 .16022, idéntica a la IEC 61836, define (punto 3.4.10 c) Capacidad Instalada como 18 http://www.minenergia.cl/ley20571/wp-content/uploads/2015/03/ NormaTecnicaConexionOperacionEquipamientoGeneracion_BajaTen- Capacidad Nominal; la Capacidad Nominal la refiere, sion. en lo que hace a sistemas fotovoltaicos conectados 19 http://portal.sni.gob.ec/documents/10156/ a red, a la Potencia Nominal (punto 3.4.69 j): “sys- 5d7e0498-9629-4f2f-8bf3-c5e49b96e483 tem power that can be generated under standard 20 http://www.cnee.gob.gt/estudioselectricos/Normas%20Tecni- operating conditions”, como sistema fotovoltaico de- cas/08%20NTGDR.pdf fine (punto 3.3.62) “photovoltaic system: assembly 21 http://www.asep.gob.pa/electric/Anexos/anexo_a_6795_elec.pdf of components that produce and supply electricity 22 https://law.resource.org/pub/in/bis/S05/is.12834.2013.pdf by the conversion of solar energy (NOTE 1: The PV Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 36 Resumen De los dieciséis (16) estándares revisados sólo doce (12) definen Capacidad Instalada, y de sus definiciones se concluye que ésta es: »» Para seis de ellos (Olade, Argentina, Ecuador, EE.UU., México e India) la Capacidad Nominal. »» Para uno (España) la Potencia Máxima que se alcanza en bornes del alternador (obviamente la norma no ha previsto plantas solares PV). »» Para uno (Brasil) la Potencia Máxima que se puede alcanzar en régimen permanente. »» Para uno (Chile) la Potencia Máxima de los inversores en el punto de conexión a la red. »» Para uno (Honduras) la Potencia Neta en el punto de conexión »» Para dos (Alemania y Reino Unido) la Potencia Máxi- ma de los paneles solares. En cuanto a la potencia considerada por las normas, ésta es: »» Para los que definen la potencia instalada como po- tencia nominal, la medida en bornes de algún com- ponente (alternadores en España, paneles solares en Alemania, si se acepta el criterio del Bundesnetza- gentur, y sin definir en el resto). »» Para el resto es la potencia medida en el punto de conexión. 37 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras ANEXO II: Listado de información facilitada por la ENEE para la realización del Estudio Con el fin de realizar el presente estudio, la ENEE ha provisto al Banco Mundial y al Consorcio ECOFYS de la siguiente documentación: »» Permisos de CRIE para operar en el mercado regional: http://crie.org.gt/wp/resoluciones/ »» Marco regulatorio del mercado regional: http://crie.org.gt/wp/rmer-reglamento-mercado-electrico-re- gional/ »» Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño (CCSC): http://www.crie.org.gt/wp/wp-content/uploads/2013/12/ rtmer_anexospdf.pdf »» Ley 404-2013 que regula el Sector Eléctrico en Honduras: http://www.enee.hn/Portal_transparencia/2015/Regulacion/ Diario%20oficial%20la%20gaceta/DIARIO%20LA%20GA- CETA%20DECRETO%20404-2013.pdf »» Decreto 70-2007 que establece marco de incentivos para generadores renovables: http://www.poderjudicial.gob.hn/juris/Leyes/Ley%20de%20 Promocion%20a%20la%20Generacion%20de%20Ener- gia%20Electrica%20con%20Recursos%20Renovables.pdf »» Decreto 138-2013 que modifica algunos artículos del Decreto 70-2007 y define un marco de incentivo adicional para las plantas fotovoltaicas http://www.tsc.gob.hn/leyes/Ref_art_2_ley_promocion_ energia_electrica_2013.pdf »» Contratos de Suministro entre ENEE y empresas generadoras http://www.enee.hn/Portal_transparencia/2014/julio/Contra- tos/contratosSolaresotros2014.zip »» Comunicaciones oficiales emitidas por MiAmbiente y ENEE. Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 38 39 Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras Análisis situación actual de plantas de VRE en Honduras 40 INFORME BLOQUE 1: ANÁLISIS 2016 Análisis Técnico-Económico sobre las Tasas Máximas de Penetración de la Energía Eólica y Solar en la Red Eléctrica de Honduras Autores: Rena Kuwahata, Christian Nabe, Lea Wagner, Nis Martensen, Peter- Philipp Schierhorn, Jan-David Schmidt, Bharadwaj Narasimhan Fecha: 3 de agosto de 2016 Proyecto número: ESMNL16390 Revisado por: Christian Nabe, Federico Montealegre, Nis Martensen, Thomas Ackermann 43 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Tabla de contenidos I. Glosario 48 II. Abreviaturas 50 III. Resumen ejecutivo 51 IV. Introducción 53 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 55 5.1 Requerimientos de reserva 55 5.1.1 Supuestos metodológicos 55 5.1.2 Pérdida de potencia debido a un corte de la unidad de generación 55 5.1.3 Clasificación de los datos de inyección y demanda 56 5.1.4 Clasificación de datos basada en la hora del día 57 5.1.5 Clasificación del nivel de potencia 58 5.2 Análisis de estabilidad transitoria 59 5.2.1 Ajustes del modelo 59 5.2.2 Ajustes de parámetros 60 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño establecidos en 62 el RMER 6.1 Límites de voltaje durante el funcionamiento normal 62 6.2 Criterios de seguridad 62 6.3 Provisión de potencia de reserva 62 6.4 Control de desempeño 63 VII. Estudio técnico 64 7.1 Metodología de cálculo de los Requerimientos de reserva secundaria 64 7.1.1 Reemplazo de reserva primaria 65 7.1.2 Reserva secundaria debido a las fluctuaciones de la demanda y generación VRE 65 7.1.3 Requerimiento total de reserva secundaria 69 Informe Bloque 1: Análisis 2016 44 7.2 Requerimientos de reserva secundaria para el 2016 69 7.2.1 Preparación de los datos de entrada 70 7.2.2 Reemplazo de reserva primaria (Pérdida de generación) 70 7.2.3 Las reservas secundarias para las fluctuaciones de potencia en 2016 71 7.2.4 Requerimientos totales de reserva secundaria 72 7.3 Alcance y escenarios de los estudios de la red en estado estacionario 73 7.4 Análisis de flujo de carga 73 7.4.1 Visión general de la metodología 73 7.4.2 Preparación del modelo 74 7.4.3 Resultados de flujo de carga 76 7.4.4 Determinación de refuerzos de la red necesarios 80 7.4.5 Análisis de contingencias y refuerzos adicionales 81 7.4.6 Generación forzada convencional y exportaciones forzadas 82 7.5 Cálculos de estabilidad transitoria 83 7.5.1 Contingencias 83 7.5.2 Definición de estabilidad 84 7.5.3 Configuración de simulación dinámica 84 7.5.4 Resultados de estabilidad transitoria 85 VIII. Estudio económico 89 8.1 Costos de refuerzos de la red 89 8.2 Costos de los requerimientos de reserva 89 8.2.1 Requerimiento de reserva fijo actual 89 8.2.2 Aplicando precio promedio de capacidad a las reservas dinámicas horarias 91 8.2.3 Aplicando costo marginal del sistema 92 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 94 9.1 Requerimientos de reservas 94 45 Informe Bloque 1: Análisis 2016 9.2 Resultados de refuerzo de la red 94 9.3 Resultados de estabilidad transitoria 96 9.4 Resultados del análisis económico 96 9.4.1 Costos de refuerzos de la red. 96 9.4.2 Requerimientos de reserva 96 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 98 10.1 Requerimientos de Reserva 98 10.1.1 Potencias nominales, fechas de inicio de operación de plantas VRE y la demanda pico 98 10.1.2 Series de tiempo de demanda, y energía eólica y PV 98 XI. Recomendaciones 101 11.1 Recopilación de datos y cálculos adicionales 101 11.2 Refuerzos de la red 101 11.3 Reducción de la generación convencional forzada 101 11.4 Aumento de reservas secundarias 102 11.5 Reducción de los requerimientos de reservas secundarias 102 11.6 Reservas Compartidas 103 11.7 Control de potencia reactiva 103 XII. Anexos 104 12.1 Lista de generadores 104 12.2 Detalles sobre los requerimientos de reserva secundaria 106 12.2.1 Reservas secundarias debido a la carga y fluctuaciones de inyección de VRE 106 12.2.2 Requerimientos totales de reserva secundaria 106 Informe Bloque 1: Análisis 2016 46 47 Informe Bloque 1: Análisis 2016 I. Glosario Cuantil 95% El 95% de los datos de una distribución de frecuencia están por debajo de este valor x. Penetración instantánea Porcentaje de carga cubierta por VRE en un momento dado en el tiempo Carga residual Demanda menos inyección de VRE SWERA “La iniciativa de SWERA (Solar and Wind Energy Resource Assessment) reúne a los conjuntos de datos de recursos de energía solar y eólica y herramientas de análisis de una serie de organizaciones internacionales en un entorno orientado al usuario dinámico. La información y los datos proporcionados en el sitio son de libre acceso para el público con la intención de apoyar el trabajo de los responsables políticos, los planificadores de proyectos, analistas e inversionistas. Fuente: http:// en.openei.org/wiki/SWERA/About Turbina de Gas de Ciclo Combinado (Combined Cycle Gas Turbine) Energía variable Generación eólica y solar PV renovable Empresa de servicios Una empresa servicios públicos que maneja todas las funciones de generación, públicos integrada transmisión y distribución en una determinada zona geográfica, por ejemplo la verticalmente ENEE en Honduras. HYGOV Modelo controlador de turbinas hidráulicas utilizado a nivel internacional. Aprobado por el WECC y reconocido por el IEEE. IEEEG1 Modelo controlador de velocidad de la turbina de vapor utilizado a nivel internacio- nal. Recomendado por el grupo de trabajo de IEEE en el modelado del controlador de turbina. PVEU1 Modelo genérico de control eléctrico para el convertidor de PV. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. PVGU1 Modelo convertidor de PV basado en el tipo 4 (equipo conversor completo) modelo convertidor de aerogenerador. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. Informe Bloque 1: Análisis 2016 48 WT3E1 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 3 (equipado con un generador de inducción doblemente alimentado) modelo de aerogenerador. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. WT4E1 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 4 (equipo conversor completo) modelo de aerogenerador, la versión 1. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. WT4E2 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 4 (equipo conversor completo) mo- delo de aerogenerador, la versión 2. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. VARFLG, PQFLG, VLTFLG, Parámetros de los modelos controladores mencionados. PFAFLG PSS/E Herramienta de análisis del sistema eléctrico y simulación desarrollada por Sie- mens. PowerFactory Herramienta de análisis del sistema eléctrico y simulación desarrollada por DIgSI- LENT. Provisión de reserva Asignación de márgenes de potencia disponibles de los generadores, que pueden ser utilizados para equilibrar las desviaciones entre la generación de energía pro- gramada y la carga real del sistema y los intercambios. Las reservas también sirven para equilibrar eventos tales como interrupciones no planificadas de generadores y otras perturbaciones. Reserva primaria Tipo más rápido de reserva, que se activa en cuestión de segundos, utilizando sis- temas de control automático en los generadores que responden a los cambios en la frecuencia del sistema. Reserva secundaria Reserva que reemplaza la reserva primaria invocada en el lapso de minutos, de modo que la reserva primaria esté disponible de nuevo en su magnitud original. 49 Informe Bloque 1: Análisis 2016 II. Abreviaturas ACE Control de error de área (Area Control Error) AGC Control automático de generación (Automatic generation control) AVR Regulador automático de tensión (Automatic voltage regulator) CAPEX Inversiones (Capital Expenditures) CCGT Turbina de Gas de Ciclo Combinado (Combined Cycle Gas Turbine) CPS2 Control de desempeño estandar 2 (Control Performance Standard 2) CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica DSM Gestión de la demanda (Demand side management) EMT Transitorio electromagnético ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica EOR Ente Operador Regional FACTS Flexible Alternating Current Transmission System FRT Fault Ride Through GE Motor de Gas (Gas Engine) GSK Generation Shift Key LCoE Costo nivelado de energía (Levelized Cost of Energy) MER Mercado Eléctrico Regional NERC North American Electric Reliability Corporation NG Gas Natural OCGT Turbina de gas de ciclo abierto (Open Cycle Gas Turbine) OPEX Gastos operativos (Operational Expenditures) PPA Contrato de compra de energía (Power Purchase Agreement) PSS Power System Stabilizer PV Fotovoltaico (Photovoltaics) RMER Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RMS Valor eficaz (root mean square) RRO Reserva Rodante Operativa RRR Reserva Rodante Regulante SER Sistema Eléctrico Regional SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central SIN Sistema de Interconexión Nacional SVC Static Var Compensator SVS Static Var System TdR Términos de Referencia TSO Operador del Sistema de Transmisión (Transmission System Operator) USD Dólares de Estados Unidos VRE Energía Renovable Variable (Variable Renewable Energy) Informe Bloque 1: Análisis 2016 50 III. Resumen ejecutivo Como parte de un estudio con el objetivo de investigar para cubrir la pérdida de una gran unidad de generación el impacto de la energía renovable variable VRE (genera- (40 MW o superior) y las fluctuaciones de la demanda ción de energía eólica y solar PV) en diferentes aspectos la mayor parte del tiempo, pero como la inyección PV y del sistema de energía de Honduras, este informe se energía eólica se concentran en un área relativamente centra en la situación de VRE esperada en Honduras en pequeña y por lo tanto experimentan fuertes fluctuacio- 2016. Con un buen potencial eólico y PV en el sur de nes, la alta participación de VRE resulta en una necesi- Honduras y un considerable interés de los inversionis- dad de aumento de la demanda de reservas. tas, un gran número de unidades de generación VRE ya se han instalado en la red hondureña en forma de par- Por lo tanto, teniendo en cuenta las fluctuaciones de VRE ques eólicos y varias instalaciones PV, grandes y centra- adecuadamente es requerida una demanda de potencia lizadas. Unos 514 MW de capacidad instalada de pane- de reserva secundaria que a menudo excede la cantidad les fotovoltaicos y 174 MW de energía eólica suman una despachada actualmente, que es el 5 % de la generación capacidad total instalada en el año 2016 de más de 688 total (30 MW-77 MW). Las VRE aumentan la demanda de MW de VRE en un sistema de potencia pico de 1,600 reserva secundaria mediante la introducción de las fluc- MW. Esto sin contemplar otros 80MW de solar PV que tuaciones adicionales al sistema. Con las capacidades VRE se espera se añadan a la matriz durante el 2016. instaladas en 2016, un máximo de 22 MW de reserva se- cundaria adicional es necesario para equilibrar la potencia Los aspectos centrales del estudio son una evaluación eólica, y un máximo de 120 MW adicional se necesita para de las capacidades de reserva secundaria adicionales, equilibrar PV. En combinación con las reservas secunda- que son necesarias para integrar de forma segura la rias necesarias para cubrir un corte de generador de 40 energía eólica y solar en el sistema de Honduras, y el MW en Honduras y las reservas secundarias necesarias impacto de VRE en la carga de la red de transmisión y para cubrir las fluctuaciones de carga, la máxima canti- la estabilidad del sistema. Estas cuestiones son investi- dad de reservas secundarias necesarias es de alrededor gadas tanto en el aspecto técnico como el económico, de 178 MW. y recomendaciones para la futura operación del sistema de energía de Honduras y futuras tareas de investiga- Esta es una cantidad muy alta de reservas necesarias, ción se formulan en base a los resultados. por lo tanto se recomienda investigar medidas para re- ducir la reserva requerida, tales como mejores sistemas Se desarrolló una metodología para la determinación de de pronóstico, el equilibrio de los mercados y la insta- la demanda de requerimientos de reservas en base a la lación de plantas de energía VRE en lugares distantes estación, la hora del día y la inyección de VRE y deman- espacialmente con el fin de beneficiarse de las diferen- da. Los requerimientos de reservas primarias no fueron cias en los patrones climáticos locales. Los costos adi- investigados, ya que se comparten dentro del SER. Se cionales anuales de reservas para 2016 son calculados asumió que la reserva secundaria requerida debe ser con un modelo simplificado y oscilan entre USD 9 y 21 suficiente para reponer la reserva primaria y para com- millones. El empleo de un modelo de optimización de pensar las fluctuaciones de la demanda y la inyección despacho que optimiza el despliegue de reservas es ne- de VRE en la escala de tiempo de varios minutos. La cesario para la asignación rentable de las reservas a los reserva secundaria para la sustitución de reserva prima- generadores y para un cálculo preciso de los costos adi- ria fue dimensionada por la mayor pérdida esperada de cionales. Se recomienda un nuevo cálculo de los costos generación, la cual fue una gran unidad de generación de reserva con dicho modelo. individual en el sistema de Honduras. El impacto de VRE en la reserva secundaria se determinó mediante el aná- Al contrario de los problemas potenciales con los altos lisis de datos de la demanda histórica y la inyección de requerimientos de reserva secundaria, las participacio- VRE con respecto a las fluctuaciones máximas dentro nes VRE actualmente muy elevadas pueden integrarse de 10 minutos para diferentes estaciones, hora-del-día en la red de Honduras con relativamente pocos refuer- y las categorías de nivel de potencia. Los resultados zos de la red (ver Tabla 3-1). La línea de doble circuito implican que las reservas en Honduras son suficientes de 230 kV que comunica Agua Caliente y San Buena- 51 Informe Bloque 1: Análisis 2016 ventura debe ser extendida unos 50 kilómetros hacia el y las reservas en Honduras, es mayor que la carga resi- sur, para conectar la generación VRE situada cerca de dual durante momentos de alta inyección VRE, forzando Santa Lucía, y aproximadamente 50 km hacia el norte la exportación a los países vecinos, o reducción de la para conectar la pesada carga de la zona de San Pedro salida de VRE. Se recomienda investigar formas de re- Sula. Ambas mejoras son recomendables incluso sin ducir estos bloques de generación forzada, incluyendo VRE para resolver los cuellos de botella en la red. La el suministro de potencia reactiva de fuentes no-genera- construcción de la parte norte de esta línea, el nuevo cionales, la flexibilización de las unidades térmicas para circuito doble de 230 kV de San Buenaventura a San reducir su salida estable mínima, y el suministro de po- Pedro Sula, se debe priorizar, ya que permite resolver tencia de reserva a partir de fuentes no-generacionales, un gran número de problemas existentes y futuros, y tales como gestión de la demanda (DSM). mejora en gran medida la seguridad del sistema y la ca- lidad del suministro. Mejoras menores adicionales tales Seis contingencias seleccionadas han sido evaluadas como refuerzos de unos pocos kilómetros de líneas de utilizando un modelo de sistema de potencia dinámica 138 kV y medidas para mejorar el perfil de voltaje en las de América Central. Simulaciones de estabilidad tran- redes de 69 kV en Juticalpa y Catacamas y alrededor de sitoria indican que no hay problemas con respecto a la El Zamorano fueron identificadas también como mejo- estabilidad de frecuencia causada por eventos de pérdi- ras necesarias, pero son en gran medida independien- da de generación en Honduras. Las plantas de energía tes de inyección de VRE. En general, la red de Honduras de La Grecia (7 .5 MW), Green Power Plant Honduras (43 se beneficia a partir de una fuerte conexión que exis- MW) y Río Guineo (1 MW) deberían estar equipadas te entre el sur de Honduras, donde se encuentra casi con un control de potencia reactiva más sofisticado para toda la VRE, y el norte, donde se encuentran los gran- asegurar la estabilidad del ángulo del rotor durante los des centros de carga. Los costos totales calculados de eventos de cortocircuito. Además, con altas participa- refuerzo de líneas, transformadores y compensadores ciones de energía eólica, los generadores eólicos debe- de potencia reactiva suman aproximadamente USD 62 rían proveer capacidad de falla para contener la disper- millones hasta 2016. sión de las caídas de voltaje en casos de contingencia. Sin embargo, la cantidad de generación convencional forzada (hidráulica y térmica) para el control de voltaje Línea Tipo Nivel de voltaje Longitud Capacidad San Buenaventura – San Pedro Sula Nueva línea de doble circuito 230 kV 51.0 km 640 MVA Los Prados – Danlí Nueva línea de circuito individual 230 kV 40.0 km 320 MVA Agua Caliente – Agua Fría L616 Circuito adicional en línea existente 230 kV 28.8 km 320 MVA Choloma – Agua Prieta L525 Circuito adicional en línea existente 138 kV 1.11 km 160 MVA Tabla 3-1: Refuerzos de líneas necesarios en 2016. Informe Bloque 1: Análisis 2016 52 IV. Introducción El sistema de energía de Honduras está basado princi- alimentadores de 69 y 138 kV, que conectan las partes palmente en generación hidroeléctrica, biomasa y com- más remotas del país, que dan lugar a problemas de bustibles líquidos (motores diesel de velocidad media control de voltaje, y la concentración de la generación en su mayoría), pero está experimentando una creciente en el sur lejos de los centros de carga. participación de las energías renovables variables, VRE. El sistema es operado por la empresa ENEE, integrada Honduras está experimentando actualmente un aumen- verticalmente, la cual es propietaria de una porción sig- to significativo de las instalaciones VRE, alcanzando un nificativa de la capacidad de generación hidroeléctrica, total de más de 700 MW de capacidad eólica y PV insta- mientras que la generación térmica es en su mayoría de lada (ver Tabla 10-2 los valores exactos utilizados en este propiedad privada. estudio) en un sistema de potencia máxima de 1,600 MW a finales de 2015. La mayoría de las unidades de La red de transmisión de Honduras consiste en una red VRE son grandes instalaciones centralizadas de energía principal de 230 kV que conecta los centros de gene- solar PV en el sur de Honduras, donde el potencial solar ración del sur con los centros de carga alrededor de la es el más alto (compare Figura 4-2). Esta concentración capital Tegucigalpa y el norte industrial alrededor de San de la generación de VRE es también potencialmente Pedro Sula, y redes de 138 y 69 kV que conectan el problemática, con fluctuaciones de inyección que se es- resto del país. pera que sean altas ya que los cambios en la disponibi- lidad solar y eólica no se suavizan por la distribución es- El sistema es parte del Sistema Interconectado de pacial, incrementando el flujo en la conexión norte-sur América Central, el SER, y está conectado a sus veci- de 230 kV. nos Guatemala, El Salvador y Nicaragua en el nivel de 230 kV. La línea SIEPAC, que permite transferencias de Este estudio tiene como objetivo evaluar el impacto potencia a través de toda América Central, atraviesa técnico y económico, de crecientes participaciones de Honduras en el sur, adicionalmente conectando la sub- VRE, con un enfoque especial en los requerimientos de estación Agua Caliente a Nicaragua y El Salvador (ver Fi- potencia de reserva adicionales y expansión de la red gura 4-1). Características potencialmente problemáticas necesaria, que son temas urgentes para la empresa de del sistema de Honduras son los relativamente largos servicios públicos ENEE de Honduras. San Pedro Sula GUA Tegucigalpa Map Key: 230 kV singles circuit ELS 230 kV double circuit Hydro Thermal 138 kV Agua NIC Substation 69 kV Caliente 34.5 kV Figura 4-1: Sistema de transmisión de Honduras. La mayoría de las VRE se encuentran dentro del círculo verde, los principales centros de carga son Tegucigalpa y San Pedro Sula. 53 Informe Bloque 1: Análisis 2016 77,648.77 sq km Solar Resource>=5.0<5.5 20,858.69 sq km Solar Resource>=4.5<5.0 10,354.40 sq km Solar Resource>=5.5<6.0 2,524.65 sq km Solar Resource>=6.0<6.5 Figura 4-2: Potencial solar en Honduras. Informe Bloque 1: Análisis 2016 54 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 5.1 Requerimientos de reserva las diferencias causadas por las diferentes probabi- lidades de pérdida de generación versus pérdida de Al determinar el requerimiento de reserva en funciona- carga, o rampas ascendentes/descendentes de carga miento, los supuestos se refieren tanto a la metodología o inyección de VRE. Una mayor diferenciación habría de evaluación de datos como a los datos propiamente hecho la evaluación de datos y el cálculo de reservas dichos. A continuación los supuestos metodológicos bá- más complejo, y puede ser considerado para un fu- sicos se enumeran antes de que los supuestos relativos turo estudio. a los datos se analicen con más detalle. F. Las fluctuaciones de la demanda/VRE pueden ocurrir 5.1.1 Supuestos metodológicos al mismo tiempo, por lo que su suma debe ser con- siderada en el cálculo del requerimiento de reserva El método de cálculo de reservas desarrollado en este resultante. estudio se centra exclusivamente en la reserva secunda- ria en el marco de tiempo de 10 minutos. Se hicieron las G. La pérdida de generación es lo suficientemente in- siguientes suposiciones con respecto a la metodología: usual que la probabilidad de que esto ocurra al mis- mo tiempo que la demanda más alta o fluctuaciones A. La reserva secundaria1 se utiliza para cubrir los cam- de VRE se pueden despreciar, por lo tanto utilizar el bios de balance de potencia dentro de un marco de valor más alto de los dos componentes (contingen- tiempo de varios minutos (las fluctuaciones de la de- cia y fluctuación) es apropiado cuando se combina la manda e inyección de VRE) así como para sustituir la reserva resultante debido a las pérdidas de las unida- reserva primaria después de su activación para que des de generación con los requerimientos basados esté disponible de nuevo. en la fluctuación. B. Se supone que la reserva primaria2 en el SER está lo H. La reserva secundaria solo es necesaria para el equi- suficientemente disponible para cubrir cualquier inte- librio nacional. No hay necesidades de equilibrio cau- rrupción de un generador individual. Se espera que sadas por o entregadas por o para los países vecinos. otras fluctuaciones de balance de potencia dentro del marco de tiempo de activación de reserva primaria I. El escalamiento de las series de tiempo de carga de (segundos) sean bajas. 2014 y 2015 con factores fijos basados en el creci- miento esperado de la demanda proporcionará es- C. Al calcular los componentes de requerimientos de re- timaciones de series de tiempo adecuados para el serva causados por las fluctuaciones de VRE y carga, 2016. el cuartil 95 % derivado de cada uno de los datos de medición es suficiente. 5.1.2 Pérdida de potencia debido a un corte de la unidad de generación D. La subdivisión de los datos de medición en interva- los de 10 minutos proporcionará buenos datos para La reserva primaria disponible de todo el sistema inter- el análisis de requerimientos de reserva secundaria. conectado tiene que ser suficiente para cubrir la mayor El uso de intervalos de 10 minutos con fronteras fijas pérdida de generación, por lo general el generador indi- de intervalos de tiempo se supone que es una simpli- vidual más grande. Este tipo de reserva no debe propor- ficación aceptable. cionarse a nivel local, sino dentro de todo el sistema in- terconectado, en este caso el SER. Sin embargo, debe E. Los métodos actuales colocan márgenes de reserva ser sustituida por la reserva secundaria dentro de un simétricos hacia arriba y hacia abajo sin considerar plazo determinado para que esté disponible de nuevo, 55 Informe Bloque 1: Análisis 2016 y según la normativa vigente del RMER, esto debe ser de fluctuaciones de diferentes tamaños a partir de dife- realizado en el país en el que ocurrió la contingencia. Por rentes fuentes en diferentes puntos en el tiempo. Por lo tanto, cada país conectado al SER debe tener teóri- lo tanto es necesario dividir los datos de las series de camente suficiente reserva secundaria disponible para tiempo previstas en intervalos para los que las propieda- cubrir la pérdida de su generador más grande. des estadísticas de las distribuciones de probabilidad se puedan derivar. Esta división de los datos de series de En la Tabla 5-1 se presenta una selección de grandes uni- tiempo asume la siguiente clasificación: dades de generación en Honduras. El parque eólico Cerro de Hula tiene la mayor capacidad. Las cuatro unidades 1. Estacional: Se establecieron tres categorías estacio- del Cajón, cada uno de ellos con una capacidad de 75 nales: seca, lluviosa y la estación intermedia. La esta- MW, desempeñan un papel esencial en el suministro de ción intermedia se incluyó debido a que la transición potencia de reserva en Honduras y son altamente fiables de seco a temporada de lluvias y viceversa es suave según la información de la ENEE. La pérdida de una de es- y por lo tanto no se pueden clasificar en una de la es- tas unidades se considera actualmente una contingencia tación seca y lluviosa. Los siguientes meses fueron extrema que no debe ser inmediatamente cubierta por asignados a las estaciones: reservas secundarias. Las dos unidades de Becosa son »» Estación seca: diciembre, enero, febrero, marzo; alimentadas por carbón y previstas para estar conectadas todo el día en un futuro próximo (03/01/2016). La Planta »» Estación intermedia: abril, mayo, octubre, de Energía Ecológica (The Green Power Plant) entrará en noviembre; funcionamiento en un futuro próximo (03/01/2016). Será »» Estación lluviosa junio, julio, agosto, septiembre. alimentada por biomasa y despachará las 24 h. 2. Diaria: La demanda y PV tienen patrones diarios fia- Para la mayor pérdida de una unidad de generación con- bles que fueron considerados con la ayuda de las ca- vencional que tiene que ser cubierta por la reserva, se tegorías diurnas. La inyección de energía eólica no considera una unidad de Becosa (40 MW). Para el aná- sigue un patrón diario con la suficiente fiabilidad para lisis de sensibilidad, el efecto de considerar el parque una clasificación basada en la hora del día. eólico Cerro de Hula como el caso de la mayor pérdida 3. Nivel de potencia: Al considerar la demanda media o es investigado adicionalmente, para el propósito de este generación media de una fuente dada durante un in- estudio, siempre asumido con su potencia nominal. tervalo de tiempo, las propiedades estadísticas de las desviaciones observadas de estos valores promedio 5.1.3 Clasificación de los datos de inyección y (las fluctuaciones) pueden correlacionarse con el va- demanda lor absoluto de la media. Por ejemplo, las fluctuacio- nes de energía eólica esperadas son probablemente La reserva secundaria debe ser capaz de hacer frente mayores en un día con el pronóstico de potencia eóli- a los problemas de equilibrio de potencia causados por ca media o alta que en un día con pronóstico de baja las fluctuaciones de la demanda y la generación de VRE, potencia eólica. además de la sustitución de la reserva primaria activada La división de un conjunto limitado de datos de series en caso de una pérdida del generador. La cantidad de de tiempo disponibles de acuerdo con todas estas cate- reserva que debe ser despachada para cubrir estas fluc- gorías, significa que algunas combinaciones de catego- tuaciones se calcula teniendo en cuenta la probabilidad rías pueden no contener suficientes observaciones de una derivación significativa de propiedades estadísticas. Unidad de generación Potencia nominal por unidad Tipo Por ejemplo, no había datos disponibles de inyección de [MW] PV para la estación seca. Cerro de Hula 124 Eólica Cajón I-IV 75 Hydro La incertidumbre tiene que ser tenida en cuenta tan- Becosa I, II 40 Carbón to debido a la incertidumbre del pronóstico de potencia Green Power Plant 43 Biomasa (especialmente para VRE), así como debido a la posibili- dad de baja calidad de datos debido al número limitado Tabla 5-1: Unidades grandes de generación individuales selecciona- de observaciones, o a la limitada aplicabilidad de los da- das en el sistema eléctrico de Honduras. tos extrapolados, para algunas categorías. Informe Bloque 1: Análisis 2016 56 5.1.4 Clasificación de datos basada en la hora 1. 100:00-05:00, del día 2. 05:00-17:00, 3. 17:00-19:00, Para la clasificación de la demanda nacional, una mues- tra de días con respecto a las diferencias de las fluctua- 4. 19:00-00:00. ciones de la demanda dentro de intervalos de 10 mi- Para la comparación, la Figura 5-2 muestra la demanda nutos durante el día fue analizada (ver Figura 5-1). Los nacional para cada día del año 2014 y 2015, junto con las lapsos de tiempo con niveles de fluctuación similares se categorías de la hora del día elegidas. agruparon en una categoría. La demanda nacional fue dividida en cuatro categorías durante el día: Figura 5-1: Las fluctuaciones de la demanda nacional y las cuatro categorías del día. Figura 5-2: La demanda nacional de cada día en 2014 y 2015 y las cuatro categorías del día. 57 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Figura 5-3: Categorías del día utilizadas para la inyección de PV, junto con el último el 2015-06-18. La típica inyección de PV durante un día soleado se re- potencia de salida es cero. Para velocidades del viento presenta en la Figura 5-3. Las altas pendientes se pro- superiores a una determinada velocidad de corte, existe ducen durante el amanecer y el atardecer mientras que una correlación positiva entre la velocidad del viento y la cantidad de inyección de PV es de alrededor de la la inyección de energía eólica, hasta que se alcanza la mitad de su valor máximo, y el gradiente de la inyección potencia nominal de salida. es comparativamente bajo durante las horas de baja (no- che) y alta inyección. Por lo tanto, tres categorías de día Para velocidades del viento superiores a la velocidad no- se determinaron para PV (ver Figura 5-3): minal de salida, la potencia de salida sigue siendo la mis- ma hasta que se alcanza la velocidad de desconexión. »» Noche: 18:00-06:00, Las variaciones de la velocidad del viento conducen a »» Amanecer / atardecer: 06:00-08:00 y 16:00-18:00, fluctuaciones de la energía generada sólo para velocida- des del viento ubicadas entre la velocidad de corte y la »» Día: 08:00-16:00. velocidad nominal, y cuando la velocidad del viento es superior a la velocidad de desconexión. 5.1.5 Clasificación del nivel de potencia Para PV, las mayores fluctuaciones se pueden esperar Además de la clasificación temporal, la demanda y la in- en los niveles de potencia media durante el día, signifi- yección de energía solar y eólica se clasificaron en gru- cando esto que la unidad PV se encuentra en el proceso pos que representan a la parte de la demanda/inyección de escalamiento o de decrecimiento a medida que el considerada, en su valor máximo (potencia nominal y de- sol sale o se pone, o que el cielo está parcialmente cu- manda pico). Esta clasificación considera la expectativa bierto, induciendo la fluctuación de inyección a través de de que las fluctuaciones de la inyección de energía eólica movimientos de las nubes. y solar son bajas para la inyección baja y alta, pero altas para la inyección media. Cada uno de los datos de la demanda, la inyección de energía eólica y solar fueron agrupados por separado en En las turbinas de viento, este comportamiento se debe cinco categorías equidistantes. Las categorías abarcan a la correlación no lineal entre la velocidad del viento y la la gama desde el valor mínimo (0 para la inyección de potencia de salida. De la curva típica de potencia eólica energía eólica y solar, y la demanda mínima para la car- representada en la Figura 5-4, se puede observar que ga) al valor máximo (potencia nominal para la inyección la correlación entre la velocidad del viento y la potencia de energía eólica y solar, y demanda pico para la carga). generada de una turbina eólica puede ser dividida en cuatro secciones: Para bajas velocidades de viento, la Informe Bloque 1: Análisis 2016 58 Figura 5-4: Curva de potencia eólica típica3. 5.2 Análisis de estabilidad transitoria delta o inercia emulada, que los ayudaría a reaccionar en cambios de frecuencia. En ambos modelos están 5.2.1 Ajustes del modelo presentes las habilidades de control de potencias re- activas. Una evaluación de los parámetros dados en En primer lugar, se investigó el modelo de América Cen- los archivos dinámicos de exportación de PSS/E v32 tral tal como fue entregado por la ENEE en cuanto a sus con respecto al control de la potencia reactiva indican modelos dinámicos asociados. Se esperaba la pérdida VARFLG y VLTFLG para WT3E1 y VARFLG, PFAFLG y de algunos datos en relación con las plantas de energía PQFLAG para WT4E1 como relevantes para el com- solar y eólica, ya que los datos dinámicos tenían que portamiento del controlador. Sin embargo los modelos ser importados de PSS/E v32. PowerFactory no inclu- están parametrizados para no formar parte del con- ye los modelos de aerogeneradores genéricos descri- trol de potencia reactiva dinámica. El modelo de Hon- tos en el PSS/E V34, mientras el mismo PSS/E v32 no duras no incluye controlador de PV específico como incluye los modelos genéricos de plantas de energía PVEU1 o PVGU1. solar. Por lo tanto, se investigaron los parámetros más importantes que describen la reacción del controlador Sin embargo, se requiere que todas las plantas de ener- de plantas de energía solar y eólica a los cambios de gía PV utilicen una caída de potencia reactiva caracte- frecuencia y voltaje. rística del 12%. Esta característica cambia la salida de potencia reactiva de la planta de energía FV durante las El modelo de Honduras utiliza los modelos WT3E1 y desviaciones de voltaje del voltaje nominal. Durante las WT4E2 del PSS/E V34, lo cual no se podría transferir en simulaciones transitorias, la salida de potencia reactiva PowerFactory. Los modelos WT3E1 y WT4E2 son mo- de las centrales PV ubicadas en Honduras se ajusta me- delos genéricos de la parte eléctrica de las turbinas de diante un modelo de simulación dinámica que utiliza la viento Tipo III y Tipo IV4 respectivamente. Ambos tipos característica que se muestra en la Figura 5-5. Como se basan en el control inversor y por eso dependen ejemplo, la reacción de una planta de energía PV duran- casi completamente de los controles asociados para te un corto-circuito se muestra en la Figura 5-6. La plan- las salidas de potencia activa y reactiva. La inyección de ta de energía PV soporta la tensión al proveer potencia energía eólica y la radiación solar se asumen constan- reactiva durante la falla, limitando con ello la reducción tes durante las simulaciones de estabilidad transitoria, de voltaje espacial. debido al corto período de tiempo del período investi- gado en el intervalo de segundos. Ninguno de los dos modelos de turbinas de viento puede realizar un control 59 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Figura 5-5: Caída de potencia reactiva PV característica utilizada en Honduras. Figura 5-6: Reacción del modelo PV durante cortocircuitos. 5.2.2 Ajustes de parámetros cambio de SG10 y SG12, si SG12 era más pequeño que SG10. Para las plantas de energía restantes equipadas con ge- neradores síncronos, se llevó a cabo una revisión de los »» Los generadores de centrales hidroeléctricas parámetros del generador, exigiendo pequeños cambios 16009_6, 16009_7 , 16010_8, 16010_9, 16011_10 y al modelo: 16011_11 (todos en Guatemala) tenían su potencia nominal aparente reducida de 100 MVA a 4.26 MVA »» Todas las características de saturación de los gene- para estar en línea con su potencia activa nominal de radores síncronos fueron posible mediante el inter- 3.45 MW. Informe Bloque 1: Análisis 2016 60 Todas las simulaciones dinámicas se basaron en los es- tudios de flujo de carga descrita en la sección 7 .4. Los trece escenarios generados sirven como la condición inicial de partida y se utilizan los límites operacionales de potencia activa para el despacho de generación. Los modelos de control dinámico tenían que ser capaces de operar dentro de los límites máximo y mínimo aplicados de potencia activa. Dado que algunos de los modelos no eran capaces de operar dentro de estos límites, se tuvieron que hacer ajustes basados en la experiencia. Los parámetros dinámicos importados del modelo se han conservado lo más posible, con el fin de reducir al mínimo las modificaciones irrazonables del modelo. La potencia nominal de la turbina no fue dada en los archivos de modelos dinámicos de PSS/E v32 y actúa como interfaz entre el generador y el modelo de control. Por lo tanto, este parámetro se consideró que era un atributo explotable. Se supuso que el límite de salida superior del modelo regulador coincide con el límite operacional de la poten- cia activa de los generadores superiores, para evitar de- jar un margen dinámico para qué las plantas de energía completamente despachadas contribuyan a una reserva primaria durante eventos de pérdida de generación. El único parámetro importado, que tuvo que ser ajustado en algunos modelos, fue el límite operacional inferior de la turbina. Se calculó un nuevo límite inferior de modelo basado en el índice de turbina calculado anteriormente y compa- rado con el parámetro importado. El límite fue alineado con el límite operacional de potencia activo más bajo usando el límite calculado, si el parámetro calculado era menor al parámetro importado. Con el fin de validar la situación de estado estacionario después de aplicar todos los cambios, los trece escena- rios fueron simulados por cuatro segundos sin imponer ningún evento. 1 A lo largo del documento el término reserva secundaria es utilizado para indicar la Reserva Rodante Operativa (RRO). 2 A lo largo del documento el término reserva primaria es utilizado para indicar la Reserva Rodante Regulante (RRR). 3 http://www.wind-power-program.com/turbine_characteristics.htm (2016-02-05) 4 Type III se refiere a todas las turbinas equipadas con un generador doble de inyección. Type IV se refiere a todas las máquinas conversoras. 61 Informe Bloque 1: Análisis 2016 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño establecidos en el RMER 6.1 Límites de voltaje durante el funcio- no colapse están permitidas, incluyendo la desconexión namiento normal y aislamiento de grandes áreas de red. Los problemas deben resolverse lo más rápido posible. El voltaje en el sistema de transmisión (definido como los niveles de voltaje entre 69 kV y 400 kV) debe man- 6.3 Provisión de potencia de reserva tenerse dentro de un rango entre 0.95 p.u. y 1.05 p.u. durante el funcionamiento normal. En comparación con En el RMER la CRIE requiere que cada país proporcio- los sistemas de energía europeos, que por lo general ne un cierto porcentaje de su generación total como permiten de 0.90 a 1.10 p.u., este criterio es bastante reservas (3% para la reserva primaria, 2 - 7 % para la estricto, pero razonable teniendo en cuenta la falta de reserva secundaria, dependiendo del país.) Esto no tie- control de voltaje en las áreas de menor voltaje y el pro- ne en cuenta las desviaciones de planificación en los medio de caída de tensión más alto, ya que se utilizan sistemas de energía no integrados y las fluctuaciones líneas más largas y voltajes más bajos. de VRE, que pueden afectar la demanda de reserva in- dependientemente de la magnitud de la carga. 6.2 Criterios de seguridad Para los sistemas de energía integrados verticalmente, El sistema centroamericano sigue un programa de donde el despacho se puede ajustar en cualquier mo- emergencia de tres pasos. mento, este enfoque es suficiente, pero para un merca- do de electricidad libre, especialmente con altas partici- Todos los sistemas dentro del RMER deben ser plena- paciones de VRE, la provisión de reserva debe evaluarse mente (n-1) seguros, lo que significa que la pérdida de teniendo en cuenta algo más que la carga y debe por lo cualquier activo individual (generador, línea de circuito tanto manejarse de manera más flexible y re-evaluado simple, transformador, banco de con frecuencia. capacitores o reactores en derivación, o carga) no debe Adicionalmente, las medidas alternativas para reducción poner en peligro la estabilidad del sistema y ningún activo de potencia de reserva, especialmente para la reserva debe ser cargado por encima de su límite térmico conti- secundaria, deben tomarse en consideración, incluyen- nuo. Ninguna carga debe ser reducida en caso de contin- do la introducción de un mercado de ajustes o por lo gencias individuales, pero los límites de tensión se amplían menos un mercado intradiario para cubrir las desviacio- de 0.90 a 1.10 p.u. El sistema debe ser restaurado a funcio- nes al programa en períodos de hora o quince minutos namiento normal seguro (n-1) dentro de los 30 minutos. que de otro modo también tendría que ser cubierto por las reservas (como está sucediendo actualmente en En caso de una doble contingencia o la pérdida de una Guatemala, donde la reserva secundaria es la única he- barra de conexión, las líneas pueden estar temporal- rramienta de balance). mente sobrecargadas, y la carga puede ser reducida de forma automática. El sistema debe permanecer estable, No a todos los países de América Central se les requiere aunque en estado de emergencia, y ser restaurado a la cubrir la pérdida de su unidad más grande con reserva operación de no-emergencia dentro de los 30 minutos. primaria, lo que sería muy caro, ya que algunos países emplean unidades que son muy grandes en relación con En contingencias extremas, es decir, la pérdida de corre- el tamaño del sistema de energía. Sin embargo, la reser- dores de líneas enteras, subestaciones o centrales eléc- va primaria activada actualmente debe ser reemplazada tricas, todas las medidas posibles para que el sistema por la reserva secundaria local dentro de 15 minutos, Informe Bloque 1: Análisis 2016 62 que conduce a la alta demanda de reserva secundaria Establecer un estándar de control como el CPS2 es una que debe ser suministrada por las unidades rodantes. buena manera de supervisar el control de desempeño, Compartir (o comerciar) las reservas secundarias podría pero a las áreas de equilibrio, en este caso los países, ayudar a ahorrar costos en crecientes participaciones se les debe permitir controlar sus sistemas de manera de VRE, ya que la cantidad total de reservas requeridas que sea posible cumplir con esta norma. Esto requiere será inferior debido a los efectos de distribución. Las de una estructura de mercado diferente que incluya un empresas de servicios públicos integradas verticalmen- mercado de ajustes o al menos un mercado intra diario, te en Centroamérica ya son capaces de reemplazar re- reservas de equilibrio adicionales y una disminución de gulación secundaria a nivel local y equilibrar la carga y las restricciones de reserva establecida en el RMER, generación manualmente, sin embargo a operadores de permitiendo a los operadores de la red evaluar su propia red en futuros sistemas no integrados se les debe per- demanda de reservas necesarias para cubrir las fluctua- mitir restablecer el equilibrio local a través de un mer- ciones y cortes y mantener el sistema cumpliendo con cado de ajustes o mediante el empleo de reserva no el CPS2. rodante terciaria, que no está permitido actualmente. De cualquier manera, el equilibrio local podría ser mane- jado por los generadores no rodantes a un costo mucho 5 La demanda máxima de todo el SER es entre 6 y 7 GW, mientras que algunas áreas de control europeos y norteamericanos superan menor, mientras que las reservas rodantes (primaria y los 10 GW. secundaria) se comparten dentro del SER. 6 North American Electric Reliability Corporation En Europa, la reserva primaria es compartida en todo el sistema interconectado, la reserva secundaria es pro- porcionada por el área de control (normalmente un TSO nacional) que causa la desviación, y la reserva no rodan- te y los mercados de ajuste se utilizan para restablecer el equilibrio local. Como las redes nacionales de energía de Centroamérica son mucho más pequeñas (en térmi- nos de carga y capacidad instalada) que las de Europa5, el SER corresponde más a un área de control europea en tamaño, donde se comparten las reservas secunda- rias. Además, las capacidades de reserva secundarias pueden ser objeto de comercio a través de fronteras nacionales en Europa, un enfoque que puede valer la pena considerar en América Central también. Todo intercambio de reservas requiere estudios adicio- nales de la red y la evaluación de los márgenes de re- serva que deben estar a disposición, especialmente en la línea SIEPAC, así puede aguantar los desequilibrios locales durante más de unos pocos minutos. 6.4 Control de desempeño El desempeño de control local y el balance se evalúa en el RMER utilizando el Estándar de Control del Des- empeño 2 (Control Performance Standard 2, CPS2), tal como fue formulado por NERC6. Cada país tiene la obligación de mantener su promedio de error de control de área, ACE, por debajo de un determinado valor para cinco de los seis intervalos de tiempo de diez minutos cada hora, y en el futuro será multado por no cumplir. 63 Informe Bloque 1: Análisis 2016 VII. Estudio técnico 7.1 Metodología de cálculo de los Re- va primaria es compartida entre los generadores den- querimientos de reserva secundaria tro de toda la zona síncrona. Los sistemas nacionales interconectados por lo tanto no necesariamente tie- Con el fin de mantener la frecuencia en el sistema den- nen que cubrir la mayor pérdida posible de genera- tro de los rangos designados para el funcionamiento ción dentro de su país por sí mismos; por lo tanto el normal y con perturbaciones, la carga eléctrica, las pér- intercambio automático de recursos conduce a una didas y la inyección de generación deben equilibrarse reducción de costos de la asignación de reserva pri- activamente en todo momento; es decir, cualquier des- maria dentro de cada país involucrado. equilibrio importante debe ser compensado en cuestión de segundos. Este equilibrio se gestiona mediante di- »» Reserva secundaria reemplaza la reserva primaria in- ferentes mecanismos en diferentes escalas de tiempo. vocada en el lapso de minutos, de modo que la reser- Dentro del día o menores lapsos de tiempo, los meca- va primaria esté disponible de nuevo en su magnitud nismos pertinentes son despacho de generador y el su- original. A diferencia de la reserva primaria, la reserva ministro de reserva. secundaria funciona más a menudo solo dentro de un subconjunto de la zona síncrona, con el objetivo de Despacho del generador describe el proceso de asig- restablecer el equilibrio del sistema eléctrico local y nación previa de valores de potencia fijos a los gene- los intercambios de energía programados. Por lo tan- radores individuales para ciertos intervalos de tiempo, to, los costes de reserva secundaria deben asignarse basado en el pronóstico de demanda del sistema (y dentro de ese subconjunto, típicamente el sistema posiblemente la inyección de VRE), el intercambio de nacional. energía programado con los sistemas vecinos, y con frecuencia un esquema de minimización de costos de »» Otros tipos de reservas alivian la reserva secundaria mercado. Los intervalos de tiempo más pequeños tí- y cubren el intervalo de tiempo restante hasta el ho- picamente usados en el proceso de despacho son de rizonte de despacho. una hora o 15 minutos. El proceso de despacho termi- na antes del momento de inyección de potencia; en los El método de cálculo de reservas desarrollado en este sistemas de energía integrada verticalmente, como en estudio se centra exclusivamente en la reserva secun- Honduras esto puede ser a corto plazo, por ejemplo, 10 daria en el marco de tiempo de 10 minutos. La compen- minutos por delante. sación de los desequilibrios más allá de este período de tiempo, hasta el horizonte de despacho del generador, Provisión de reserva implica la asignación de márge- no es investigada y se deja a los mecanismos de equili- nes de potencia disponibles de los generadores, que brio y de asignación existentes. luego pueden ser utilizados para equilibrar las desvia- ciones entre la generación de energía programada y la Como consecuencia, los posibles cambios en el funcio- carga real del sistema y los intercambios. Las reservas namiento del sistema de potencia, como la introducción también sirven para equilibrar eventos tales como inte- de un mercado de despacho o la introducción/mejora de rrupciones no planificadas de generadores y otras per- los sistemas de pronóstico de inyección de VRE, no se turbaciones. El espacio de tiempo entre el final del des- espera que tengan un impacto significativo en la magni- pacho y el tiempo real de la generación de energía es tud de la reserva requerida calculada. Ninguna de estas subdividido y cubierto por diferentes tipos de reserva: medidas es probable que afecte el rango de tiempo de fluctuación de 10 minutos. Sin embargo, sucesivos ti- »» Reserva primaria describe el tipo más rápido de re- pos de reservas que cubren el intervalo de tiempo res- serva, que se activa en cuestión de segundos, utili- tante hasta el horizonte de despacho, se verían influen- zando sistemas de control automático en los genera- ciados significativamente. dores que responden a los cambios en la frecuencia del sistema. Esto implica directamente que la reser- Dos causas para los requerimientos de reserva se- cundaria se distinguen: por un lado, la reserva prima- Informe Bloque 1: Análisis 2016 64 ria debe ser reemplazada a nivel local y, por otra parte, 2. Clasificación de las observaciones las fluctuaciones de la demanda, e inyección de PV y 3. Determinación de cuartiles de fluctuación. energía eólica tienen que ser equilibradas dentro de los 10 minutos. El procedimiento de cálculo de las fluctuaciones máxi- mas en cada período de diez minutos de la demanda, la inyección de energía PV y eólica en las series de tiempo 7.1.1 Reemplazo de reserva primaria se ilustra en la Figura 7-1. En la escala de tiempo de reserva primaria - segundos a Para cada intervalo de 10 minutos, la magnitud de fluc- un minuto - el desequilibrio causado por la variación en tuación absoluta se determina como la diferencia entre la demanda e inyección de energía eólica y PV es insig- el mayor y el menor valor en el intervalo. Esto corres- nificante en comparación con un desequilibrio causado ponde a la altura de la zona sombreada en cada inter- por la pérdida del mayor generador. Como se describe valo de tiempo. El promedio de 10 minutos también es en la sección 5.1.2, la contingencia más crítica que tiene calculado; se utiliza más tarde para obtener la magnitud que ser cubierta asciende a 40 MW. Como un análisis relativa de fluctuación para la clasificación de fluctuación de sensibilidad, se investiga la pérdida del parque eólico basada en el nivel de potencia. Cerro de Hula, mientras funciona a plena potencia de salida activa. Tanto la media de los diez minutos y las series de tiem- po de fluctuación de inyección de energía eólica y PV, se 7.1.2 Reserva secundaria debido a las fluctua- normalizaron a la potencia nominal instalada de las plan- ciones de la demanda y generación VRE tas de energía eólica y fotovoltaica, respectivamente. Debe tenerse en cuenta que las potencias nominales La cantidad de reserva secundaria para cubrir una con- varían a medida que más plantas VRE – especialmente tingencia es igual a la reserva primaria. La cantidad de PV - se conectaron durante el tiempo de la medición. reserva secundaria requerida para cubrir las rampas Las series de tiempo normalizadas resultantes para la máximas de la demanda residual se determina utilizan- demanda y el viento cubre el rango de tiempo desde do los siguientes pasos: 2014-01-01 al 2015-12-14, mientras que las series de tiempo PV solo cubren desde 2015-05-24 al 2015-12-15, 1. Cálculo de las fluctuaciones máximas dentro de inter- todo en intervalos de tiempo de 10 minutos. valos de tiempo relevantes Figura 7-1: Determinación de las magnitudes que fluctúan dentro de intervalos de 10 minutos. 65 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Clasifiación estacional Clasificación diaria Clasificación por nivel de potencia »» Estación seca: Demanda: »» 0%-20% Ene, Feb, Mar. »» 00:00-05:00 »» 20%-40% »» Estación húmeda: »» 05:00-17:00 »» 40%-60% Jun, Jul, Ago, Sep »» 17:00-19:00 »» 60%-80% »» Estación intermedia: »» 19:00-24:00 »» 80%-100% Abr, May, Oct, Nov. PV: (Porcentajes entre el mínimo y el máxi- »» 00:00-06:00, 18:00-24:00 mo; mínimo es 0 para PV y eólica) »» 06:00-08:00, 16:00-18:00 »» 08:00-16:00 Tabla 7-1: Categorías para la clasificación de fluctuaciones. Las observaciones de las series tiempo normalizadas el 20% -40% de la potencia nominal” . La línea de color entonces se clasifican en las categorías estacionales, verde muestra el cuartil 95% que equivale a un 11.7% horas del día y de nivel de potencia. Una visión general en este caso. Por lo tanto, si un margen de reserva equi- de las diferentes categorías de clasificación se muestra valente al 11.7% de la capacidad PV instalada está dispo- en la Tabla 7-1. Para más información sobre la categori- nible, las fluctuaciones de la inyección de energía solar zación por favor consulte la sección 5.1. PV pueden ser compensadas el 95% del tiempo. Debido a que la inyección de energía eólica no sigue un El cuartil 95% se determina para cada una de las cate- patrón diario, no se utilizaron categorías del día para el gorías de los datos de demanda, PV y energía eólica. viento. También hay que señalar que no todas las com- Los valores resultantes se enumeran de la Tabla 7-2 a binaciones de categorías existen, ya que la clasificación la Tabla 7-4. Las tablas se utilizan como tablas de con- del día se correlaciona con la clasificación de nivel de sulta; por ejemplo, si la demanda de reservas debido potencia; por ejemplo, ninguno, excepto la categoría de a las fluctuaciones de PV debe determinarse para el nivel de potencia más baja para la inyección de PV pue- 25/06/2016 15:00 se tiene que escoger la columna “es- de ocurrir durante la noche. tación húmeda” - “día” en la Tabla 7-2. En la Figura 7-2 la clasificación se muestra a modo de Si la inyección de PV está pronosticada que sea alrede- ejemplo para los datos de PV. Como resultado, a las fluc- dor del 50%, la fila “40% - 60%” es adecuada, pero para tuaciones de cada intervalo de 10 minutos de medición la inyección de PV y energía eólica, el error de pronósti- de PV se les puede asignar una estación, un día, y un de co sebe ser tenido en cuenta. La elección de la máxima nivel de potencia. Un intervalo de 10 minutos constituye categoría del nivel de potencia adecuado, “40% - 60%” , una observación en la categoría que comparten las tres y los dos adyacentes, “20% - 40%” y “60% - 80%” en categorías dentro de la serie de tiempo de PV. este caso, permiten considerar un error de pronóstico del 20% de la potencia PV instalada, como mínimo. Como próximo paso, las observaciones de cada una de las categorías se analizan con respecto a la distribución Debido a que el requerimiento de reserva relativo de la ca- de frecuencia de las fluctuaciones, más precisamente tegoría de nivel de potencia “60% - 80%” es superior a la el cuartil 95%. El término “cuartil 95%” significa que el de la categoría nivel de potencia que corresponde al 50% 95% de las observaciones se encuentran por debajo de de la inyección (“40% - 60%”), se elige el primero. En con- este valor. El cuartil 95% de las fluctuaciones se utiliza secuencia, 17 .9% de la capacidad PV instalada (514 MW), como la demanda de reserva necesaria para cubrir el en este caso 0.179 * 562 MW = 92 MW, tiene que ser 95% de las fluctuaciones que ocurren. mantenido como reserva secundaria para cubrir el 95% de las fluctuaciones de la inyección de PV. El mismo enfoque En la Figura 7-3 la distribución de frecuencias de las se aplica a las otras categorías y a la energía eólica (Tabla fluctuaciones de inyección de PV extraída de los datos 7-3). Respecto a la demanda, ningún error de pronóstico proporcionados de 2015 se representa para la categoría es considerado y la categoría de nivel de potencia corres- “estación húmeda, amanecer/atardecer, inyección entre pondiente a la demanda prevista se elige directamente. Informe Bloque 1: Análisis 2016 66 PV Seca Húmeda Intermedia Noche Día Amanecer/Ocaso 0%-20% 20%-40% 40%-60% 60%-80% 80%-100% Figura 7-2: Descripción general de la categorización de los datos de PV. Los valores porcentuales en la última fila se refieren a la inyección como parte de la potencia nominal. Figura 7-3: Distribución de frecuencias de las fluctuaciones de la inyección de PV dividida por la capacidad instalada durante la estación húmeda y el amanecer/atardecer. La inyección promedio es de entre 20% y 40% de la capacidad instalada. La línea de color verde muestra el cuartil 95%. 67 Informe Bloque 1: Análisis 2016 En la Tabla 7-2 se enumeran los requerimientos de reser- significativamente más bajos por MW de capacidad insta- vas para compensar las fluctuaciones de la inyección de lada que las fluctuaciones de PV. Por lo tanto, en términos PV. Los requerimientos de reservas para la estación seca de los requerimientos de reserva secundaria, se debe pre- no se dan, ya que no se dispuso de mediciones de inyec- ferir la energía eólica a PV. ción de PV durante la estación seca. Para obtener resul- tados válidos durante todo un año, los cálculos se deben La reserva requerida para compensar las fluctuacio- volver a realizarse una vez que los datos de medición de nes de carga se puede derivar de la Tabla 7-4 eligiendo inyección de PV para la estación seca estén disponibles. la columna y fila apropiada. Por ejemplo, si la reserva requerida debido a las fluctuaciones de carga el 10 de La demanda de reservas debido a las fluctuaciones de diciembre a las 20:00 debe determinarse, seleccionar PV es más alta durante el día que durante el amanecer y la columna “estación seca - 19:00-00:00” es correcto. el atardecer y obviamente cero durante la noche. Como Las filas corresponden a las clases de nivel de potencia era de esperar, los requerimientos de reserva en las ca- dividiendo el rango de mínimo a carga pico en cinco ca- tegorías de inyección media (20% - 40%, 40% y 60% tegorías. Por lo tanto, la categoría de nivel de potencia y el 60% - 80%) son mayores que en las categorías de “60% - 80%” significa que la demanda es entre inyección altas y bajas. El requerimiento máximo de re- servas está en la categoría “estación intermedia, día, y (demanda mínima + (demanda pico-demanda mínima) * 0.6) y 20% - 40% de potencia de salida dividida por la capaci- (demanda mínima + (demanda pico-demanda mínima) * 0.8). dad PV instalada” . En consecuencia, la demanda de reservas debido a las La reserva requerida para compensar las fluctuaciones de fluctuaciones de carga en la categoría de tiempo "es- inyección de energía eólica que figuran en la Tabla 7-3 varía tación seca" y "19:00-00:00" y la categoría de nivel de de 5% a 10% de la capacidad eólica instalada. Las diferen- potencia "60 %-80 %" equivale a un 2.3 % de la de- cias entre las estaciones son bajas. Como se espera (ver manda pico. Teniendo en cuenta todas las categorías, la sección 5.1.5) la demanda de reservas es más alta para demanda de reserva debido a las fluctuaciones de carga la inyección media. La demanda de reservas por MW de varía de 1 % a 5 % de la carga pico. Las variaciones energía solar PV instalada es significativamente más alta estacionales de la reserva secundaria requerida debido que la demanda de reservas por MW de energía eólica a las fluctuaciones de la demanda son pequeñas. En instalada. Esto implica que las fluctuaciones del viento son cada estación, la demanda de reservas entre las 17:00- Inyección de PV Estación intermedia Estación húmeda Nivel de potencia Noche amanecer/atardecer día Noche amanecer/atardecer día 0% - 20% 0.1 % 6.6% 15.2% 0.2% 6.0% 7.4% 20% - 40% 9.8% 23.3% 10.6% 15.0% 40% - 60% 9.0% 19.7% 11.2% 16.8% 60% - 80% 4.8% 14.7% 5.0% 17.9% 80 % - 100 % 9.0% 14.8% Tabla 7-2: Los requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de PV en porcentaje de la capacidad PV instalada. Inyección de energía eólica Estación seca Estación intermedia Estación húmeda 0% - 20% 5.3% 4.8% 5.4% 20% - 40% 9.4% 8.4% 9.9% 40% - 60% 10.1% 9.4% 10.2% 60% - 80% 7.6% 7.9% 8.2% 80% - 100% 6.8% 6.4% 6.3% Tabla 7-3: Los requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de energía eólica en porcentaje de la capacidad eólica instalada. Informe Bloque 1: Análisis 2016 68 19:00 asciende a aproximadamente 4 %, mientras que como resultado un nivel de seguridad mucho mayor que es de alrededor de 2 % durante otras horas del día. Los el 95 % como se deduce de la consideración aislada de bajos requerimientos de reserva corresponden a horas la demanda, e inyección de energía solar PV y eólica. con poca carga (por ejemplo, 22:00-6:00) y altos reque- Porque si la fluctuación de la demanda o la inyección de rimientos de reserva coinciden con las horas de mayor energía eólica o solar es mayor que el cuartil 95 %, en la demanda (por ejemplo, 17:00-19:00). mayoría de los casos la fluctuación de los otros dos será menor que el respectivo cuartil 95 %. En consecuen- 7.1.3 Requerimiento total de reserva secundaria cia, la reserva general será suficiente, incluso si uno de los tres tipos de fluctuaciones es mayor que el co- Con requerimientos de reserva individuales estable- rrespondiente al requerimiento de reserva basado en el cidos por la pérdida de unidades generadoras y las cuartil 95 %. fluctuaciones de la demanda e inyección de VRE ahora El caso de seguridad reducida permite un requerimiento determinados, estos resultados separados deben com- de reserva secundaria inferior, en el supuesto de que binarse para determinar los requerimientos totales de el máximo del cuartil 95 % de las fluctuaciones de in- reserva secundaria para un intervalo de tiempo dado. yección de energía PV y eólica y el cuartil 95 % de las El primer paso en este proceso es elegir la categoría fluctuaciones de la carga es suficiente la mayor parte apropiada para el intervalo de tiempo. del tiempo para cubrir las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y fotovoltaica resultando Las categorías estacionales y diurnas pueden ser identi- en un nivel de seguridad más bajo que en el caso base. ficadas a partir del tiempo estimado y la cantidad de de- manda, e inyección de energía solar PV y eólica en base Para la combinación del requerimiento de reserva se- al pronóstico del tiempo considerado. Para la inyección cundaria debido a las fluctuaciones, con el requerimien- de energía solar PV y eólica, el error de pronóstico tam- to de pérdida de generación para la determinación del bién debe ser tenido en cuenta. Los requerimientos de requerimiento final de reserva secundaria, se supone reservas relativos para la energía eólica y PV, rwind y que el evento de contingencia considerado y las fluc- rPV, son luego multiplicados por las capacidades insta- tuaciones máximas no se producen simultáneamente ladas, Pn,wind y Pn, PV; y las fluctuaciones de la de- con cualquier probabilidad relevante. La demanda final manda relativa, rdemand, luego se multiplican por la de- de reserva secundaria, Rsec, es el máximo de la reserva manda pico, Ppeak demand. Se consideran dos formas debido a las fluctuaciones de la demanda residual y la de agregación de las tres magnitudes resultantes de reserva requerida para compensar eventos de contin- fluctuación absoluta a la demanda absoluta de reserva gencia, Rll. debido a las fluctuaciones de la carga residual, Rfluc: Rsec = max(Rfluc,Rll) 1. CASO BASE: Sumando los requerimientos de reser- va secundaria absoluta debido a las fluctuaciones de demanda, e inyección de energía eólica y solar PV; 7.2 Requerimientos de reserva secunda- Rfluc= Ppeak demand rdemand + Pn,wind rwind + Pn,PV rPV ria para el 2016 En esta sección, se presentan los requerimientos de 2. SEGURIDAD REDUCIDA: la adición de los reque- reservas secundarias calculados para el 2016 utilizando rimientos de reserva absoluta debido a las fluctua- el método descrito en la sección 7 .1. La preparación de ciones de la demanda, y el máximo de los requeri- los datos de entrada requeridos, series de tiempo de la mientos de reservas absoluta debido a la inyección demanda, y la inyección de energía eólica y PV para los de energía solar PV y eólica. años considerados, se describe en la sección 7 .2.1. La Rfluc= Ppeak demand rdemand + max (Pn,wind rwind, Pn,PV rPV ) reserva secundaria requerida comprende dos factores: por un lado, la reserva primaria, que es activada debido En el caso base se supone que las fluctuaciones máxi- a una pérdida de potencia en Honduras, debe ser reem- mas pueden ocurrir simultáneamente con una frecuen- plazada; por otro lado, las fluctuaciones de la deman- cia relevante. El uso de la suma como la demanda abso- da y la inyección de energía eólica y PV tienen que ser luta de reserva para fluctuaciones de la carga residual da equilibradas. Los requerimientos reservas secundarias 69 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Demanda Estación seca Estación intermedia Estación húmeda 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 05:00 17:00 19:00 00:00 05:00 17:00 19:00 00:00 05:00 17:00 19:00 00:00 0 % - 20 % 1.3% 1.8% (1.2%)7 1.6% 1.2% 1.7% (1.0%)7 1.3% 0.9% 1.4% (7.5%)7 (4.0%)7 20 % - 40 % 1.5% 2.1% 3.3% 2.1% 1.2% 1.9% 3.5% 1.8% 1.2% 2.0% 3.5% 1.6% 40 % - 60 % 1.9% 2.1% 4.4% 2.4% 1.4% 2.1% 4.2% 2.1% 1.7% 2.2% 3.6% 2.1% 60 % - 80 % 2.2% 4.8% 2.3% 2.2% 4.1% 2.2% 2.3% 4.1% 2.3% 80 % - 100 % 2.3% 3.9% 2.3% 2.3% 3.6% 2.2% 2.3% 3.8% 2.2% Tabla 7-4: Los requerimientos de reserva para compensar fluctuaciones de la demanda en porcentaje de la carga pico. Las categorías de nivel de potencia (primera columna de la izquierda) representan la carga en porcentaje de la diferencia entre la carga mínima y máxima. debido a estos factores se presentan en la sección 7 .2.2 y la inyección de energía eólica y PV8. y7 .2.3, respectivamente. Los requerimientos totales de reservas secundarias debido a las pérdidas de genera- Sin embargo, el requerimiento de reserva relativa se de- ción y las fluctuaciones se describen en la sección 7.2.4. termina utilizando los datos de la demanda normalizada, e inyección de energía eólica y PV de cada hora del año 7.2.1 Preparación de los datos de entrada y las tablas de consulta (Tabla 7-2, Tabla 7-3 y la Tabla 7-4). Para ejemplos numéricos por favor refiérase a la Para aplicar la nueva metodología de cálculo de sección 7 .1.2. Dado que la demanda de reservas para la reserva al año 2016, se necesita la siguiente inyección de PV durante la estación seca no se pudo información adicional:. determinar debido a los datos faltantes, los valores de la estación intermedia de la Tabla 7-2 fueron utilizados. 1. La pérdida máxima esperada de generación, para la cual la reserva primaria debe ser reemplazada Para escalar los requerimientos de reservas relativos a localmente; 2016, estos se multiplican por la demanda pico y la ca- 2. Series temporales de la demanda, generación eó- pacidad eólica y PV instalada en el año 2016, según sea lica, y el pronóstico de generación PV para todo el apropiado, lo que resulta en el valor absoluto de la de- año 2016. manda de reservas. Los valores utilizados son (ver Tabla 10-2 la capacidad por planta): Para la pérdida de generación (reemplazo de reserva pri- maria), se asumen relevantes a las plantas descritas en »» Demanda pico: 1,553 MW la sección 5.1.2. De los datos de series de tiempo re- »» Capacidad eólica instalada: 220 MW queridos, para la demanda y la inyección de energía eó- »» Capacidad PV instalada: 514 MW lica, los datos desde 01/01/2014 al 14/12/2015 estaban disponibles y para series de tiempo PV, del 24/05/2015 7.2.2 Reemplazo de reserva primaria (Pérdida al 15/12/2015. Dichas series de tiempo se normalizaron de generación) a la demanda pico y a la capacidad eólica y PV instalada, según sea apropiado. Para la demanda y la inyección de La Figura 7-4 muestra la reserva secundaria necesa- energía eólica, se utilizaron datos de 2015 y la brecha (fi- ria para reemplazar en forma local la reserva primaria. nales de diciembre) se llenó con datos de 2014 del mis- Con la metodología propuesta, la reserva secundaria mo período. La inyección de energía solar PV se amplió requerida para reemplazar la reserva primaria asciende para todo el año 2015 mediante la copia de los lapsos a 40 MW a lo largo del año 2016, ya que Becosa se de tiempo que faltan (enero, febrero, marzo y finales considera como la contingencia determinante (ver sec- de diciembre) de los períodos de tiempo adyacentes. El ción 5.1.2). Como sensibilidad, se muestra la capacidad escalado de las series de tiempo normalizadas de la de- instalada del parque eólico Cerro de Hula. Además, la manda, e inyección de energía eólica y PV a la demanda Figura 7-4 representa la cantidad de reserva primaria de pico en 2016 y las capacidades de energía eólica y PV conformidad con la metodología utilizada actualmente instaladas (véase más adelante), según corresponda, se por la ENEE, el 3 % del total de generación programada obtienen las series de tiempo de 2016 para la demanda, en Honduras9. Informe Bloque 1: Análisis 2016 70 Figura 7-4: Reservas secundarias necesarias para reemplazar las reservas primarias a nivel local debido a cortes de las grandes unidades de gene- ración, en comparación con la reserva secundaria actualmente despachada. La reserva primaria de conformidad con la metodología 7.2.3 Las reservas secundarias para las fluctua- utilizada actualmente por la ENEE es el 85 % del tiempo ciones de potencia en 2016 inferior a 40 MW. Por lo tanto, las reservas primarias de Honduras no son suficientes la mayor parte del tiempo La Figura 7-5 muestra las reservas secundarias requeri- durante el funcionamiento aislado, pero la conexión de das para compensar las fluctuaciones de carga, viento Honduras al SER permite compartir las reservas prima- y PV. Más ejemplos se pueden encontrar en el Anexo rias en toda la zona síncrona. Las reservas primarias re- 12.2. Cabe señalar que, como se ha mencionado, no gionales que son, como mínimo, alrededor de 120 MW, existen datos de inyección de PV desde enero a marzo. son suficientes para cubrir incluso las grandes pérdidas Por lo tanto, los datos de la estación intermedia se utili- de generación. zaron para la estación seca. En el caso de que Cerro de Hula caiga mientras se inyec- La reserva requerida para compensar las fluctuaciones ta su potencia nominal en la red, por causa de un fuer- de la demanda es entre 14 MW y 74 MW. Para el viento, te corte de viento por ejemplo, la pérdida de 124 MW oscila entre 17 MW y 22 MW. La reserva para PV es de generación debe ser cubierta por la reserva primaria insignificante durante la noche, pero alta durante el día en la zona síncrona. Una pérdida de generación de este (92 MW – 120 MW). Durante el día, la inyección de PV tamaño se considera como una contingencia extrema tiene la mayor participación en la reserva para fluctua- y, por tanto, las reservas secundarias de Honduras no ciones de la carga residual debido a la gran cantidad de tienen que reemplazar esta cantidad de reserva primaria capacidad PV instalada en Honduras. Hay una diferencia por sí solas. Sin embargo, se deben realizar más inves- significativa en la reserva máxima para PV entre las dife- tigaciones acerca de las ventajas y desventajas de co- rentes estaciones: en la estación húmeda asciende a al- nectar parques eólicos de este tamaño a una sola barra rededor de 92 MW, en otras ocasiones, es de alrededor de conexión, y se debe considerar la administración de de 120 MW. Tal paso no es realista, ya que los patrones energía activa para evitar altas pérdidas instantáneas de de demanda no cambian bruscamente. Una clasifica- generación durante los períodos de fuertes vientos. ción anual utilizando todos los meses como una cate- goría, suavizaría los requerimientos de reservas, pero necesita un tiempo de medición más largo con el fin de 71 Informe Bloque 1: Análisis 2016 garantizar que se tienen suficientes observaciones por Para mostrar el impacto de VRE, se muestra otro caso categoría para un análisis estadístico significativo. (solo como referencia): 7.2.4 Requerimientos totales de reserva »» Sin VRE: Solo se considera el requerimiento de re- secundaria serva debido a las fluctuaciones de la demanda. El requerimiento total de reservas se determina median- A modo de comparación, la potencia nominal del parque te la combinación de las reservas para las fluctuaciones eólico Cerro de Hula también se muestra en la Figura con la pérdida de generación (40 MW); de acuerdo a la 7-6. Además, se representa el requerimiento de reserva sección 7 .1.3, el máximo de ambos se utiliza y se mues- secundaria de acuerdo a la metodología utilizada actual- tra en la Figura 7-6. En la figura, los siguientes casos mente por la ENEE (5 % de la generación programada (como se describe en la sección 7 .1.3) para el requeri- 9 ). Una ilustración adicional se puede encontrar en el miento de reserva debido a las fluctuaciones de la carga Anexo 12.2.2. residual (la demanda, e inyección de energía eólica y PV) se distinguen: En el caso base, el requerimiento de reserva secundaria oscila entre 40 MW y 177 MW, con una participación »» Caso base: El requerimiento de reserva debido a las máxima de 24 % de la generación planificada. En el se- fluctuaciones de la carga residual se determina como gundo caso, la aceptación del sistema de seguridad re- la suma de la demanda de reservas debido a la de- ducida permite la reducción de la demanda máxima de manda, e inyección de energía eólica y PV. reserva secundaria por alrededor de 22 MW y 156 MW. »» Caso de seguridad reducida: El requerimiento de Teniendo en cuenta solo las fluctuaciones de la deman- reserva debido a las fluctuaciones de la carga residual da y la contingencia de Becosa, el requerimiento de re- es la suma del requerimiento de reserva debido a las serva secundaria es de entre 40 MW y 74 MW. Esto fluctuaciones de la demanda y el máximo del reque- está en el rango de la reserva secundaria de acuerdo rimiento de reserva debido a la inyección de energía a la metodología utilizada actualmente por la ENEE (31 eólica y PV. MW-77 MW). Figura 7-5: Requerimiento de reserva secundaria en el año 2016 debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV, respectivamente. Informe Bloque 1: Análisis 2016 72 Figura 7-6: Los requerimientos de reserva secundaria para diferentes casos (ver texto). Las reservas secundarias en Honduras de acuerdo con de carga y análisis de contingencia en estado estacio- la metodología utilizada actualmente por la ENEE son, nario se llevaron a cabo para todos los escenarios, así en 2016, suficientes el 95 % del tiempo para cubrir la como los estudios de estabilidad dinámica que figuran pérdida de una unidad de generación de la magnitud de en el Capítulo 7 .5. Las tasas de penetración instantánea Becosa (40 MW). Las fluctuaciones máximas de la de- más altas fueron de 57 .8 % de la generación (y el 81.1 manda pueden ser cubiertas el 95 % del tiempo. % de la carga, debido a las exportaciones forzadas) en el escenario 13, y 52.8 % de generación en el escena- La inyección de VRE resulta en un fuerte aumento de rio 4. Tales valores se manejan de forma rutinaria en los los requerimientos de reservas secundarias totales, países europeos de alto VRE como Irlanda o Dinamar- que superan en parte la potencia nominal del Cerro de ca, aunque en diferentes estructuras de generación, de Hula (124 MW). Por lo tanto, la metodología actual de mercado y de interconexión. la ENEE de provisión de reserva secundaria solo sería suficiente si no se instalaran plantas VRE en Honduras. 7.4 Análisis de flujo de carga Una falta de reserva secundaria causa la necesidad de intervenciones manuales, como reducciones de carga o 7.4.1 Visión general de la metodología generación, con el fin de mantener el sistema en fun- cionamiento. En la sección 11, se dan recomendaciones El análisis de flujo de carga se llevó a cabo para varios sobre las maneras de disminuir el requerimiento de re- escenarios de generación y demanda desarrollados en serva secundaria. coordinación con la ENEE para evaluar la influencia de la inyección de VRE en las transferencias transfronterizas 7.3 Alcance y escenarios de los estudios de potencia con los países vecinos en la carga de líneas y el voltaje en la red de transmisión de Honduras. Se de la red en estado estacionario utilizó DIgSILENT PowerFactory para todos los cálculos, Los casos de transferencia y escenarios posteriores empleando el algoritmo de Newton-Raphson para resol- acordados en el Informe de Metodología, revisados en ver las ecuaciones no lineales de flujo de carga de CA. coordinación con la ENEE, se muestran en la Tabla 7-5 y Tabla 7-6. Se traducen en los balances de carga y ge- A partir de los resultados de los cálculos de flujo de car- neración mostrados en la Tabla 7-7. Los cálculos de flujo ga, se determinaron refuerzos de la red necesarios con 73 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Transferencias Norte-Sur Desde Hasta MW Demanda mínima (03:00, o 11:00 en un domingo / feriado Guatemala Nicaragua 200 Demanda media (11:00) Guatemala Nicaragua 290 Demanda máxima (19:00) El Salvador Honduras 150 Transferencias Sur-Norte Desde Hasta MW Demanda mínima (03:00, o 11:00 en un domingo / feriado Nicaragua Honduras 150 Demanda media (11:00) Nicaragua Guatemala 210 Demanda máxima (19:00) Nicaragua Guatemala 120 Tabla 7-5: Transferencias de energía a través de Honduras, como se utilizan en los escenarios. Estación seca (Nov-Abr) Estación húmeda (May-Oct) Demanda ENEE+SIEPAC Solar Eólica Solar + Eólica Solar Eólica Solar + Eólica Demanda mínima Sin intercambio 1 13 10 7 (3:00 o fin de semana Transferencias 8 a las 11:00) Norte-Sur Transferencias 2 Sur-Norte Sin intercambio Demanda media Transferencias 3 4 (11:00) Norte-Sur Transferencias 9 10 Sur-Norte Sin intercambio Transferencias 5 11 Norte-Sur Demanda máxima Transferencias 6 12 (19:00) Sur-Norte Sin intercambio Transferencias 5 11 Norte-Sur Transferencias 6 12 Sur-Norte Tabla 7-6: Escenarios para los estudios de red. el objetivo de resolver los problemas de carga de línea ENEE. La sobrecarga de activos y desviaciones de volta- y control de voltaje. Solo los problemas en los niveles je en los casos de contingencia se resolvieron mediante de voltaje de 230 kV, 138 kV y 69 kV, que componen la una mayor expansión de la red, con líneas consideradas red de transmisión de Honduras, fueron abordados, sin sobrecargadas si se cargan con más del 120 % de su embargo, en algunos casos fue necesario instalar acti- límite térmico, y se consideró aceptable el voltaje de la vos adicionales en los niveles de tensión subyacentes barra de conexión entre 0.9 p.u. y 1.1 p.u. para resolver problemas de la red de transmisión. Según las normas de la ENEE, se consideran las líneas sobre- 7.4.2 Preparación del modelo cargadas si están sobrecargadas con más de 80 % de su límite térmico durante el funcionamiento normal, y Para los estudios de flujo de carga y el análisis dinámico voltajes de barra de conexión entre 0.95 p.u. y 1.05 p.u. del sistema eléctrico de Honduras, el modelo debió ser se consideraron aceptables. preparado para los diferentes escenarios que iban a ser investigados. Para todos los cálculos, se utilizó el mode- Además, se realizó un análisis de contingencias en lo de red de América Central conforme a lo dispuesto estado estacionario para todos los escenarios con un por la ENEE, importado en DIgSILENT PowerFactory conjunto de contingencias críticas proporcionadas por la de PSS/E v32. Este modelo fue entregado dividido en Informe Bloque 1: Análisis 2016 74 tres escenarios diferentes para demanda baja, media y en PowerFactory, las siguientes se determinaron como alta. Sin embargo, para la simulación de diferentes pe- unidades de especial importancia: netraciones VRE en los diferentes niveles de la deman- da y diferentes situaciones de importación, exportación »» Pequeñas centrales hidroeléctricas en Babilonia, San- y transferencia de energía, el despacho del generador ta María Real, San Martín y Zacapa para controlar el tuvo que ser ajustado. Esto se hizo a un nivel de detalle voltaje en la red de 69 kV; considerablemente más alto para la red de Honduras, con datos sobre el régimen de despacho por orden de »» Unidades térmicas en Santa Fe y Lufussa III; mérito de la ENEE y otras limitaciones del generador puestas a disposición. Para la red de América Central »» Unidades hidroeléctricas Cajón 1 y 2 y Río Lindo 1; restante, un enfoque simplificado fue tomado debido a la limitada disponibilidad de datos. »» Unidades hidroeléctricas en Cañaveral, unidades hi- droeléctricas Cajón 3 y 4, las unidades hidroeléctricas Las unidades de generación dentro de Honduras fueron Río Lindo 2 a 4, la unidad hidroeléctrica Río Blanco, puestas en operación y despachadas de acuerdo al or- y las unidades térmicas CEIBA, NIC y Alsthom, en den de mérito proporcionado por la ENEE, respetando media y alta demanda únicamente; todas las limitaciones de generación forzada proporcio- nadas, como las unidades que deben mantenerse co- Esto resultó como el despacho del generador mediante nectadas para el control de voltaje. Se les dio prioridad la tecnología como se muestra en la Figura 7-7 . Algu- de despacho a los generadores VRE para generar es- nas de estas limitaciones no fueron críticas para esce- cenarios con alta penetración VRE, aunque pueden ser narios con baja inyección de VRE ya que las unidades despachados de forma diferente en el funcionamiento correspondientes serían despachadas por el orden de real. Se respetan las restricciones de reserva rodante de mérito de todos modos, pero especialmente para los acuerdo con la información proporcionada por la ENEE: escenarios con alta generación de VRE y baja genera- ción convencional, fueron despachados fuera del orden »» Reserva rodante del 5 % de la demanda debe mante- de mérito, aumentando considerablemente la genera- nerse a disposición en todo momento; ción forzada convencional, y por lo tanto posiblemente limitando la penetración de VRE. »» Al menos un 34 % de reserva rodante debe ser asig- nado a la planta de energía hidroeléctrica en El Cajón; El despacho en el resto de la red interconectada de América Central (SER) fue modelado en base al despa- »» Al menos un 9 % de reserva rodante debe ser asigna- cho proporcionado por la ENEE para demanda baja, me- do a la planta de energía hidroeléctrica en Río Lindo; dia y máxima. La generación fue escalada hacia arriba y abajo de acuerdo a las transferencias en los escena- »» Una capacidad fija de 5 MW cada una se asigna a las rios basados en cambio lineal en la generación (GSK). El centrales térmicas ENERSA y Lufussa III; despacho de todas las unidades operativas del sistema fue ajustado de acuerdo con sus límites operacionales, »» Una capacidad fija de 1.5 MW se asigna a la estación con los cambios distribuidos acorde a su capacidad de de energía hidroeléctrica en La Vegona; realizar rampas ascendentes o descendentes. Los lími- tes operacionales que figuran en el modelo fueron res- »» La capacidad restante se asigna a El Cajón y petados, no se comprometieron unidades adicionales, Río Lindo. ni se desconectaron. Traslados desde y hacia Nicaragua se distribuyeron a Nicaragua, Costa Rica y Panamá. Las Debido a que no todas las unidades marcadas como transferencias desde y hacia Guatemala fueron asigna- “generación forzada” en la lista de generadores fueron das a México, si se superaron las capacidades disponi- en realidad despachadas en los escenarios de baja, me- bles solo en Guatemala. dia y alta demanda entregado por la ENEE, solo aquellas unidades conectadas en el escenario de baja demanda se asumen inicialmente bajo una restricción de gene- ración forzada. A través de cálculos de flujo de carga 75 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Escenario Deman- Despa- Eólica Solar HON Gen conv. Balance Balance Balance Balance da HON cho HON HON [MW] HON HON GUA ELS [MW] NIC [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] 1 847 847 200 0 648 0 0 0 0 2 847 697 200 0 498 -150 0 0 150 3 1,300 1,300 0 498 802 0 290 0 -290 4 1,300 1,300 184 503 613 0 290 0 -290 Estación seca 5 1,596 1,596 200 0 1,397 0 190 0 -190 6 1,596 1,596 200 0 1,397 0 -120 0 120 13¹¹ 847 847 184 503 500 340 0 -150 -190 7 795 795 200 0 596 0 0 0 0 Estación húmeda 8 795 795 200 0 596 0 200 -200 -200 9 1,300 1,300 0 498 802 0 -210 210 210 10 1,300 1,300 162 503 635 0 -210 210 210 11 1,543 1,393 200 0 1,194 -150 0 0 0 12 1,543 1,543 200 0 1,344 0 -120 120 120 Tabla 7-7: Detalles de escenarios. Figura 7-7: Generación despachada por escenario y por tipo. 7.4.3 Resultados de flujo de carga »» El voltaje excede 1.05 p.u. en el nivel de 138 kV en algunos casos; Los resultados acumulados de todos los escenarios para el 2016 se muestran de la Figura 7-8 hasta la Figura »» Tensiones inferiores a 0.95 p.u. aparecerán en todos 7-13. los niveles de tensión, la red de 69 kV experimenta »» Solo unas pocas líneas están sobrecargadas en cada los problemas más graves. el nivel de voltaje (por ejemplo cargadas con más del 80 % de su límite térmico); Informe Bloque 1: Análisis 2016 76 Figura 7-8: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 230 kV. Figura 7-9: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 138 kV. 77 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Figura 7-10: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 69 kV. Figura 7-11: Número de subestaciones con voltaje de x p.u. en todos los escenarios, en el nivel de 230 kV. Informe Bloque 1: Análisis 2016 78 Figura 7-12: Número de subestaciones con voltaje de x p.u. en todos los escenarios, en el nivel de 138 kV. Figura 7-13: Número de subestaciones con voltaje de x p.u. en todos los escenarios, en el nivel de 69 kV. 79 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Observando los casos con líneas sobrecargadas y / o »» Otros problemas se remontan a las condiciones ya violaciones de límite de voltaje, algunos de estos pro- existentes, sin embargo son críticos: Los problemas blemas son causados principalmente por alta inyección de control de voltaje en las redes de 69 kV suminis- de VRE: tradas por las subestaciones de Santa Fe y Suyapa, que lleva a la sobrecarga de transformadores y bajos »» Hay una escasez de energía reactiva en la red de voltajes que también causan problemas de voltaje en 138 kV en la zona de San Pedro Sula durante la alta los niveles de voltaje más altos. Las pequeñas cen- demanda y alta inyección de VRE, debido a que los trales eléctricas convencionales conectadas a estas generadores térmicos locales que proporcionan la redes se encuentran obligadas a la generación forza- capacidad de control de voltaje son desplazados por da para el control de la tensión, pero igual es insufi- la VRE en el sur de Honduras. Los casos de carga ciente. Especialmente el voltaje en el alimentador de media con alta inyección de VRE son especialmente 69 kV suministrando Zamorano, Danlí y Chichicaste críticos, ya que se despacha solo una parte de los 14 es muy bajo. grupos generadores de diesel en la central térmica de ENERSA. La alta demanda de potencia reactiva en »» El final del largo alimentador de 138 kV a lo largo de la la zona es luego suministrada por las cuatro unidades costa atlántica, suministrando Bonito Oriental, expe- hidroeléctricas de El Cajón, cargando los transforma- rimenta grandes oscilaciones de tensión en función dores de 230/138 kV, T603 y T604, en la subestación de la demanda. Los generadores instalados están, o de El Progreso hasta en un 114 %, causando proble- demasiado lejos del final del alimentador (Ceiba Tér- mas de baja tensión en El Progreso y El Cajón. Si mica), o son demasiado pequeños (Río Betulia, Ojo ENERSA no despacha en absoluto (actualmente se de Agua) para controlar eficazmente el voltaje. encuentra en una restricción de generación forzada de 100 MW fuera del orden de mérito en todo mo- Las áreas críticas están marcados en el mapa en la mento, pero puede caer en caso de fallo del equi- Figura 7-14. po), las máquinas en El Cajón, Cañaveral y Río Lindo están sobrecargadas de potencia reactiva, el voltaje Además, las restricciones de control de voltaje aumen- en El Progreso se reduce a 0.91 p.u. en el caso más tan la cantidad de generación forzada convencional a en- crítico, y T603 y T604 se cargan hasta en un 150 %. tre 500 y 700 MW, limitando la inyección de VRE, espe- cialmente durante situaciones de baja carga los fines de »» Las líneas de 138 kV de El Progreso a San Pedro Sula semana o días festivos. Esto lleva a la necesidad de una ya están altamente cargadas, pero son sobrecarga- severa restricción de VRE, o exportaciones forzadas de das cuando son utilizadas para el transporte de VRE energía al SER, independientemente del precio de mer- o energía importada del sur de Honduras a San Pedro cado, una situación que también es bastante común en Sula. El sur de Honduras está conectado a la zona de los países europeos de alto VRE, tales como Dinamarca San Pedro Sula por una doble línea de 230 kV, pero o Alemania, aunque están mucho mejor interconecta- los últimos 50 km del corredor, están compuestos dos a sus vecinos. por un solo circuito de 138 kV, lo cual es insuficiente. Esto también aumenta aún más la escasez de ener- 7.4.4 Determinación de refuerzos de la red gía reactiva en la zona norte. necesarios »» Las líneas de 230 kV que conectan Pavana, Los Pra- En base a los resultados del análisis de flujo de carga, dos y Santa Lucía están sobrecargadas en los casos los refuerzos de la red fueron implementados en el mo- de alto VRE. Casi toda la VRE hondureña está conec- delo de simulación para resolver problemas de voltaje y tada a las subestaciones en Los Prados y Santa Lu- sobrecarga. Esto se hizo en tres pasos: cía. Además, estas líneas forman parte de uno de los dos pasillos de El Salvador a Nicaragua y por lo tanto 1. Implementación de las líneas construidas reciente- ya están muy cargados en los casos de grandes volú- mente que fueron consideradas como prioridad, en menes de transferencias/comercio en el SER. este caso la línea doble de 230 kV desde San Bue- naventura hasta San Pedro Sula y la línea individual desde Los Prados hasta Danlí12. Informe Bloque 1: Análisis 2016 80 San Pedro Sula GUA Suyapa Chichicaste Tegucigalpa Map Key: 230 kV singles circuit El Zamorano ELS 230 kV double circuit Hydro Thermal 138 kV Agua NIC Substation 69 kV Caliente 34.5 kV Figura 7-14: Mapa simplificado de la red de Honduras con las áreas con los problemas más importantes marcados en rojo (líneas sobrecargadas) y en amarillo (problemas de voltaje). La VRE se instala principalmente en el área marcada con un círculo verde, mientras que los principales centros de carga son Tegucigalpa y San Pedro Sula. (Fuente del mapa: http://eccc.uno.edu/honduras.html 2016-02-12) 2. Refuerzo de las líneas existentes que estaban sobre- de 230 kV entre Agua Caliente y San Buenaventura / cargados aún después de que estos proyectos se ha- El Cajón, y varios transformadores críticos y líneas de yan implementado con un circuito adicional cada uno; interconexión cortas. 3. Adición de banco de capacitores o reactores en deri- vación a subestaciones con problemas de voltaje, si Después del corte de una línea o un transformador, el es que persisten después de los refuerzos de línea. voltaje tenía que ser mantenido dentro de 0.90 y 1.10 p.u., y por lo general, no se permitió cargar las líneas Los resultados de los refuerzos de red basados en el con más de 100 % de su potencia térmica. flujo de carga y análisis de contingencias derivados de la simulación se muestran en detalle en el Capítulo 9.2. Para mantener el sistema seguro, se debieron tomar las La mayoría de los problemas severos en las simu- siguientes medidas en el modelo: laciones de 2016 ya fueron resueltos por la nueva línea propuesta de doble circuito de 230 kV de San »» Leves refuerzos en la red de 138 kV alrededor de Buenaventura a San Pedro Sula. Choloma / Agua Prieta; 7.4.5 Análisis de contingencias y refuerzos »» Un número de banco de capacitores o reactores en adicionales derivación en diferentes subestaciones y niveles de voltaje, principalmente alrededor de Santa Fe, Danlí / Con la el modelo de red reforzada, se condujo un aná- Zamorano / Chichicaste, y zonas orientales, San Isi- lisis de contingencias en estado estacionario para un dro / Reguleto / Isletas / Bonito. conjunto de contingencias previstas por la ENEE como figura en la Tabla 7-8. En las contingencias críticas se Especialmente, las contingencias en las líneas entre El incluyeron las líneas de 138 kV existentes entre El Pro- Progreso y la zona de San Pedro Sula / Rio Lindo y entre greso y San Pedro Sula / Rio Lindo, que ya fueron identi- El Progreso y El Cajón fueron críticas sin la nueva línea ficadas como un cuello de botella por el análisis de flujo doble propuesta de 230 kV entre San Buenaventura de carga en funcionamiento normal, el doble corredor y San Pedro Sula, pero los activos ya no resultaron so- 81 Informe Bloque 1: Análisis 2016 brecargados durante la simulación en cualquier caso de y solar PV, al mismo tiempo, lo cual es raro, pero puede contingencia para el 2016, una vez que esta línea está suceder. Por lo tanto, las medidas tienen que ser toma- en funcionamiento. das, ya sea para reducir la generación forzada conven- cional, o perder el exceso de potencia por exportación 7.4.6 Generación forzada convencional y expor- o reducción. taciones forzadas Las exportaciones de energía son una solución posible, Actualmente, el sistema de Honduras necesita un míni- sin embargo, no siempre son factibles, ya que durante mo de generación no-VRE (térmica, biomasa e hidráu- los momentos críticos, la carga también puede ser baja lica) de 500 a 700 MW, dependiendo de la demanda, en los países vecinos, lo que lleva a una baja demanda para el control de voltaje y la reserva rodante. La VRE de energía VRE hondureña en el mercado, y en el peor contribuye a la potencia reactiva, sin embargo, la mayor de los casos causando problemas similares con VRE allí. parte de VRE se concentra en el sur de Honduras, lo que (Nicaragua y Guatemala también están expandiendo su significa que se necesita de generación convencional en participación de VRE). otras partes de la red, especialmente aquellas con alta demanda, para el control de voltaje. Para la mayoría de La generación forzada convencional puede disminuirse los escenarios investigados, esto no fue un problema, por una cierta cantidad por la re-evaluación de la ne- ya que una parte importante de la VRE de Honduras cesidad real de potencia reactiva y considerando más consiste en energía solar PV que solo inyecta durante el expansión de la red, incluyendo bancos de capacitores día cuando la carga es de moderada a alta. Sin embargo, en derivación para el control de voltaje. Esto puede, sin los fines de semana o días festivos, la carga puede ser embargo, dar lugar a problemas de estabilidad, espe- tan baja como 900 MW, dejando solo un margen de 400 cialmente en el caso de inyección de VRE, fluctuaciones MW de VRE en la parte superior de la generación forza- o cortes, ya que la penetración VRE en el escenario 13 da convencional. Esto puede resultar en un exceso de alcanzaría un 81.1 % de la carga, lo cual puede requerir generación de hasta 340 MW, según lo determinado en cambios significativos en el funcionamiento del sistema el Escenario 13, si hay alta inyección de energía eólica y la interacción con los países vecinos, comparable a Tipo de contingencia Código del activo Nivel de Voltaje Subestación A Subestación B Línea L529 138 kV El Progreso B510 Santa Marta B534 Línea L528 138 kV Santa Marta B534 San Pedro Sula B559 Línea L524 138 kV El Progreso B510 Circunvalación B537 Línea L614 230 kV Cerro de Hula B629 Suyapa B612 Línea L609 230 kV San Buenaventura B609 Amarateca B606 Línea L604 230 kV El Cajón B601 El Progreso B603 Línea L608 230 kV El Cajón B601 Amarateca B606 Línea L622 230 kV San Buenaventura B609 El Cajón B601 Línea L611 230 kV Agua Caliente B625 Toncontin B611 Línea L527 138 kV San Pedro Sula B559 Agua Prieta B556 Línea L514 138 kV Bermejo B507 Merendon B565 Línea L501 138 kV Rio Lindo B522 Canaveral B502 Línea L558 138 kV Comayagua B536 Amarateca B542 Línea L552 138 kV Santa Fe B505 Suyapa B515 Línea L503 138 kV Rio Lindo B522 El Progreso B510 Transformador T603 230/138 kV El Progreso B604 El Progreso B510 Transformador T611 230/138 kV Suyapa B613 Suyapa B515 Transformador T605 230/138 kV Amarateca B606 Amarateca B541 Tabla 7-8: Lista de contingencias para el análisis en estado estacionario Informe Bloque 1: Análisis 2016 82 la situación en Dinamarca, donde las turbinas eólicas línea L524 entre Circunvalación (CIR), El Progreso (PGR) participan en el control de frecuencia y proporcionan y (RET). La tercera y cuarta contingencia se basan en potencia de reserva, que en la actualidad no es posible discusiones con ENEE en la fase inicial del proyecto. La con los generadores VRE de Honduras (pero podría ser quinta contingencia se basa en una pérdida muy grave implementado por retro adaptación). de generación debido a la pérdida de las dos líneas que conectan la planta de energía Lufussa III. Se añadió la La forma más fácil de hacer frente a este problema con- sexta contingencia a raíz de una petición específica de la siste en exigir que la VRE reduzca su salida de potencia ENEE que evalúa la pérdida de una unidad de la central para un determinado número de horas al año. Debido eléctrica de carbón llamada Becosa. a que las situaciones con muy poca carga y plena in- yección de VRE son bastante raras, se espera que la 7.5.2 Definición de estabilidad cantidad de energía perdida sea más barata que otras opciones, incluso en el largo plazo. La experiencia de los El modelo empleado solo incluye la respuesta inercial países europeos muestra que la reducción también pue- y capacidades de reserva primaria debido a los pará- de desempeñar un papel significativo en la reducción de metros de control. El modelo pierde validez después la expansión de red necesaria a un costo comparativa- de los tiempos de simulación de más de 60 segundos mente bajo, incluso si los operadores VRE tienen que después de una perturbación, debido a un modelo de ser compensados por la energía perdida. reserva secundaria faltante. La estabilidad del sistema de energía se puede clasificar en tres subsecciones di- 7.5 Cálculos de estabilidad transitoria ferentes (Kundur, et al., 2004): 7.5.1 Contingencias 1. Estabilidad del ángulo del rotor 2. Estabilidad de frecuencia Cinco diferentes contingencias se han simulado utili- zando todos los trece escenarios y las dos etapas del 3. Estabilidad de voltaje sistema. Primero, se ha creado una lista de las zonas y La estabilidad del sistema de energía se refiere a la eventos relevantes para investigar en base a las obser- vuelta del sistema a un funcionamiento estable en to- vaciones recibidas y eventos propuestos previamente. das estas tres categorías después de una perturbación La lista de cosas a considerar incluye: grave, como se describe en las cinco contingencias in- vestigadas de la Sección 7 .5.1. Con el fin de evaluar la »» Cortocircuito cerca de grandes plantas de energía estabilidad, todo rotor del ángulo de la máquina síncrona eólica y PV con referencia a la máquina principal, cada voltaje en cada terminal con un voltaje nominal de al menos 69 kV »» Investigación de la zona norte de Honduras y la frecuencia en cada uno de estas terminales se re- »» Salida de servicio de la línea L610 gistraron a lo largo de todas las simulaciones. El período simulado fue de 10 segundos para eventos de cortocir- »» Salida de servicio de generación de la mayor y la se- cuito y 20 segundos para eventos de salida espontánea gunda mayor planta de energía de servicio de un generador. Si todos los transitorios dentro de aquellos tres valores monitoreados han de- En base a las indicaciones que figuran, la Tabla 7-9 pro- caído o fueron reducidos de forma suficiente, la estabili- porciona una visión general de las seis contingencias dad transitoria del escenario fue evaluada como estable. creadas. Para la primera contingencia, se ha determi- Si una de las máquinas síncronas perdía su estabilidad nado la ubicación de las instalaciones de energía eólica del ángulo del rotor por tener una desviación de ángulo y PV para encontrar subestaciones adecuadas en caso mayor que 180 grados con referencia a la máquina prin- de cortocircuito. De acuerdo con la lista proporcionada cipal o todo el sistema se volvía gravemente inestable, de generadores, la mayor parte de PV está conectada la estabilidad transitoria del escenario se evaluaba como a la subestación de Santa Lucía. Esta subestación se inestable. La Figura 7-16 muestra una situación estable, encuentra dentro del municipio de Choluteca, en el sur sin problemas de estabilidad después de una gran per- de Honduras. La segunda contingencia se basa en la turbación del sistema. La Figura 7-17 representa una retroalimentación recibida y desconecta una importante situación inestable después de la perturbación. La ines- 83 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Nro Tipo Nombre Duración Comentario 1 Evento de cortocircuito Santa Lucia (SLU) 100 ms Cortocircuito cerca de grandes plantas de energía eólica y PV 2 Salida de servicio de L524 100 ms Corto circuitos de 100 ms y reparación de averías por salidas de líneas una línea infinite 3 Salida de servicio de L610 100 ms Corto circuitos de 100 ms y reparación de averías por salidas de líneas una línea infinite 4 Salida de servicio de un El Cajón infinite Una unidad de El Cajón (máx. 75 MW perdidos) generador 5 Salida de servicio de un Lufussa III L624 infinite La segunda mayor planta de energía (aceite combustible pesado) corte generador / L625 completo a través de dos líneas (máx. 284 MW perdidos) 6 Salida de servicio de un Becosa infinite Una unidad de Becosa (máx. 30 MW perdidos) generador Tabla 7-9: Contingencias para las simulaciones de estabilidad transitoria. tabilidad en la Figura 7-17 es causada por la salida de cerca de la frecuencia nominal del sistema de energía. servicio de un pequeño generador. Esto incluye las subestaciones en Bella Vista (BVI), La Leona (LLN), La Puerta (LPT) y Lainez (LNZ), las cua- El nivel de voltaje durante los fallos de cortocircuito será les comienzan a desconectar su carga si la frecuen- investigado por separado para las contingencias 01, 02 y cia cae por debajo de 59.3 Hz por más de 40 ms. La 03. Con el fin de cuantificar la reducción de voltaje espa- frecuencia mínima medida en estas cuatro terminales cial causado por el cortocircuito, se calcula un promedio fue evaluada. de la tensión en las subestaciones conectadas durante la falta. Un resultado ejemplar de escenario 01 junto con 7.5.3 Configuración de simulación dinámica la contingencia 01 se muestra en la Figura 7-15. Un va- lor más bajo para la tensión media describe un margen Los estudios de estabilidad transitoria se llevaron a cabo más amplio de la situación de baja tensión, que carac- empleando la herramienta de simulación DIgSILENT terizan una situación de mayor riesgo para todo el siste- PowerFactory 15.2.6. Todos los cálculos se realizaron ma. Las tensiones medias solo deben ser comparadas utilizando una simulación RMS equilibrada que consi- dentro de la misma contingencia, ya que la selección dera la dinámica en electromecánica, el control y los de la subestación no permite la comparabilidad entre dispositivos térmicos. Se utiliza una representación de las contingencias. Las siguientes subestaciones se han estado estacionario simétrica de la red eléctrica pasiva. seleccionado por las diferentes contingencias: Solo los componentes fundamentales de las tensiones y corrientes se tienen en cuenta (DIgSILENT, 2015). La »» Contingencia 01: 3034 PAV B620, 3080 LUV B621, simulación RMS equilibrada ha sido elegida sobre la si- 3301 AGC B624, 3310 PRD B618, 3544 CDH B629, mulación RMS desequilibrada, ya que solo se investiga- 3553 SLU B637 , 3554 EBI B635, 4407 FNH-230 ron las condiciones simétricas. Una simulación EMT uti- lizando valores instantáneos de tensión y corriente para »» Contingencia 02: 3038 PGR B509, 3052 CIR B537, las tres fases se consideró que era demasiado detallado 3160 RET 138KV, 3064 GUA B537 , 3098 RLN B521, para el propósito de este estudio. 3108 SMT B534, 3037 BER B507, 3203 SPS B558 El tamaño del intervalo de cálculo fue establecido en »» Contingencia 03: 3155 TON B610, 3301 AGC B624, 1 ms para capturar todas las constantes de tiempo de 3429 AMT B605, 3034 PAV B620, 3592 AGF B641, los diferentes modelos dinámicos. Todos los datos antes 29181 F-15SE-NNC, 29182 F-15SE-AGC, 4411 mencionados (frecuencia, tensión, y ángulo del rotor) se FHS-230 registraron cada 10 ms para conservar la información re- levante. Los diferentes tipos de contingencias han sido La estabilidad de frecuencia se evaluó considerando las impulsados a cero segundos de tiempo de simulación terminales, las cuales poseen una capacidad de reduc- a través de la activación de eventos. Todas las contin- ción de cargas instaladas y sus límites se establecen gencias de cortocircuito y salidas de líneas fueron simu- Informe Bloque 1: Análisis 2016 84 Figura 7-15: Reducción de voltaje espacial resultante durante un cortocircuito en la subestación de Santa Lucia (SLU). ladas por 10 segundos para contabilizar los tiempos de »» Contingencia 01: respuesta de AVR y PSS, mientras las contingencias de »» Planta de energía de biomasa La Grecia con pérdida de generación tuvieron una duración de 20 se- 7.5 MW de potencia nominal gundos. Todas las contingencias de cortocircuitos y sali- das de servicio fueron simuladas por 10 segundos para »» Contingencia 02: dar cuenta de los tiempos de respuesta de AVR y PSS, »» Planta de energía de biomasa Green Power mientras que las contingencias de pérdida de genera- Plant Honduras con 43 MW de potencia nominal ción tienen una duración de 20 segundos para factorizar »» Contingencia 03: el controlador y la velocidad de conexión de las turbinas. »» Planta de energía hidroeléctrica Río Guineo con 7.5.4 Resultados de estabilidad transitoria 1 MW de potencia nominal Todos los 13 escenarios de 2016 se han simulado em- Todas las plantas de energía antes mencionadas de las pleando las cinco contingencias seleccionadas como se simulaciones de 2016, no tenían modelos de simulación describe en la Sección 7 .5.1. De acuerdo con las defini- dinámica de AVR o control y por lo tanto no han sido ciones dadas en la Sección 5.2, la estabilidad del ángulo capaces de controlar activamente su salida de potencia rotor se ha evaluado en la Sección 7 .5, presentando una activa y reactiva durante la simulación. Estos resultados visión general de la salida de servicio espontánea de los deben ser tratados con precaución, debido a la dispari- generadores. dad de información sobre el comportamiento dinámico. La expansión de la red ayuda a negar la salida espon- Cabe señalar que dentro de una contingencia única, tánea de servicio de la central eléctrica de Río Guineo. hubo una salida de servicio consistente de los genera- Los escenarios más críticos teniendo en cuenta la es- dores seleccionados. Esto incluye las siguientes plantas tabilidad del ángulo del rotor, son los escenarios de alta de energía por contingencia para el 2016: inyección de energía eólica 05, 06, 07 y 08, ya que son 85 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Figura 7-16: Escenario 01 (demanda mínima, sin transferencia, estación seca, alta inyección de energía eólica) de 2016 junto con la contingencia 01 (100 ms cortocircuito en la subestación de Santa Lucia), resultando en un funcionamiento estable. Figura 7-17: Escenario 13 (demanda mínima, sin transferencia, estación seca, alta inyección de energía eólica y PV) de 2016 junto con la contingen- cia 01 (cortocircuito de 100 ms en la subestación de Santa Lucia) que resulta en la salida de servicio espontánea de un generador. Informe Bloque 1: Análisis 2016 86 2016 Sin expansión de la red Con expansión de la red Contingencia 01 02 03 04 05 06 01 02 03 04 05 06 Escenario 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 02 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 03 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 04 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 05 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 Escenario 06 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 Escenario 07 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 Escenario 08 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 Escenario 09 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 10 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 13 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Tabla 7-10: Número de salidas de servicio de generadores por escenario del año 2016 y contingencias. 2016 Sin expansión de Con expansión de 2016 Sin expansión de Con expansión de la red la red la red la red Contingencia 01 02 03 01 02 03 Contingencia 01 02 03 01 02 03 Escenario01 0.189 0.250 0.383 0.136 0.263 0.381 Escenario 01 59.94 59.69 59.96 59.94 59.69 59.96 Escenario 02 0.188 0.249 0.381 0.131 0.257 0.370 Escenario 02 59.95 59.74 59.97 59.95 59.81 60 Escenario 03 0.213 0.289 0.456 0.155 0.310 0.450 Escenario 03 59.97 59.9 59.99 59.98 59.92 59.99 Escenario 04 0.208 0.288 0.444 0.148 0.305 0.434 Escenario 04 59.98 59.92 59.99 59.99 59.94 59.99 Escenario 05 0.218 0.315 0.440 0.160 0.333 0.440 Escenario 05 59.97 59.9 59.97 59.97 59.9 59.98 Escenario 06 0.217 0.316 0.441 0.160 0.333 0.441 Escenario 06 59.97 59.89 59.97 59.97 59.9 59.98 Escenario 07 0.184 0.235 0.371 0.131 0.249 0.370 Escenario 07 59.92 59.76 59.95 59.92 59.76 59.95 Escenario 08 0.184 0.234 0.370 0.132 0.249 0.368 Escenario 08 59.92 59.77 59.95 59.92 59.78 59.95 Escenario 09 0.205 0.275 0.438 0.152 0.298 0.439 Escenario 09 59.98 59.93 59.99 59.98 59.93 59.99 Escenario 10 0.203 0.270 0.429 0.150 0.295 0.431 Escenario 10 59.98 59.93 59.99 59.98 59.93 59.99 Escenario 11 0.211 0.283 0.434 0.155 0.306 0.434 Escenario 11 59.97 59.92 59.98 59.97 59.92 59.98 Escenario 12 0.216 0.304 0.439 0.159 0.322 0.439 Escenario 12 59.97 59.89 59.98 59.97 59.9 59.98 Escenario 13 0.199 0.252 0.418 0.143 0.269 0.419 Escenario 13 59.95 59.7 59.97 59.95 59.7 59.97 Tabla 7-11: Tensión media de las terminales seleccionadas durante las Tabla 7-12: Frecuencia más baja por escenario de 2016 y contingencia. contingencias de cortocircuito en escenarios de 2016. 87 Informe Bloque 1: Análisis 2016 vulnerables durante las contingencias 01, 02 y 03. Este resultado indica la relevancia de las plantas de energía 7 Datos extremadamente limitados para esta clase, por lo tanto no se obtuvieron valores estadísticos. eólica que contribuyen al soporte de voltaje durante los eventos de cortocircuito. Después de la expansión de la 8 El escalado de los datos a los valores de 2016 es el único cambio entre los datos históricos de 2015 y los requerimientos de reservas red, solo los escenarios de demanda mínima de 07 y 08 estimados para el 2016, lo que significa que las diferencias de los permanecen en un riesgo mayor. Los escenarios más días de semana, festividades y año bisiesto son ignorados. estables son el 01, 02, 11 y 12. 9 La generación programada tiene que ser suficiente para cubrir la demanda nacional y los intercambios. Como posibles pronósticos de los intercambios son dudosos, los intercambios fueron ignorados y la Todos los escenarios de 2016 lidiando con alta inyección reserva primaria se supuso como el 3 % de la demanda nacional. de PV, son susceptibles a un cortocircuito en la subesta- 10 El escenario 13 se añadió a petición de la ENEE, ya que una muy ción de Santa Lucía (Contingencia 01). baja carga similar a la situación habitual de la noche, también puede aparecer durante el día los domingos o feriados. La reducción de voltaje espacial ha sido cuantificada 11 Debido a la muy baja demanda y la alta generación forzada para el control de voltaje, la alta inyección de VRE durante este tiempo para todos los escenarios que emplean las contingen- fuerza las exportaciones a El Salvador y Nicaragua, o una grave cias de cortocircuito como se describe en la Sección reducción de generación de VRE. Para determinar el impacto de toda 7 .5. La tensión media resultante por escenario se da en la inyección de VRE en la red, las exportaciones fueron asumidas en este estudio, aunque pueden no ser factibles en todo momento. la Los escenarios de demanda mínima, junto con alta 12 Esta es una solución alternativa que se recomienda en lugar de inyección de energía eólica (01, 02, 07, 08) han demos- construir una nueva línea desde el Cerro de Hula a Zamorano como trado ser los escenarios más importantes durante los se propone en el plan de expansión de la red de la ENEE. Más eventos de cortocircuito. La incorporación de nuevas información sobre este proyecto se puede encontrar en la sección de resultados de este informe. líneas permite una difusión más amplia de reducción de voltaje durante un cortocircuito, lo que aumenta la importancia de las capacidades de generación de FRT.. Los escenarios de demanda mínima, junto con alta in- yección de energía eólica (01, 02, 07 , 08) han demos- trado ser los escenarios más importantes durante los eventos de cortocircuito. La incorporación de nuevas líneas permite una difusión más amplia de reducción de voltaje durante un cortocircuito, lo que aumenta la importancia de las capacidades de generación de FRT. La reducción de cargas dentro del sistema de energía de Honduras comienza en 59.3 Hz. Por lo tanto, es in- dispensable mantener la frecuencia por encima de este límite. Una visión general del punto más bajo de fre- cuencia observada en todos los bornes relevantes (Be- lla Vista (BVI), La Leona (LN), La Puerta (LPT) y Lainez (LNZ)) se muestra en la Tabla 7-12. Como era de esperar, la pérdida de generación de Lu- fussa III (contingencia 05) durante todos los escenarios de demanda mínima, resulta en la frecuencia más baja. Ninguna de las simulaciones de 2016 provocó la reduc- ción de cargas y el sistema se mantuvo estable a lo lar- go de todos los escenarios y contingencias. Informe Bloque 1: Análisis 2016 88 VIII. Estudio económico En esta sección, se estiman los costos asociados con como un componente de una subestación. Cuando la los refuerzos de la red y las reservas adicionales nece- única actualización en la subestación es la adición de sarias para integrar las VRE en el sistema eléctrico de un transformador, el costo de la actualización de la sub- Honduras. Los requerimientos de refuerzo de la red se estación se supone que es igual al costo del transfor- determinaron por análisis, en la sección 7.2, y los reque- mador. Sin embargo, en los casos en que no es así, los rimientos de reserva se determinaron mediante el aná- costos los transformadores están basados en suposi- lisis en la sección 7.1. ciones en el Debido a estos supuestos los resultados de los costos de refuerzo calculados se resumieron en las La evaluación del impacto económico de los refuerzos siguientes tablas 8-113. de red requeridos y el aumento en la reserva de capa- cidad se determina mediante estas suposiciones. Por Debido a estos supuestos los resultados de los cos- lo tanto, hay que destacar que los números dados en tos de refuerzo calculados se resumieron en las esta sección son sólo indicativos para dar una idea de la siguientes tablas. magnitud de los costos reales. Los costos totales de las mejoras de línea requeridas 8.1 Costos de refuerzos de la red en 2016 suma hasta aproximadamente 37 millones de dólares. Se requieren refuerzos de la red para hacer frente a los cambios esperados en los flujos de energía causados En total, se espera que los costos de los transformado- por la integración de VRE. Los componentes de la red res sean de alrededor de USD 24 millones. de transmisión considerados en el análisis de la sección 7.2 incluyen las líneas de transmisión, los componentes Los problemas de voltaje requieren una instalación de en las subestaciones como transformadores y barras de un número sustancial de compensadores de potencia conexión, así como dispositivos de compensación de reactiva para acomodar la generación prevista para 2016 potencia reactiva. y mantener el voltaje dentro del rango. En base a los estudios de flujo de carga se identificaron Por último, los costos de los compensadores de poten- refuerzos de la red necesarios para resolver problemas cia reactiva suman aproximadamente USD 0.5  millo- de voltaje y sobrecargas. Estos son flujos de potencia nes. El costo total estimado para líneas de transmisión, en estado estacionario y voltajes fuera del rango permi- transformadores, y la compensación de potencia reacti- sible. Los componentes de la red (líneas de transmisión, va para el escenario 2016 equivale a USD 62 millones. transformadores, compensadores de potencia reactiva, etc.) fueron añadidos de manera que se pudiera resolver 8.2 Costos de los requerimientos de las sobrecargas y los problemas de voltaje. Para decidir reserva qué componente se va a utilizar para resolver el pro- blema, nosotros dimos mayor preferencia a los com- 8.2.1 Requerimiento de reserva fijo actual pensadores que a las líneas. Esto se debe a que los compensadores son considerablemente más baratos Hasta ahora, la ENEE gestiona la seguridad del siste- que las líneas. Debe tenerse en cuenta que no todas las ma eléctrico de Honduras mediante el manejo de las extensiones son causadas directamente por la integra- reservas, como se indica por la reglamentación nacio- ción de VRE. nal. La regulación requiere que el 5 % de la demanda esté disponible como reserva rodante en todo mo- Para la estimación de costos se ha utilizado, siempre que mento. La reserva rodante se utiliza para el control de sea posible, datos del “Plan Indicativo de Expansión Sis- la frecuencia primaria y secundaria a través de genera- tema de Transmisión y Distribución (ENEE2012-2022)” . dores de control y el AGC. No todos los generadores En el plan de expansión, los costos de los transformado- en el sistema están equipados con reguladores y AGC. res no siempre se hacen explícitos, porque son tratados 89 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Detalles de los transformadores Relación de kV 230/138 230/69 230/69 230/34.5 138/69 138/34.5 69/34.5 69/13.8 voltaje Potencia MVA 50 70 30 10 30 30 20 20 Fases   3 3 1 3 3 3 3 3 Rango   41 a 50 51 a 85 10 a 40 0 a 15 26 a 50 26 a 50 11 a 20 0 a 25 RBC RBC RBC RBC RBC RBC RBC RBC Costo USD/MVA 36,171 32,278 49,944 86,609 42,604 42,398 48,431 45,537 * Rango: Intervalo de potencia donde se aplica el costo (USD/MVA) Tabla 8-1: Costos asumidos de transformadores (todos los transformadores convencionales) # Refuerzo de la red - líneas de Vol- Clasifi- Zona Longitud Costo Costo Comentarios transmisión taje cación [km] [K USD / [K USD] [kV] [MVA] km] 1 San Buenaventura - San Pedro 230 100 Norte 51.0 352 17,950 En el plan de expansión Sula 2 Circuito adicional en la línea 138 160 Norte 1.1 270 300 Costo estimado basado en la línea de 138 kV de Choloma – Agua Miraflores-Laínez de 138 kV/160 MVA Prieta (exp. plan, p.15, tabla 3.18). 3 Nueva línea Los Prados – Danlí 230 320 Sur 40.0 245 9,800 Alternativa a CDH-ZAM como en el plan de expansión 4 Circuito adicional en la línea de 230 320 Sur 28.8 322 9,287 230 kV de Agua Caliente - Agua Fría Suma 37,337 Tabla 8-2: Cálculos de refuerzo de la red - líneas de transmisión # Refuerzo de la red - transforma- Voltaje Clasifica- Zona Costo del transfor- Costo Comentarios dores [kV] ción [MVA] mador [K USD/MVA] [K USD] 6 Nuevo transformador y barra de 230/69 75 Oriente 32.3 Reemplaza el conexión en Danlí 4,033 transformador en Zamorano 7 3 nuevos transformadores 230/138 100 Norte En el plan de ex- 230/138 kV y 1 nuevo transformador y 20,310 pansión 138/34.5 kV y nueva barras de cone- 138/34.5 xión de 230 kV en San Pedro Sula Suma 24,343 Tabla 8-3: Cálculos de refuerzo de la red - transformadores # Refuerzo de la red - Volta- Clasificación Zona Costo Costo Comentarios Compensadores de potencia reactiva je[kV] [MVAR] [K USD / [K USD] MVAR] 10 El Zamorano (B331) 34.5 2.5 Centro 24 60 En el plan de expansión 11 Danlí (B331) 34.5 1.5 Oriente 24 36 En el plan de expansión 12 Chichicaste (B362) 34.5 4 Centro 24 96 En el plan de expansión 13 Santa Rosa (B332) 34.5 6 Occidente 24 144 En el plan de expansión 14 Las Flores (B434) 69 7 Occidente 20 140 En el plan de expansión Suma 476 Tabla 8-4: Cálculos de refuerzo de la red - compensadores de potencia reactiva Informe Bloque 1: Análisis 2016 90 Por lo tanto, las reservas de 5  % se obtienen de los sección 7.1.3) con la flota de generación que proporcio- siguientes generadores: na actualmente el 5  % de las reservas. Esto significa que las unidades de generación que normalmente no »» Control de frecuencia primaria es proporcionado proporcionan reservas, al igual que las pequeñas plan- por todos los generadores convencionales (es decir, tas que funcionan con petróleo pesado, deben ponerse hidroeléctricas y térmicas), incluyendo tanto los ge- a disposición (ver Anexo 12). Para que estas unidades neradores de propiedad privada, como los de propie- sean capaces de proporcionar un control de frecuencia dad de la ENEE. La cantidad exacta de contribución secundaria, deben estar generando (es decir, girando) y, de cada generador no se calcula ya que no puede ser finalmente, estar equipadas con AGC. controlada por la ENEE. La ENEE verifica que haya suficiente reserva primaria en el sistema, garantizan- En nuestros enfoques, suponemos que hasta un 5  % do que los generadores de El Cajón, Cañaveral, Río de la demanda, se proporcionan las reservas de forma Lindo, Enersa, Vegona y Lufussa III cubran el mínimo gratuita, pero las reservas adicionales requeridas por 2.5 % de la demanda. encima del 5 %, tienen un costo. Estos costos depen- derán en parte de los acuerdos contractuales que deben »» Control de frecuencia secundaria es proporcionado ser creados con los generadores existentes. En las dos por los generadores convencionales que están equi- secciones siguientes se presentan dos enfoques para pados con AGC. Hasta ahora, las únicas plantas que calcular estos costos. pueden ser integradas en el AGC y podrán participar en la reserva secundaria a través de ajustes automá- 8.2.2 Aplicando precio promedio de capacidad ticos son: Enersa, Lufussa III, ELCOSA, El Cajón, Ca- a las reservas dinámicas horarias ñaveral, Río Lindo y Vegona. Las otras plantas men- cionadas solo pueden ser ajustadas manualmente o La metodología de cálculo de costo empleada en el pri- por teléfono. Además, las siguientes restricciones se mer enfoque se basa totalmente en los costes fijos, lo aplican en relación a la reserva mínima hacia arriba que representa un supuesto subyacente de que las po- (RMSA), donde RMSA = 5 % de la demanda por hora: sibles inversiones en nuevas unidades están cubiertas. A continuación se presentan los pasos a seguir: »» VEGONA -1.5 MW fijo (2.5 % de 40 MW) 1. La reserva requerida en cualquier hora se calcula en »» LUFUSSA-III -5  MW que es el compromiso la metodología descrita en la sección 7 .1. Cuando Contractual esta supera el 5 %, se calcula la cantidad equivalente en MW. »» ENERSA -5  MW que es el compromiso 2. El costo de esta reserva adicional se supone equiva- Contractual lente al costo fijo medio de la flota de generación que proporciona reservas. »» CAJÓN – Disponibilidad - Despacho de unidad >=RMSA*0.34 3. Los costos fijos mensuales por generador (según el PPA, en base a datos de 2015) se muestran en el »» RIO LINDO - Disponibilidad - Despacho de uni- Anexo 12. dad >=RMSA*0.09 Los requerimientos de reserva por hora que superen el 5  % están por tanto sujetos al costo fijo medio de la No hay suficiente capacidad de generación para propor- flota de generación, que es 26.05 USD / MW (Tabla 8-5). cionar las reservas adicionales de hasta el 24  % (ver USD/MW ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT PROMEDIO Costo fijo 52.33 66.49 38.62 11.50 11.04 13.59 20.35 13.21 16.05 17.30 26.05 promedio Tabla 8-5: Costos medios fijos mensuales de la flota de generación 91 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Timestamp Porcentaje de carga requerida para Reserva requerida superior al Costo de la reserva [USD] proporcionar reserva [%] 5 % [MW] 2015-01-01 00:00:00 4.10 % 0.00 0.00 2015-01-01 01:00:00 4.50 % 0.00 0.00 2015-01-01 02:00:00 5.05 % 0.36 9.58 2015-01-01 03:00:00 5.30 % 2.08 54.69 2015-01-01 04:00:00 5.54 % 3.54 93.01 2015-01-01 05:00:00 7.14 % 13.59 357.05 2015-01-01 06:00:00 17.63 % 77.20 2,028.82 2015-01-01 07:00:00 16.82 % 75.73 1,990.23 2015-01-01 08:00:00 23.77 % 130.67 3,433.82 2015-01-01 09:00:00 21.77 % 127.46 3,349.53 2015-01-01 10:00:00 23.21 % 146.06 3,838.40 2015-01-01 11:00:00 22.44 % 144.69 3,802.33 2015-01-01 12:00:00 22.27 % 144.37 3,793.83 2015-01-01 13:00:00 23.16 % 145.97 3,836.00 2015-01-01 14:00:00 23.83 % 146.24 3,843.04 2015-01-01 15:00:00 14.95 % 75.36 1,980.47 2015-01-01 16:00:00 15.04 % 75.60 1,986.70 2015-01-01 17:00:00 17.61 % 106.32 2,794.02 2015-01-01 18:00:00 7.47 % 26.63 699.90 2015-01-01 19:00:00 4.80 % 0.00 0.00 2015-01-01 20:00:00 5.11 % 1.12 29.48 2015-01-01 21:00:00 5.23 % 2.09 55.03 2015-01-01 22:00:00 6.45 % 11.88 312.32 2015-01-01 23:00:00 5.77 % 5.78 151.86 Tabla 8-6: Ejemplo de cálculo del costo de reserva por hora Un ejemplo del cálculo de costo de reserva por hora se Para calcular el impacto económico de este cambio, se muestra en la Tabla 8-6: Ejemplo de cálculo del costo requeriría un modelo de despacho complejo, que sea de reserva por hora. El costo de los requerimientos de capaz de calcular un nuevo despacho horario basado en reserva que superen el 5 % se calculan para cada hora, una minimización de costos totales, así como teniendo cuando sea aplicable. La suma de los costos de reserva en cuenta todas las restricciones. Sin embargo, este en- por hora para todo el año es el costo total de la reserva foque está fuera del alcance del proyecto. En cambio, requerida en el año. se aplicará un enfoque simplificado basado en un orden de mérito mensual, dejando de lado algunas restriccio- 8.2.3 Aplicando costo marginal del sistema nes que se aplican en la realidad. Este enfoque se ilustra en la Figura 8-1 para una hora al azar del año y el orden Una metodología alternativa para el cálculo de costo de de mérito en enero (en base al costo variable proporcio- reserva se puede aplicar, lo que supone que la reserva nado por la ENEE). es proporcionada por las unidades existentes, pero sus capacidades para la provisión de reserva se extienden. En este enfoque distribuimos los requerimientos de Por lo tanto, los costos fijos de operación son constan- reserva por igual a todas las unidades. Calculamos la tes, pero el despacho real de generación se desplazaría generación total teniendo en cuenta el enfoque actual a los generadores más caros. (porcentaje fijo de la generación programada) cuando la generación es desplazada por los requerimientos de reserva a unidades más costosas. Después de esto, su- Informe Bloque 1: Análisis 2016 92 ponemos que los requerimientos de reserva dinámica, nombres de los generadores. Por lo tanto, este enfoque los cuales desplazan el orden de mérito hacia la dere- simplificado implica que estamos descuidando restric- cha, empleando unidades más costosas para proveer ciones de requerimientos operativos. Aún más, como energía. La diferencia entre los costos de generación se ha considerado que todas las unidades están prove- del enfoque actual y el enfoque dinámico se supone que yendo reserva en la misma proporción, se descuidó el son costos de la provisión de reserva. hecho de que en realidad una optimización de despacho sólo llevaría a unidades de reserva más costosas y las Otro factor limitante es que el despacho en la ENEE se unidades más baratas operarían a la máxima capacidad basa en listas de orden de mérito para cada estación, las disponible. Esto significa que la aproximación sobreesti- cuales no siguen estrictamente el orden de los costos ma los costos de proveer la reserva y por lo tanto indica variables, pero muy probablemente representan otras un límite más alto de los costos de provisión de reser- restricciones que el Consultor desconoce. Además, vas. Los resultados de los cálculos se presentan en el no fue posible consolidar plenamente listas de orden capítulo 9.4. de mérito con la lista de costo variable basado en los Figura 8-1: Ilustración del cambio en el orden de mérito debido a la provisión de reservas adicionales 93 Informe Bloque 1: Análisis 2016 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 9.1 Requerimientos de reservas de refuerzo para los escenarios de 2016 es expandir la doble línea de 230  kV, que conecta actualmente Agua Los resultados implican que las reservas en Honduras Caliente y San Buenaventura, 50 km hacia el norte para son suficientes para cubrir la pérdida de una gran unidad conectar San Pedro Sula (que está actualmente conec- de generación (40  MW o superior) y las fluctuaciones tado por líneas de 138  kV) y 50  km hacia el sur para de la demanda la mayor parte del tiempo, pero como conectar Santa Lucia (que está actualmente conectada la inyección de energía eólica y PV se concentra en un por una línea de circuito único de 230 kV). área relativamente pequeña y por lo tanto experimentan fuertes fluctuaciones, la alta participación de VRE resul- De acuerdo con los resultados de la simulación de 2016, ta en un aumento de la demanda de reserva. la máxima prioridad debe establecerse en esta nue- va línea de doble circuito de 230 kV de San Buena- Por lo tanto, teniendo en cuenta las fluctuaciones de ventura a San Pedro Sula por las siguientes razones: VRE adecuadamente, se identifica una demanda de potencia de reserva secundaria que a menudo exce- »» La sobrecarga de líneas en los circuitos de 138  kV de la cantidad despachada en la actualidad, que es el que conectan San Pedro Sula con El Progreso y El 5  % de la generación total (30  MW-77  MW). La VRE Cajón estarán resueltos de acuerdo a la simulación; aumenta la demanda de reserva secundaria mediante »» La demanda de potencia reactiva en la zona se redu- la introducción de fluctuaciones adicionales al sistema. ciría, debido a la carga reducida de líneas – en el caso Con las capacidades VRE instaladas en 2016, un máxi- más crítico de alta VRE y carga media, la potencia mo de 22  MW de reserva secundaria adicional es ne- reactiva extraída de El Cajón y Enersa cae de 240 a cesario para equilibrar la energía eólica, y un máximo 170 MVAr (30 % menos); de 120 MW adicional se necesita para equilibrar PV. En combinación con las reservas secundarias necesarias »» La carga de los transformadores T603 y T604 en El para cubrir un corte de generador de 40 MW en Hon- Progreso se reduciría de un máximo de 114 % hasta duras, y para cubrir las fluctuaciones de carga, la canti- un máximo del 64 %; dad máxima de reservas secundarias necesarias es de alrededor de 178  MW. Esta es una muy alta cantidad »» Los perfiles de voltaje en la zona norte, especialmen- de reserva secundaria necesaria, por lo tanto, se reco- te en San Pedro Sula y El Progreso serían mejorados, mienda investigar las medidas para reducir la reserva lo que eliminaría los problemas de bajo voltaje; requerida, tales como mejores sistemas de predicción e »» La red no es capaz de soportar de forma segura una instalación de plantas de energía VRE en lugares distan- contingencia de los generadores de Enersa sin esta tes espacialmente con el fin de beneficiarse del efecto expansión (el voltaje colapsaría en Agua Prieta y los de suavizado espacial. generadores en Cajón y Río Lindo, así como los trans- formadores en El Progreso serían sobrecargados), 9.2 Resultados de refuerzo de la red pero el voltaje se mantendría por encima de 0.90 p.u. (en la mayoría de los casos por encima de 0.95 p.u.) Si bien existen problemas bastante graves en la red de sin sobrecargar en este caso, si es que la nueva línea Honduras durante los momentos de alta inyección de estuviera en funcionamiento; VRE y alta transferencia de flujos dentro del SER, éstos se limitan a unos pocos cuellos de botella y por lo tanto »» La generación forzada de Enersa se puede volver pueden ser resueltos por expansión relativamente limi- a evaluar, esto podría llevar a mayor penetración tada de la red, algunas de las cuales ya se encuentran de VRE. bajo consideración de todos modos de acuerdo con los planes de expansión publicados por la ENEE. El principal Para los dos escenarios más críticos (S04 - estación seca, de demanda media, alto VRE; y S10 - estación hú- Informe Bloque 1: Análisis 2016 94 meda, de demanda media, alto VRE) el impacto directo El voltaje en la red de 69 kV alrededor de Juticalpa y Ca- de esta línea en la carga y el voltaje en esta zona se tacamas es bajo, requiriendo para 2016 la instalación de muestra en la Tabla 9-1. bancos capacitores en derivación en Guaimaca (adicio- nal al SVS ya existente en Juticalpa) y la implementación Las líneas que figuran en la Tabla 9-2: Nuevos activos de generación forzada sobre las pequeñas centrales del Plan de Expansión a los que se deben dar prioridad. eléctricas conectadas a Juticalpa y Catacamas. deben ser reforzadas con un circuito adicional cada una, mientras en la Tabla 9-3 se enumeran los nuevos activos La red de 69 kV alrededor de El Níspero es alimentada que son necesarios para las dos nuevas líneas requeri- por una larga línea desde Cañaveral, causando proble- das de 230 kV de Danlí a Los Prados, y de San Buena- mas de control de voltaje, especialmente en casos de ventura a San Pedro Sula. contingencia en la zona. Se requiere la implementación de generación forzada en la planta de energía El Níspe- Las violaciones de límite de voltaje en los niveles de ro y bancos de capacitores en derivación adicionales en voltaje de 230 kV y 138 kV se resuelven principalmente Las Flores y Santa Rosa. por la expansión de la red, ya que se reduce la carga de líneas y por lo tanto se consume menos potencia reac- Excepto por el banco de capacitores en derivación adi- tiva, lo que conduce a un voltaje más alto. Sin embargo, cional en Chichicaste, todas las instalaciones están to- algunas áreas de la red de 69 kV todavía experimenta- madas del plan de expansión según lo publicado por rían tensiones bajas, tanto durante el funcionamiento la ENEE. normal como en casos de contingencia: Estas medidas aliviarán las líneas sobrecargadas y eli- La nueva línea de 230 kV a Danlí mejoraría el perfil de minarán las violaciones de límite de voltaje en todos los voltaje allí, pero debido a la longitud y la relativamente escenarios, incluyendo los casos de contingencia inves- alta carga de las líneas de 69 kV a Danlí y Chichicaste, el tigados. Sin embargo, no se eliminará la necesidad de voltaje en esas subestaciones caería regularmente por control de voltaje por las unidades convencionales, de- debajo de 0.95 p.u. La instalación de compensación de jando a Honduras en la situación de exportaciones de potencia reactiva en Danlí y El Zamorano como se indi- energía forzada durante algunos días del año con alta ca en el plan de expansión, solo resolvería parcialmente generación simultánea de energía eólica y solar PV. Este este problema, un condensador adicional de 4 MVAr es problema se aborda en el Capítulo 7 .4.6. necesario en Chichicaste para llevar el voltaje por enci- ma de 0.95 p.u. Escenario ENERSA Cajón Carga T603 [%] Carga T604 [%] U en El Progre- Q [MVAr] Q [MVAr] so (B 604) [p.u.] S04 95.8 101.1 106 104 0.96 S04 sin expansión 76.9 64.8 56 55 0.98 S10 96.8 142.8 114 113 0.94 S10 sin expansión 75.4 95.9 61 61 0.97 S10 sin ENERSA - 18614 146 148 0.92 S10 con o sin ENERSA, con expansión - 160 76 75 0.95 Tabla 9-1: Influencia directa de la nueva línea doble de 230 kV de San Buenaventura a San Pedro Sula (2016). Línea Nivle de voltaje Longitud Capacidad del circuito adicional Año Agua Caliente – Agua Fria L616 230 kV 28.8 km 320 MVA 2016 Choloma – Agua Prieta L525 138 kV 1.11 km 160 MVA 2016 Tabla 9-2: Refuerzos necesarios en las líneas existentes. 95 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Activo Nivel de voltaje Longitud Capacidad Año Danlí – Los Prados 230 kV 40 km 320 MVA 2016 Barra de conexión en Danlí 230 kV - - 2016 Transformador en Danlí (nueva barra de conexión a B432) 230/69 kV - 75 MVA 2016 Línea de doble circuito San Buenaventura B609 - San Pedro Sula Sur 230 kV 51 km 640 MVA 2016 Barra de conexión en San Pedro Sula 230 kV - - 2016 Transformadores en San Pedro Sula (Nueva barra de conexión a B559) 230/138 kV 3 x 100 MVA 2016 Tabla 9-3: Nuevos activos del Plan de Expansión a los que se deben dar prioridad. Subestación Nivel de voltaje Capacidad Año Danlí B331 34.5 kV 1.5 MVAr 2016 El Zamorano B331 34.5 kV 2.5 MVAr 2016 Chichicaste B362 15 34.5 kV 4 MVAr 2016 Las Flores B434 69 kV 7 MVAr 2016 Guaimaca B347 34.5 kV 3 MVAr 2016 Santa Rosa B332 34.5 kV 6 MVAr 2016 Tabla 9-4: Instalaciones SVC necesarias para el control de de voltaje en 2016. 9.3 Resultados de estabilidad transitoria Norte 20.31 18.25 38.56 Occidente 0.28 0.28 Los siguientes resultados principales se pueden resu- Oriente 0.04 4.03 4.07 mir de las investigaciones detalladas de simulaciones Sur 19.09 19.09 de estabilidad transitoria dadas en la Sección: Total 0.48 24.34 37.34 62.15 »» Las plantas de energía Planta La Grecia, Green Power Tabla 9-5: Resumen de los costos de refuerzos de la red [M USD] Plant Honduras y Río Guineo deben estar equipadas con controles de potencia reactiva más sofisticados. 9.4.2 Requerimientos de reserva »» Las plantas de energía eólica deben tener capacidades La siguiente Tabla 9-6 muestra los resultados de los cál- de falla para estabilizar la red durante los eventos de culos de requerimientos de reservas de acuerdo con las cortocircuito con fuerte inyección de energía eólica. dos metodologías discutidas en el Capítulo . 9.4 Resultados del análisis económico 2016 Método de cos- to de capacidad Cambio en el orden de mérito 9.4.1 Costos de refuerzos de la red. Caso base 9.15 20.56 Caso de seguridad reducida 6.73 14.86 Los costos de refuerzos de la red ya están presentados en el Capítulo . En la siguiente Tabla 9-5: Resumen de Tabla 9-6: Resumen de los costos anuales de requerimientos de re- los costos de refuerzos de la red [M USD] se resumen servas [M USD] los costos, agregados por el área geográfica. Como indica la tabla, la metodología de cambio de or- den de mérito indica un costo anual de más de dos Zona Compensado- Transfor- Red de Total res de potencia madores transmi- veces los valores calculados con el método de cos- reactiva sión to de capacidad. Según lo discutido en el Capítulo , Centro 0.16 0.16 la metodología de cambio de orden de mérito simpli- ficado sobrestima los costos reales. Un cálculo basa- Informe Bloque 1: Análisis 2016 96 do en un modelo de despacho conduciría a un costo significativamente menor. El caso de seguridad reducida donde se reducen los requerimientos máximos de reserva de 177  MW a 156 MW conduce a una reducción de costos de aproxi- madamente 27 % para ambos métodos de cálculo. En cualquier caso, se recomienda emplear un modelo de despacho al proporcionar la cantidad requerida de reservas de los generadores que proporcionan reser- vas ahora, así como los generadores que necesitan ser adaptados para proporcionar reservas adicionales. 13 Datos proporcionados a los consultores por un país vecino de Honduras. 14 Los generadores están sobrecargados en un 15 %, lo mismo sucede en las unidades de Río Lindo y Cañaveral. El flujo de carga no converge si se respetaran los límites de potencia reactiva de los generadores. 15 Este Banco de capacitores en derivación no está en el plan de expansión, pero es estrictamente necesario para mantener el voltaje en Chichicaste dentro de los límites permitidos. 97 Informe Bloque 1: Análisis 2016 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 10.1 Requerimientos de Reserva Durante el procesamiento de estos datos de series de tiempo, fueron identificados y resueltos problemas de 10.1.1 Potencias nominales, fechas de inicio de diferentes tipos: operación de plantas VRE y la demanda pico A. Brechas de tiempo: mientras que el intervalo de tiempo entre muestras adyacentes era casi siempre Para la normalización de los datos de series de tiempo, un minuto, hubo excepciones en las que la marca de la demanda pico se utilizó para la serie de tiempo de la tiempo podía saltar por varios minutos o incluso va- demanda, y las capacidades nominales instaladas, para rias horas. Esto se resolvió mediante el re muestreo la generación eólica y PV. de los datos en un intervalo de tiempo fijo y marcar las lagunas existentes como no disponibles. Los picos de demanda de 1,375  MW para 2014 y 1,437 MW para el 2015 se tomaron directamente de las B. Retroceso de los datos en el tiempo: La secuencia de series de tiempo de datos originales en MW. La estima- marcas de tiempo no aumentaba monótonamente, ción de la demanda pico de 2016 fue proporcionada por pero algunos casos se incluían saltos hacia atrás en el la ENEE y se asume que es 1,553 MW. tiempo para marcas de tiempo individuales, a veces a través de múltiples meses, saltando hacia adelan- Para las series de tiempo de viento y PV, las capacidades te después de esto. Esto fue resuelto ordenando la instaladas cambiaron durante el tiempo cubierto por las serie de tiempo de acuerdo con el índice de tiempo. mediciones. En la Tabla 10-1: Fecha en que los parques eólicos y PV entraron en operación y sus respectivas C. Duplicar las marcas de tiempo: En unos pocos casos, potencias16, así como el pico de demanda. las fechas se proporcionaron varios valores de medición diferen- en que las plantas de energía eólica y PV entraron en tes de marcas de tiempo idénticas. Esto se resolvió funcionamiento se enumeran junto con su potencia no- escogiendo arbitrariamente uno de los valores dados. minal según lo dispuesto por la ENEE. D. Signo incorrecto de los valores de medición: Para al- Mientras que los datos listados en la Tabla 10-1 se uti- gunos perfiles de medición, la generación de energía lizaron para normalizar los datos de series de tiempo se midió con signo positivo, para otras generaciones históricos provistos, no representa la lista entera de ca- se midió como negativo. En algunos casos, el signo pacidad instalada de VRE utilizada en este análisis. La se cambió incluso durante el curso de la medición. lista de plantas de energía con capacidades instaladas Esto se resolvió mediante la convención de unifica- asumidas que suman los valores totales se puede ver ción de signos, por lo tanto, invirtiendo los valores de en la Tabla 10-2. datos para algunas series o en algunos intervalos de tiempo cuando sea necesario. 10.1.2 Series de tiempo de demanda, y energía eólica y PV E. Valores constantes distintos de cero de la generación de VRE a través de varios minutos o incluso horas. Para el análisis de las series de tiempo de reserva de Estos fueron eliminados al dejar caer los valores en la demanda nacional, los datos de series de tiempo de algunos casos, o ignorados en donde se espera que inyección de energía eólica y PV con una resolución de el impacto del error en los resultados del cálculo de 1  minuto estaban disponibles. Los datos de deman- reserva sea bajo. da y de viento cubren los años 2014 y 2015 (hasta el 12/14/2015). Las plantas de energía solar PV no se co- F. Valores atípicos extremos: Algunos datos de la medi- nectaron hasta mayo de 2015, por lo tanto, los datos de ción contenían valores extremos mucho más allá de medición solo estaban disponibles a partir del 2015-05- la capacidad instalada (o la demanda pico regular), y 24 hasta 2015-12-15. Informe Bloque 1: Análisis 2016 98 Categoría Planta Fecha de inicio Potencia Eólica Cerro de Hula Antes del 2013-12-31 124 MW San Marcos 2015-01-08 50 MW Solar PV Enerbasa 2015-05-24 20 MW Marcovia 2015-05-29 35 MW Soposa 2015-06-05 50 MW Cohessa 2015-06-05 50 MW Mecer 2015-06-19 25 MW Llanos del Sur 2015-07-14 14.5 MW Pollito 2015-07-19 20 MW Fotersa 2015-07-24 20 MW Choluteca I 2015-07-30 20 MW Choluteca II 2015-07-30 30 MW Cinco Estrellas 2015-07-30 50 MW Nacaome II 2015-07-31 50 MW Tabla 10-1: Fecha en que los parques eólicos y PV entraron en operación y sus respectivas potencias16, así como el pico de demanda. Nombre Tipo Capacidad Llanos del Sur PV 14 MW Fotersa PV 20 MW Marcovia PV 35 MW Nueva Nacaome PV 50 MW Energias Solares PV 7 MW Los Prados PV 10 MW Generaciones Energeticas PV 12 MW Foto Sol PV 5 MW Fotovoltaica Surena PV 12 MW NVA Nacaome PV 50 MW Cinco estrellas PV 50 MW Choluteca I PV 20 MW Choluteca II PV 30 MW La Manzanilla PV 22 MW las Lajas PV 12 MW Los Pollitos PV 20 MW Soposa PV 50 MW Cohesa PV 50 MW Lufussa III Enerba PV 20 MW Mecer PV 25 MW TOTAL PV 514 MW Cerro de Hula Eólica 124 MW San Marcos Eólica 51 MW Chichayote Eólica 45 MW TOTAL EÓLICA 220 MW TOTAL 734 MW Tabla 10 2: Capacidades asumidas de plantas de energía VRE 99 Informe Bloque 1: Análisis 2016 con signo positivo o negativo. Estos fueron elimina- dos al dejar caer los valores en algunos casos, o igno- rados en donde se espera que el impacto del error en los resultados del cálculo de reserva sea bajo. Tales errores son una razón importante por la que el uso de cuartiles para la evaluación de la fluctuación debe estar por debajo del 100 %. G. Brechas en los datos llenados con valores cero: A veces los valores de medición cayeron a cero para uno o varios minutos cuando semejante cambio no podría esperarse en realidad. Estas brechas fueron también eliminadas o ignoradas. H. Para PV, las series de tiempo de las plantas indivi- duales necesitaban ser limpiadas de impurezas de acuerdo con los criterios anteriores y luego agrega- das, porque el total provisto no coincidía con la suma real y contenía en sí problemas similares. I. Tal como indica la ENEE, los datos entregados para el viento y la demanda tuvieron que ser cambiados por un día. J. Los valores de medición a veces exceden las capaci- dades instaladas conocidas en gran porcentaje. Esto se resolvió mediante la aclaración de las fechas de inicio de operación de las diversas plantas, y hacien- do caso omiso de los bajos errores de este tipo, don- de no se pudo encontrar ninguna otra explicación. Como ya se ha mencionado, el lapso de tiempo cubierto por la medida de generación PV no cubría la estación seca, y tampoco estaban disponibles los datos de las dos últimas semanas de 2015. Para llenar estos vacíos, mientras se extrapolaban los datos para el análisis de 2016, se utilizaron datos de períodos de tiempo adya- centes, o datos escalados del año anterior, si el intervalo de tiempo respectivo fue cubierto por los datos durante ese año. 16 Potencia declarada por sus propietarios, pero que puede diferir de la nominal. Informe Bloque 1: Análisis 2016 100 XI. Recomendaciones 11.1 Recopilación de datos y cálculos conectando el Los Prados y Danlí; adicionales »» Refuerzos menores de la red de 138 kV en el área de Choloma y Agua Prieta; Los cálculos presentados en este informe se basan en parte en datos incompletos, ya que las VRE se han »» Refuerzo de la línea de 230 kV conectando Agua Ca- instalado en Honduras hace muy poco, y contienen va- liente y Agua Fría; rias simplificaciones debido a la falta de datos medidos adecuadamente. Los resultados son por lo tanto princi- »» Instalación de bancos de capacitores en derivación palmente indicativo, pero la calidad puede ser mejorada en varias áreas de la red de 69 kV. recalculando una vez más los datos disponibles y mejo- rando las mediciones de datos. 11.3 Reducción de la generación con- Se recomienda lo siguiente: vencional forzada »» Mejorar las mediciones de inyección de unidades La cantidad de generación síncrona (térmica e hidráu- VRE individuales para evitar que falten observaciones lica) que tiene que ser mantenida en Honduras para el y recalcular el impacto de VRE en la potencia de re- control de voltaje y potencia de reserva es actualmente, serva tan pronto como los datos representativos para dependiendo de la situación de demanda, entre 500 y un año completo estén disponibles. 700 MW. Esto puede conducir a exceso de generación en caso de una elevada generación VRE y demanda me- »» Recalcular el costo total de despacho e implementar dia o baja, forzando las exportaciones o la reducción de un aumento de requerimientos de reserva utilizando VRE. Las siguientes medidas para resolver este proble- un modelo de optimización de despacho por un año ma deben ser investigadas en el futuro: completo, para mejorar el cálculo de costo de las re- servas adicionales. »» El aumento de control de potencia reactiva de fuen- tes no-generacionales, tales como compensadores »» Definición de indicadores para la seguridad del siste- de conmutación y otros hechos; ma y la calidad del suministro que permiten la fijación de objetivos y la cuantificación de las mejoras. »» Adaptación de los generadores para habilitar el fun- cionamiento del condensador síncrono – por ejem- »» La extensión de la metodología para la determinación plo, Costa Rica cuenta con varios generadores de de los requerimientos de reserva mediante la distin- grandes centrales hidroeléctricas que suministran ción entre los requerimientos positivos y negativos energía reactiva (y por lo tanto control de voltaje) de reserva, permitiría obtener información más espe- de esta manera cuando no son despachados para cífica sobre la potencia necesaria. potencia activa; 11.2 Refuerzos de la red »» La flexibilización de las unidades térmicas para redu- cir la salida estable mínima; Identificados por los estudios de flujo de carga, varios cuellos de botella en la red de Honduras se pueden re- »» Flexibilización de todas las unidades que provén po- solver mediante la siguiente expansión de la red: tencia de reserva para acompañar mayores posibles rampas; »» Construcción de una nueva línea doble de 230 kV de San Buenaventura a San Pedro Sula (alta prioridad); »» El análisis de costo-beneficio de la reducción limitada de VRE. »» Construcción de una nueva línea individual de 230 kV 101 Informe Bloque 1: Análisis 2016 11.4 Aumento de reservas secundarias nuevos estudios para determinar las medidas y estrate- gias más prometedoras. En este estudio, los requerimientos de reserva se- cundaria establecidos para Honduras por el RMER, se Para limitar la cantidad de reservas adicionales nece- identificaron para la mayor parte del tiempo como no sarias para cubrir las fluctuaciones de VRE, que puede suficientes para cubrir siquiera la demanda de energía llegar a ser más severa con mayor participación de VRE, de reserva secundaria sin ninguna VRE adicional. En la esas fluctuaciones se pueden reducir mediante la apli- actualidad, el 5 % del total de generación tiene que ser cación de una o más de las siguientes medidas: proporcionado en las reservas secundarias. La metodo- logía utilizada para calcular el impacto de las fluctuacio- »» Distribuir pequeñas instalaciones de VRE en todo el nes VRE en este informe se basa en los datos desigua- país en lugar de la instalación de grandes parques les, y solo puede proporcionar resultados indicativos, eólicos o grandes plantas PV, con el fin de hacer uso Sin embargo, hay un fuerte indicio de que las reservas de los efectos de suavizado a través de la distribución secundarias, como se prevén actualmente en Hondu- espacial; ras, no son suficientes para equilibrar la ya elevada parti- cipación de VRE. Por el momento, una gran parte de las »» Mejorar los sistemas de pronóstico de energía eólica fluctuaciones se equilibran con la reprogramación de ge- y solar; neración dentro del día, basándose en la experiencia de la ENEE con los patrones del clima y el comportamiento »» Implementar el control de potencia activa en los de las plantas VRE de Honduras. Esta manera de lidiar generadores de VRE, de manera que sus fluctua- con las inyecciones de VRE manualmente, no podrá ser ciones puedan ser limitadas y puedan proporcionar posible cuando el sistema de Honduras se convierta en energía de reserva secundaria para las fluctuaciones un sistema no integrado verticalmente, se requerirá un de carga; drástico aumento en las reservas, o una estructura de mercado adecuada, incluyendo el comercio intradiario y »» Limitar las tasas de rampas de los generadores de un mercado de ajustes, tal como se utiliza en los países VRE, especialmente para hacer que las rampas de europeos de alta VRE (ver las siguientes secciones). PV hacia abajo y arriba en el amanecer y el atardecer sean más predecibles; Una asignación óptima de reserva a las plantas de ener- gía debe basarse en un modelo de optimización de des- »» Implementar cortes de generación “suaves” de los pacho que tenga en cuenta costos variables y restric- generadores eólicos para velocidades de viento ma- ciones. yor a la de diseño, para que no todas las turbinas de un parque interrumpan su generación al mismo tiem- po para altas velocidades de viento; 11.5 Reducción de los requerimientos de reservas secundarias Evitar instalaciones VRE excesivamente grandes para reducir la probabilidad de un gran corte de generación, Como es evidente por los resultados presentados en o conectar grandes instalaciones con varios grados de este informe, la cantidad de reserva derivada necesaria redundancia17. para equilibrar las fluctuaciones de VRE en Honduras es bastante alta, y seguirá aumentando si se aumenta la ya Las siguientes medidas independientes de VRE deben elevada participación de VRE. Por lo tanto, además de ser investigadas en estudios posteriores, debido a que despachar más reservas, también es aconsejable inves- el sistema de energía de Honduras está a punto de lle- tigar métodos alternativos para reducir la necesidad de gar a ser un sistema no integrado: reservas secundarias con el fin de evitar requerimientos excesivamente altos y caros. Las siguientes recomen- »» Mejorar el pronóstico de carga y volver a evaluar la daciones se dan en base a la experiencia con los siste- estructura del mercado. La introducción de un merca- mas de energía europeos de alta participación de VRE, do intradiario o un mercado de ajustes podría reducir pero no pueden ser cuantificados o clasificados dentro drásticamente la demanda de potencia de reserva y del alcance de este estudio. Por lo tanto, son necesarios sobre todo el ACE, como las reservas pueden ser rá- Informe Bloque 1: Análisis 2016 102 pidamente reemplazadas por la energía adquirida en PAC, para que pueda soportar los desequilibrios locales dicho mercado. durante más de unos pocos minutos. »» Introducir reservas de recambio adicionales no ro- Dado que varios países de América Central están bus- dantes, para controlar manualmente el ACE y aliviar cando aumentar sus participaciones VRE, un estudio de la reserva secundaria controlada por AGC. integración de VRE de todo el RMER debería llevarse a cabo eventualmente, similar a varios estudios de redes 11.6 Reservas Compartidas de transmisión europeas y norteamericanas realizados en el pasado para evaluar los riesgos y beneficios de Compartir (o comerciar) las reservas secundarias podría una mayor distribución de las reservas. ayudar a ahorrar costos en la creciente participación VRE, ya que la cantidad total de reservas requeridas 11.7 Control de potencia reactiva será inferior a través de efectos de distribución. Las em- presas de servicios públicos integradas verticalmente Las simulaciones de estabilidad transitoria realizadas en Centroamérica ya son capaces de reemplazar la re- indican la importancia del apoyo de la potencia reacti- serva secundaria a nivel local y equilibrar la carga y la ge- va para el sistema de energía de Honduras. Las plantas neración manualmente, sin embargo, a los operadores de energía de La Grecia (7 .5  MW), Green Power Plant de la red en futuros sistemas no integrados se les debe Honduras (43 MW) y Río Guineo (1 MW) deberían estar permitir restablecer el equilibrio local a través de un equipadas con control de potencia reactiva más sofis- mercado de ajustes, o mediante el empleo de reserva ticado para asegurar la estabilidad del ángulo del rotor terciaria no rodante, que no está permitido actualmente. durante los eventos de cortocircuito. Además, las plan- De cualquier manera, el equilibrio local podría ser mane- tas de energía eólica deben ser capaces de proporcionar jado por los generadores no rodantes a un costo mucho soporte de potencia reactiva durante los eventos de cor- menor, mientras que las reservas rodantes (primaria y tocircuito. Ambas medidas tienen por objetivo reducir secundaria) se comparten dentro del SER. el alcance de la caída de tensión en la red (para evitar que se extienda) y prevenir el deslizamiento de polos En Europa, la reserva primaria es compartida en todo el (pérdida de sincronismo) en los generadores síncronos, sistema interconectado, la reserva secundaria es pro- poniendo en peligro la unidad de generación y el siste- porcionada por el área de control (normalmente un TSO ma de energía. nacional) que causa la desviación, y la reserva no rodan- te y los mercados de ajustes se utilizan para restablecer Los mecanismos de control desarrollados deben ser el equilibrio local. Debido a que los sistemas nacionales probados, utilizando el modelo de simulación. Las me- de energía de Centroamérica son mucho más pequeños joras adicionales de rendimiento pueden ser evaluadas (en carga y capacidad instalada) que los de Europa18, el durante las simulaciones con el fin de evitar la inestabi- SER corresponde más a un área de control europeo en lidad del ángulo de rotor de las plantas de energía men- tamaño, donde las reservas secundarias son compar- cionadas previamente. tidas. Además, las capacidades de reserva secundaria pueden ser objeto de comercio a través de fronteras 17 Esto también debe ser respetado para las nuevas unidades con- nacionales en Europa, un enfoque que puede valer la vencionales, especialmente grandes centrales térmicas de carbón. pena considerar en América Central también. La expe- Las unidades más pequeñas también tienen la ventaja de ser capa- riencia europea muestra claramente que el porcentaje ces de proporcionar más flexibilidad operativa. de generación necesario como reserva disminuye con 18 La demanda máxima de todo el SER es entre 6 y 7 GW, mientras que solamente algunas áreas de control europeos y norteamericanos áreas de equilibrio más grandes, si estas áreas están superan los 10 GW. bien conectadas internamente. La segunda etapa de la conexión SIEPAC, que se espera para aumentar las capacidades de transferencia en el SER a 600 MW, po- dría desempeñar un papel crucial aquí. Todo intercambio de reservas requiere estudios adicionales de la red y la evaluación de los márgenes de reserva que deben mantenerse disponibles especialmente en la línea SIE- 103 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Nombre de Tipo de Genera- PLANTA Capa- COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO Generador ción PRIVA- cidad FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO DA/PU- insta- SEP OCT MAY MAR JUN JUL ENE FEB AGO ABR BLICA lada [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ (MW) MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] CAJÓN HIDROELECTRICA ENEE 300 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 RIO_LINDO HIDROELECTRICA ENEE 80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 LUFUSSA_I TURBINA CON ENEE 39.5 32.83 28.55 24.17 35.38 32.31 40.49 94.20 48.54 62.40 33.85 GAS NACAOME HIDROELECTRICA ENEE 30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 T_SULZER TERMICA CON ENEE 30 15.90 20.09 0.00 0.00 0.00 18.72 0.00 0.00 13.78 0.00 BUNKER CAÑAVERAL HIDROELECTRICA ENEE 29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 T_ALSTHOM TERMICA CON ENEE 26 15.90 20.09 0.00 0.00 0.00 18.72 0.00 0.00 13.78 0.00 BUNKER NISPERO HIDROELECTRICA ENEE 22.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 CEIBA_TER- TERMICA CON ENEE 22 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 MICA BUNKER LA_PUERTA TERMICA CON ENEE 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 GE DIESEL 104 LA_PUERTA TERMICA CON ENEE 15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 HI DIESEL SANTA_FE TERMICA CON ENEE 5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 DIESEL SANTA_MA- PEQUEÑA HI- ENEE 1.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 RIA_REAL DROELECTRICA ENERSA_200 TERMICA CON PRIVADA 264 8.41 8.24 8.07 8.51 8.37 8.11 9.93 9.34 8.17 8.55 BUNKER LUFUSSA_III TERMICA CON PRIVADA 264 18.05 17.14 16.52 17.30 17.05 16.66 17.97 21.10 17.64 17.07 12.1 Lista de generadores BUNKER ELCOSA TERMICA CON PRIVADA 80 17.22 21.97 15.99 23.37 19.39 16.88 81.21 34.95 19.82 17.43 BUNKER XII. Anexos LUFUSSA_II TERMICA CON PRIVADA 80 95.14 99.03 52.08 342.49 79.25 156.54 60.41 653.14 43.36 52.64 Informe Bloque 1: Análisis 2016 BUNKER EMCE_CHO- TERMICA CON PRIVADA 55 53.19 59.30 40.34 184.59 42.83 47.21 678.02 230.10 62.07 43.85 LOMA BUNKER LA_GRECIA BIOMASA - CO- PRIVADA 44.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 GEN LA_VEGONA HIDROELECTRICA PRIVADA 40.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 CAHSA BIOMASA PRIVADA 31.82 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Nombre de Tipo de Genera- PLANTA Capa- COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO COSTO Generador ción PRIVA- cidad FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO FIJO DA/PU- insta- SEP OCT MAY MAR JUN JUL ENE FEB AGO ABR BLICA lada [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ [USD/ (MW) MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] MW] ELCATEX TERMICA CON PRIVADA 21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 BUNKER NIC TERMICA CON PRIVADA 20 26.54 29.37 29.89 46.98 34.05 24.60 823.67 325.10 23.01 29.68 DIESEL CAR_KNITS BIOMASA PRIVADA 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 MPP BIOMASA PRIVADA 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 CHUMBAGUA BIOMASA PRIVADA 17 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 PARK_DALE TERMICA CON PRIVADA 14 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.23 20.73 20.73 BUNKER SUB_IHSA BIOMASA PRIVADA 12.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 TRES_VALLES BIOMASA PRIVADA 12.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 AMPAC TERMICA CON PRIVADA 11 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 VAPOR ENVASA_GEV CARBON PRIVADA 8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 105 CELSUR CARBON PRIVADA 7.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 BAGAZO ENVASA_ CARBON PRIVADA 7 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 NACO ECOPALSA BIOGAS PRIVADA 4.6 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 BABILONIA HIDROELECTRI- PRIVADA 4.3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 CA* CECECAPA PEQUEÑA HI- PRIVADA 3.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 DROELECTRICA ACEYDESA BIOGAS - COGEN PRIVADA 1.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 YODECO BIOMASA PRIVADA 1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ENERSA_30 TERMICA PRIVADA 0 8.41 35.42 31.60 24.73 28.98 40.40 46.70 32.68 35.87 25.19 BIOGAS Y BIOMASA PRIVADA ? 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ENRGIA ENERSA_CO- COGEN PRIVADA ? 13.57 13.76 0.00 0.00 10.99 12.04 0.00 0.00 12.17 0.00 GEN Informe Bloque 1: Análisis 2016 12.2 Detalles sobre los requerimientos del año. La reserva requerida para las fluctuaciones de PV sigue el patrón diario de la inyección de PV; es por de reserva secundaria definición cero durante la noche, tiene un valor medio durante el amanecer y el atardecer, y es alta durante el A continuación se muestran figuras sobre los compo- día.Figura 12-2: Requerimientos de reserva secundaria nentes y diferentes casos de requerimientos de reserva en 2016 debido a las fluctuaciones de inyección de PV.) secundaria. Las figuras pretenden dar una visión gene- es aproximadamente 20 MW más bajo durante la esta- ral sobre el patrón estacional y diario del componente/ ción húmeda que durante el resto del año. La reserva caso considerado de la reserva secundaria requerida. requerida para las fluctuaciones de PV sigue el patrón Cada una de las figuras comprende tres sub-figuras. La diario de la inyección de PV; es por definición cero du- figura superior muestra una visión general de la evolu- rante la noche, tiene un valor medio durante el amane- ción durante todo el año. La figura inferior izquierda es cer y el atardecer, y es alta durante el día.Figura 12-2: un mapa de calor: el azul oscuro corresponde a valores Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido bajos, los valores altos se muestran en amarillo. Como a las fluctuaciones de inyección de PV. la hora del día (eje y) se representa frente a cada día del año considerado (eje x), especialmente los patrones Las variaciones de la reserva secundaria requerida estacionales se pueden derivar fácilmente. En la figura debido a las fluctuaciones de energía eólica (Figu- de abajo a la derecha, el curso diario del requerimiento ra 12-3) son muy bajas; su máxima es de alrededor de reserva secundaria considerado se traza para cada de 6  MW. Ningún patrón estacional o diario se puede día del año considerado. Por lo tanto, la figura es muy identificar claramente. adecuada para la identificación de patrones diarios. Una descripción más detallada de los componentes de los requerimientos de reserva secundaria que se muestran 12.2.2 Requerimientos totales de reserva y casos serán entregados en el informe final. secundaria En esta sección, se presentan en detalle los requeri- 12.2.1 Reservas secundarias debido a la carga mientos totales de reserva secundaria para diferentes y fluctuaciones de inyección de VRE casos, así como la reserva secundaria de acuerdo con la metodología utilizada actualmente por la ENEE (5 % de De las siguientes figuras, se pueden derivar los patro- la generación total en Honduras9) para 2016. nes diarios y estacionales de la reserva secundaria re- querida en 2016 para equilibrar las fluctuaciones de la La Figura 12-4 representa el caso base de los requeri- demanda, e inyección de energía eólica y PV. mientos totales de reserva secundaria en 2016. En el caso base, la pérdida de Becosa (40 MW) se considera Las requerimientos de reserva secundaria debido a fluc- como evento de contingencia, y los requerimientos de tuaciones de la demanda (Figura 12-1) muestran poca reserva secundaria debido a las fluctuaciones es la suma variación estacional, la máxima diaria es de aproxima- de los requerimientos debido a las fluctuaciones de la damente 10 MW más alto durante la estación seca que demanda, e inyección de energía eólica y PV. Durante la durante el resto del año. Altas variaciones diarias pue- noche, la pérdida de Becosa determina la necesidad de den ser identificadas: La reserva secundaria necesaria reserva secundaria disponible, mientras que durante el entre 17:00-19:00 aumenta aproximadamente el doble día, el patrón sigue en gran medida el requerimiento de en comparación con el resto del día, cuando la carga reserva secundaria requerido para las fluctuaciones de aumenta drásticamente debido a las actividades que PV con una desviación adicional debido a fluctuaciones consumen energía, por ejemplo cocinar, en los hogares de demanda e inyección de energía eólica. Sin embargo, a la tarde. el pico de demanda de requerimiento de reserva entre las 17:00-19:00 es aún visible en el requerimiento total La máxima demanda diaria de reservas debido a las fluc- de reserva secundaria. tuaciones de inyección de PV (La máxima demanda dia- ria de reservas debido a las fluctuaciones de inyección Si el evento de contingencia determinante es la poten- de PV (Figura 12-2) es aproximadamente 20  MW más cia nominal del parque eólico Cerro de Hula (124 MW) y bajo durante la estación húmeda que durante el resto los requerimientos de reserva se calculan como la suma Informe Bloque 1: Análisis 2016 106 Figura 12-1: Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido a fluctuaciones de la demanda. Figura 12-2: Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido a las fluctuaciones de inyección de PV. 107 Informe Bloque 1: Análisis 2016 Figura 12-3: Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica. Figura 12-4: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 en el caso base (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reservas debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV). Informe Bloque 1: Análisis 2016 108 Figura 12-5: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 si la potencia nominal del Cerro de Hula es considerado como evento con- tingente (evento de contingencia: Cerro de Hula (124 MW), reserva debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda e inyección de energía eólica y PV). Figura 12-6: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 en caso de aceptar una reducción del nivel de seguridad (evento de con- tingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda y el máximo de la reserva, debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica y PV). 109 Informe Bloque 1: Análisis 2016 de cada uno de los requerimientos de reserva para la PV, debido a menores capacidades instaladas. El patrón demanda e inyección de energía eólica y PV, como en el diario es el mismo que en el caso base; sigue la deman- caso base, la demanda de reserva secundaria resultante da de reservas debido a la inyección de PV durante el se puede encontrar en la Figura 12-5. En este caso, el día, con un pico adicional en la tarde debido al fuerte requerimiento de reserva secundaria es determinado la aumento de la demanda en este momento. mayor parte del tiempo por el evento de contingencia, únicamente los requerimientos muy altos de reserva Si solo se considera la pérdida de Becosa y la reserva debido a las fluctuaciones influyen en el requerimiento secundaria requerida para fluctuaciones de la demanda total de reserva. Sin embargo, esta sensibilidad es solo (Figura 12-7), la demanda de reserva asciende a 40 MW, una variación teórica, ya que la pérdida de esta cantidad la capacidad de Becosa, la mayoría de las veces. Solo de potencia de generación se considera actualmente entre las 17:00 y las 19:00, la hora en que los trabajado- como una contingencia extrema, y las reservas secun- res vuelven a sus casas y preparan la cena, la reserva darias regionales se pueden implementar para la susti- secundaria requerida debido a las fluctuaciones de la tución de la reserva primaria. demanda supera a 40  MW. Durante estas dos horas, el requerimiento de reserva secundaria aumenta hasta Volviendo a la opción más realista, siendo Becosa la 75 MW. pérdida de generación que las reservas secundarias locales tienen que cubrir, reducimos la seguridad del En la Figura 12-8 se muestra la reserva secundaria en el sistema, suponiendo que para la reserva secundaria re- año 2016 de acuerdo a la metodología utilizada actual- querida para fluctuaciones, la suma de la demanda de mente por la ENEE. En la actualidad, el 5 % de la gene- requerimientos de reserva y el máximo requerimiento ración total debe ser retenida como reserva secundaria. de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de Como difícilmente se pueden hacer pronósticos acerca energía eólica y PV es suficiente (compare “Seguridad de los intercambios en 2016, la reserva secundaria se reducida“ en la sección 7 .1.3). En este caso, el requeri- calcula como 5 % de la carga nacional pronosticada. Por miento total de reserva secundaria no cambia durante la lo tanto, el patrón de reserva secundaria sigue el patrón noche en comparación con el caso base. Durante el día, de demanda. En contraste con los requerimientos de este valor es alrededor de 20  MW inferior, ya que los reserva secundaria calculados, los altos requerimientos requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones debido a las fluctuaciones de inyección de PV no se re- del viento no son tenidos en cuenta la mayor parte del flejan en la reserva secundaria de acuerdo con la meto- tiempo, puesto que son generalmente más bajos que la dología utilizada actualmente por la ENEE. reserva secundaria requerida para las fluctuaciones de Informe Bloque 1: Análisis 2016 110 Figura 12-7: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 teniendo en cuenta solo el evento de contingencia y las fluctuaciones de demanda (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda). Figura 12-8:Reserva secundaria en el año 2016 de acuerdo a la metodología utilizada actualmente por la ENEE (5 % de la generación total en Honduras9). 111 Informe Bloque 1: Análisis 2016 INFORME BLOQUE 2: ANÁLISIS 2018 Análisis Técnico-Económico sobre las Tasas Máximas de Penetración de la Energía Eólica y Solar en la Red Eléctrica de Honduras Autores: Rena Kuwahata, Christian Nabe, Lea Wagner, Nis Martensen, Peter- Philipp Schierhorn, Jan-David Schmidt, Bharadwaj Narasimhan Fecha: 1O de agosto de 2016 Proyecto número: ESMNL16390 Revisado por: Christian Nabe, Federico Montealegre, Nis Martensen 113 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Tabla de contenidos I. Glosario 118 II. Abreviaturas 120 III. Resumen ejecutivo 121 3.1 Análisis de requerimientos de reserva secundaria 121 3.2 Determinación de refuerzos de red 122 3.3 Generación forzada, y análisis de estabilidad dinámica 122 IV. Introducción 123 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 125 5.1 Requerimientos de reserva 125 5.1.1 Supuestos metodológicos 125 5.1.2 Pérdida de potencia debido a un corte de la unidad de generación 125 5.1.3 Clasificación de los datos de inyección y demanda 126 5.1.4 Clasificación de datos basada a la hora del día 127 5.1.5 Clasificación del nivel de potencia 127 5.2 Análisis de estabilidad transitoria 129 5.2.1 Ajustes del modelo 129 5.2.2 Ajustes de parámetros 131 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño establecidos en 132 el RMER 6.1 Límites de voltaje durante el funcionamiento normal 132 6.2 Criterios de seguridad 132 6.3 Provisión de potencia de reserva 132 6.4 Control de desempeño 133 VII. Estudio técnico 134 7.1 Metodología de cálculo de los Requerimientos de reserva secundaria 134 Informe Bloque 2: Análisis 2018 114 7.1.1 Reemplazo de reserva primaria 135 7.1.2 Reserva secundaria debido a las fluctuaciones de la demanda y generación VRE 135 7.1.3 Requerimiento total de reserva secundaria 139 7.2 Requerimientos de reserva secundaria para el 2016 y 2018 140 7.2.1 Preparación de los datos de entrada 140 7.2.2 Reemplazo de reserva primaria (Pérdida de generación) 140 7.2.3 Las reservas secundarias para las fluctuaciones de potencia en 2016 141 7.2.4 Requerimientos totales de reserva secundaria 142 7.2.5 Impacto potencial de las nuevas tecnologías sobre los resultados 143 7.3 Efecto de suavizado a través de la distribución espacial 145 7.4 Alcance y escenarios de los estudios de la red en estado estacionario 146 7.5 Análisis de flujo de carga 146 7.5.1 Visión general de la metodología 146 7.5.2 Preparación del modelo 148 7.5.3 Resultados de flujo de carga 151 7.5.4 Determinación de refuerzos de la red necesarios 154 7.5.5 Análisis de contingencias y refuerzos adicionales 154 7.5.6 Generación forzada convencional, reducción y exportaciones forzadas 154 7.6 Cálculos de estabilidad transitoria 156 7.6.1 Contingencias 156 7.6.2 Definición de estabilidad 157 7.6.3 Configuración de simulación dinámica 157 7.6.4 Resultados de estabilidad transitoria 158 7.7 Máxima penetración de VRE 163 VIII. Estudio económico 165 8.1 Costos de refuerzos de red 165 115 Informe Bloque 2: Análisis 2018 8.2 Costos de los requerimientos de reserva 167 8.2.1 Actual requerimiento de reserva fijo 167 8.2.2 Aplicando precio promedio de capacidad a las reservas dinámicas horarias 167 8.2.3 Aplicando costo marginal del sistema 168 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 171 9.1 Requerimientos de reservas 171 9.2 Resultados de refuerzo de la red 171 9.2.1 Refuerzo del área norte 171 9.2.2 Refuerzo y mejora de capacidad de voltaje de las redes de 69 kV 172 9.2.3 Refuerzos adicionales y resumen 172 9.2.4 Restricción y condiciones de generación forzada 174 9.2.5 Opinión sobre alternativas de solución a corto plazo para la zona norte 175 9.2.6 Opinión sobre la nueva línea de 230 kV de Santa Lucía – Agua Caliente 175 9.3 Resultados de estabilidad transitoria 176 9.4 Resultados del análisis económico 176 9.4.1 Costos de refuerzos de la red. 176 9.4.2 Requerimientos de reserva 176 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 177 10.1 Requerimientos de Reserva 177 10.1.1 Potencias nominales, fechas de inicio de operación de plantas VRE y la demanda pico 177 10.1.2 Series de tiempo de demanda, energía eólica y PV 177 XI. Recomendaciones 180 11.1 Recopilación de datos y cálculos adicionales 180 11.2 Refuerzos de la red 180 11.3 Reducción de la generación convencional forzada 180 11.4 Control de potencia reactiva 180 Informe Bloque 2: Análisis 2018 116 11.5 Reservas secundarias 181 11.5.1 Aumento de reservas secundarias 181 11.5.2 Reducción de los requerimientos de reservas secundarias 181 11.5.3 Reservas Compartidas 182 XII. Anexos 183 12.1 Lista de generadores 183 12.2 Detalles sobre los requerimientos de reserva secundaria 184 12.2.1 Reservas secundarias debido a la carga y fluctuaciones de inyección de VRE 184 12.2.2 Requerimientos totales de reserva secundaria 186 12.3 Costo de redespacho 193 117 Informe Bloque 2: Análisis 2018 I. Glosario Cuantil 95% El 95% de los datos de una distribución de frecuencia están por debajo de este valor x. Penetración instantánea Porcentaje de carga cubierta por VRE en un momento dado en el tiempo Carga residual Demanda menos inyección de VRE SWERA “La iniciativa de SWERA (Solar and Wind Energy Resource Assessment) reúne a los conjuntos de datos de recursos de energía solar y eólica y herramientas de análisis de una serie de organizaciones internacionales en un entorno orientado al usuario dinámico. La información y los datos proporcionados en el sitio son de libre acceso para el público con la intención de apoyar el trabajo de los responsables políticos, los planificadores de proyectos, analistas e inversionistas. Fuente: http://en.openei.org/wiki/SWERA/About Turbina de Gas de Ciclo Combinado (Combined Cycle Gas Turbine) Energía variable Generación eólica y solar PV renovable Empresa de servicios Una empresa servicios públicos que maneja todas las funciones de generación, públicos integrada transmisión y distribución en una determinada zona geográfica, por ejemplo la verticalmente ENEE en Honduras. HYGOV Modelo controlador de turbinas hidráulicas utilizado a nivel internacional. Aprobado por el WECC y reconocido por el IEEE. IEEEG1 Modelo controlador de velocidad de la turbina de vapor utilizado a nivel internacional. Recomendado por el grupo de trabajo de IEEE en el modelado del controlador de turbina. PVEU1 Modelo genérico de control eléctrico para el convertidor de PV. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. PVGU1 Modelo convertidor de PV basado en el tipo 4 (equipo conversor completo) modelo convertidor de aerogenerador. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. Informe Bloque 2: Análisis 2018 118 WT3E1 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 3 (equipado con un generador de inducción doblemente alimentado) modelo de aerogenerador. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. WT4E1 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 4 (equipo conversor completo) modelo de aerogenerador, la versión 1. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. WT4E2 Modelo genérico de control eléctrico de tipo 4 (equipo conversor completo) modelo de aerogenerador, la versión 2. Este modelo está disponible únicamente en PSS / E. VARFLG, PQFLG, VLTFLG, Parámetros de los modelos controladores mencionados. PFAFLG PSS/E Herramienta de análisis del sistema eléctrico y simulación desarrollada por Siemens. PowerFactory Herramienta de análisis del sistema eléctrico y simulación desarrollada por DIgSILENT. Provisión de reserva Asignación de márgenes de potencia disponibles de los generadores, que pueden ser utilizados para equilibrar las desviaciones entre la generación de energía pro- gramada y la carga real del sistema y los intercambios. Las reservas también sirven para equilibrar eventos tales como interrupciones no planificadas de generadores y otras perturbaciones. Reserva primaria Tipo más rápido de reserva, que se activa en cuestión de segundos, utilizando sis- temas de control automático en los generadores que responden a los cambios en la frecuencia del sistema. Reserva secundaria Reserva que reemplaza la reserva primaria invocada en el lapso de minutos, de modo que la reserva primaria esté disponible de nuevo en su magnitud original. 119 Informe Bloque 2: Análisis 2018 II. Abreviaturas ACE Control de error de área (Area Control Error) AGC Control automático de generación (Automatic generation control) AVR Regulador automático de tensión (Automatic voltage regulator) CAPEX Inversiones (Capital Expenditures) CCGT Turbina de Gas de Ciclo Combinado (Combined Cycle Gas Turbine) CPS2 Control de desempeño estándar 2 (Control Performance Standard 2) CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica DSM Gestión de la demanda (Demand side management) EMT Transitorio electromagnético ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica EOR Ente Operador Regional FACTS Flexible Alternating Current Transmission System FRT Inmunidad a las fallas GE Motor de Gas (Gas Engine) GSK Generation Shift Key LCoE Costo nivelado de energía (Levelized Cost of Energy) MER Mercado Eléctrico Regional NERC North American Electric Reliability Corporation NG Gas Natural OCGT Turbina de gas de ciclo abierto (Open Cycle Gas Turbine) OPEX Gastos operativos (Operational Expenditures) PPA Contrato de compra de energía (Power Purchase Agreement) PSS Estabilizador de Sistema de Potencia PV Fotovoltaico (Photovoltaics) RMER Reglamento del Mercado Eléctrico Regional RMS Valor eficaz (root mean square) RRO Reserva Rodante Operativa RRR Reserva Rodante Regulante SER Sistema Eléctrico Regional SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central SIN Sistema de Interconexión Nacional SVC Compesador Estático de Potencia Reactiva SVS Sistema Estático de Potencia Reactiva TdR Términos de Referencia TSO Operador del Sistema de Transmisión (Transmission System Operator) USD Dólares de Estados Unidos VRE Energía Renovable Variable (Variable Renewable Energy) Informe Bloque 2: Análisis 2018 120 III. Resumen ejecutivo Como parte de un estudio con el objetivo de investigar cionales aportadas por la inyección de VRE. Ya que la el impacto de la energía renovable variable VRE (gene- inyección PV y energía eólica se concentran en un área ración de energía eólica y solar PV) en diferentes aspec- relativamente pequeña y por lo tanto experimentan fuer- tos del sistema de energía de Honduras, este informe tes fluctuaciones, la alta participación de VRE resulta en se centra en la situación de VRE esperada en Hondu- una necesidad de aumento de la demanda de reservas. ras en 2018. Para proporcionar un contexto, los resul- tados de los análisis realizados para el 2016 (“Bloque En la actualidad, el 5% del total de generación progra- 1“ de este estudio) también se proporcionan cuando mada está siendo despachada siempre como reserva sea apropiado. secundaria. Con los datos extrapolados para 2018, esto correspondería a entre 33 MW y 83 MW dependiendo Con un buen potencial eólico y PV en el sur de Hon- del tiempo del año. (Para el 2016, el rango es de 30 MW duras y un considerable interés de los inversionistas, y 77 MW). Sin embargo, la demanda de energía de re- un gran número de unidades de generación VRE ya se serva secundaria determinó que utilizando la nueva me- han instalado en la red hondureña en forma de parques todología a menudo se excede este rango, para ambos eólicos y varias instalaciones PV, grandes y centraliza- años considerados 2016 y 2018. das, con una capacidad total instalada en el año 2016 de casi 700 MW de VRE en un sistema de potencia pico de La cantidad máxima de reserva secundaria requerida 1,600 MW. Para 2018, se prevé que la capacidad instala- estimada para 2018 asciende a 193 MW (de los cuales da de VRE aumente a casi 800 MW. 178 MW para el 2016). La mayor parte del aumento de la demanda de reservas es causado por la integración de Los aspectos centrales del estudio son una evaluación VRE: las VRE aumentan la demanda de reserva secun- de las capacidades de reserva secundaria adicionales, daria mediante la introducción de las fluctuaciones adi- que son necesarios para integrar de forma segura la cionales al sistema. Con las capacidades VRE instaladas energía eólica y solar en el sistema de Honduras, y el previstas en 2018, un máximo de 24 MW (22 MW en impacto de VRE en la carga de la red de transmisión y 2016) de reserva secundaria adicional es necesario para la estabilidad del sistema. Estas cuestiones son investi- equilibrar solamente la potencia eólica, y un máximo de gadas tanto en el aspecto técnico como el económico, 131 MW (120 MW en 2016) se necesitan para equilibrar y recomendaciones para la futura operación del sistema solamente las fluctuaciones de la inyección de PV. En de energía de Honduras y futuras tareas de investiga- combinación con necesidad de cubrir un presunto corte ción se formulan en base a los resultados. de generador de 40 MW en Honduras y las reservas secundarias necesarias para cubrir las fluctuaciones de 3.1 Análisis de requerimientos de reserva carga, la máxima cantidad de reservas secundarias con- secundaria siderada necesaria está estimada a las cantidades tota- les dadas más arriba. Como una de las principales tareas del estudio, se desa- rrolló una nueva metodología para la determinación de Esta es una cantidad muy alta de reservas necesarias, la demanda de requerimientos de reservas en base a la por lo tanto se recomienda investigar medidas para re- estación, la hora del día y la inyección de VRE y deman- ducir la reserva requerida, tales como mejores sistemas da. Se asumió que la reserva secundaria requerida debe de pronóstico, el equilibrio de los mercados y la insta- ser suficiente para reponer la reserva primaria y para lación de plantas de energía VRE en lugares distantes compensar las fluctuaciones de la demanda y la inyec- espacialmente y más pequeñas en tamaño con el fin de ción de VRE en la escala de tiempo de varios minutos. beneficiarse de las diferencias en los patrones climáti- Los resultados implican que las reservas en Honduras cos locales. Los costos adicionales anuales de reservas son suficientes para cubrir la pérdida de una gran unidad para 2018 (en comparación con los niveles de reserva de generación (40 MW o superior) y las fluctuaciones alocados actualmente) se calculan entre USD 10 y 24 solamente de la demanda la mayor parte del tiempo, millones. Con una seguridad reducida (una variante in- pero son insuficientes para cubrir las fluctuaciones adi- vestigada en donde los requisitos de reservas fueron 121 Informe Bloque 2: Análisis 2018 reducidos mediante la modificación del algoritmo de ria para el control de voltaje y las reservas en Honduras, determinación), la cantidad se reduce en aproximada- es mayor que la carga residual durante momentos de mente un 25 % a valores entre USD 7 y 17 millones. El alta inyección VRE, forzando la exportación a los países empleo de un modelo de optimización de despacho que vecinos, o reducción de la salida de VRE. Se recomien- optimiza el despliegue de reservas es necesario para la da investigar formas de reducir estos bloques de ge- asignación rentable de las reservas a los generadores y neración forzada, incluyendo el suministro de potencia para un cálculo preciso de los costos adicionales. reactiva de fuentes no-generacionales, la flexibilización de las unidades térmicas para reducir su salida estable 3.2 Determinación de refuerzos de red mínima, y el suministro de potencia de reserva a partir de fuentes no-generacionales, tales como gestión de la De manera similar a los potenciales problemas con altos demanda (DSM). requerimientos de reservas secundarias, la alta partici- pación de VRE instalada hoy, requiere refuerzos de red Seis contingencias seleccionadas han sido evaluadas (para mantener la estabilidad del sistema en todos los para 2016 y 2018 utilizando un modelo de sistema de escenarios y casos investigados, con algunos refuer- potencia dinámica provisto por la ENEE. Simulaciones zos más hasta 2018 debido a las nuevas centrales de de estabilidad transitoria indican que no hay problemas VRE previstas. Las mejoras necesarias de las líneas de con respecto a la estabilidad de frecuencia causada por transmisión se enumeran en la Tabla 3-1). Además de eventos de pérdida de generación en Honduras para las líneas de transmisión, inversiones son necesarias en 2016. En 2018 en un modelo sin ninguno de los refuer- transformadores y compensación de potencia reactiva. zos de la red determinados para 2016 y 2018, cuatro di- ferentes escenarios condujeron a la reducción de carga La mayoría de los refuerzos de redes de transmisión son durante un evento de extrema pérdida de generación. necesarios para el 2016. No todas las actualizaciones Las plantas de energía de La Grecia (7 .5 MW y 3 MW), son exclusivamente útiles para la integración de VRE; Green Power Plant Honduras (43 MW) y Río Guineo (1 algunas de ellas benefician la seguridad del sistema, in- MW) deberían estar equipadas con un control de poten- dependientemente de la inyección de VRE. Los costos cia reactiva más sofisticado para asegurar la estabilidad totales calculados de refuerzos de líneas, transforma- del ángulo del rotor durante los eventos de cortocircuito. dores y compensadores de potencia reactiva suman un Con los refuerzos de red propuestos para 2016 y 2018 estimado de USD 77 millones de hasta el año 2018, de incluidos en el modelo, solo La Grecia (7.5 MW y 3 MW) los cuales ya se estimaron USD 62 millones en el aná- y Río Guineo (1 MW) estaban en peligro de salida de lisis de 2016. servicio. Además, con altas participaciones de energía eólica, los generadores eólicos deberían proveer capaci- 3.3 Generación forzada, y análisis de estabilidad dad de falla para contener la dispersión de las caídas de dinámica voltaje en casos de contingencia. En ambos años analizados 2016 y 2018, la cantidad de generación convencional (hidráulica y térmica) obligato- Línea Tipo Nivel de voltaje Longitud Capacidad Año San Buenaventura – San Nueva línea de doble circuito 230 kV 51.0 km 640 MVA 2016 Pedro Sula Los Prados – Danlí Nueva línea de circuito indivi- 230 kV 40.0 km 320 MVA 2016 dual Agua Caliente – Agua Fría Circuito adicional en línea 230 kV 28.8 km 320 MVA 2016 L616 existente Choloma – Agua Prieta Circuito adicional en línea 138 kV 1.11 km 160 MVA 2016 L525 existente Suyapa – Cerro de Hula Circuito adicional en línea 230 kV 17.5 km 320 MVA 2018 L614 existente Tabla 3-1: Refuerzos de líneas necesarios en 2016 y 2018. Informe Bloque 2: Análisis 2018 122 IV. Introducción El sistema de energía de Honduras se basa actualmen- total de más de 700 MW de capacidad eólica y PV ins- te principalmente en generación hidroeléctrica, bioma- talada (ver Tabla 10-2 para los valores exactos utilizados sa y combustibles líquidos (motores diesel de velocidad en este estudio) en un sistema de potencia máxima de media en su mayoría), pero actualmente experimenta 1,600 MW a finales de 2015. La mayoría de las unida- una creciente participación de las energías renovables des de VRE son grandes instalaciones centralizadas de variables, VRE. El sistema es operado por la empresa energía solar PV en el sur de Honduras, donde el poten- ENEE, integrada verticalmente, la cual es propietaria de cial solar es el más alto (compare Figura 4-2). Esta con- una porción significativa de la capacidad de generación centración de la generación de VRE es también poten- hidroeléctrica, mientras que la generación térmica es en cialmente problemática, con fluctuaciones de inyección su mayoría de propiedad privada. que se espera que sean altas ya que los cambios en el viento y la disponibilidad solar no se suavizan por la dis- La red de transmisión de Honduras consiste en una red tribución espacial, incrementando el flujo en la conexión principal de 230 kV que conecta los centros de gene- norte-sur de 230 kV. ración del sur con los centros de carga alrededor de la capital Tegucigalpa y el norte industrial alrededor de San Este estudio tiene como objetivo evaluar el impacto Pedro Sula, y redes de 138 y 69 kV que conectan el res- técnico y económico, de crecientes participaciones de to del país. El sistema es parte del Sistema Interconec- VRE, con un enfoque especial en los requerimientos de tado de América Central, el SER, y está conectado a sus potencia de reserva adicionales y expansión de la red vecinos Guatemala, El Salvador y Nicaragua en el nivel necesaria, que son temas urgentes para la empresa de de 230 kV. La línea SIEPAC, que permite transferencias servicios públicos ENEE de Honduras. El estudio es di- de potencia a través de toda América Central, atraviesa vidido en dos bloques, el primero analizando la situación Honduras en el sur, adicionalmente conectando la sub en 2016, y el bloque 2 que extiende el análisis a 2018. Honduras está experimentando actualmente un aumen- to significativo de las instalaciones VRE, alcanzando un San Pedro Sula GUA Tegucigalpa Map Key: 230 kV singles circuit ELS 230 kV double circuit Hydro Thermal 138 kV Agua NIC Substation 69 kV Caliente 39.5 kV Figura 4-1: Sistema de transmisión de Honduras. La mayoría de VRE se encuentran dentro del círculo verde, los principales centros de carga son Tegucigalpa y San Pedro Sula. (Fuente del mapa: http://eccc.uno.edu/honduras.html 2016-02-12) 123 Informe Bloque 2: Análisis 2018 77,648.77 sq km Solar Resource>=5.0<5.5 20,858.69 sq km Solar Resource>=4.5<5.0 10,354.40 sq km Solar Resource>=5.5<6.0 2,524.65 sq km Solar Resource>=6.0<6.5 Figura 4-2: Potencial solar en Honduras. Informe Bloque 2: Análisis 2018 124 V. Supuestos técnicos, económicos y legales clave 5.1 Requerimientos de reserva E. Los métodos actuales colocan márgenes de reserva simétricos hacia arriba y hacia abajo sin considerar Al determinar el requerimiento de reserva en funciona- las diferencias causadas por las diferentes probabi- miento, los supuestos se refieren tanto a la metodología lidades de pérdida de generación versus pérdida de de evaluación de datos como a los datos propiamente carga, o rampas ascendentes/descendentes de carga dichos. A continuación los supuestos metodológicos bá- o inyección de VRE. Una mayor diferenciación habría sicos se enumeran antes de que los supuestos relativos hecho la evaluación de datos y el cálculo de reservas a los datos se analicen con más detalle. más complejo, y puede ser considerado para un fu- turo estudio. 5.1.1 Supuestos metodológicos F. Las fluctuaciones de la demanda/VRE pueden ocurrir El método de cálculo de reservas desarrollado en al mismo tiempo, por lo que su suma debe ser con- este estudio se centra exclusivamente en la reserva siderada en el cálculo del requerimiento de reserva secundaria en el marco de tiempo de 10 minutos. Se resultante. hicieron las siguientes suposiciones con respecto a la metodología: G. La pérdida de generación es lo suficientemente in- usual que la probabilidad de que esto ocurra al mis- A. La reserva secundaria1 se utiliza para cubrir los cam- mo tiempo que la demanda más alta o fluctuaciones bios de balance de potencia dentro de un marco de de VRE se pueden despreciar, por lo tanto utilizar el tiempo de varios minutos (las fluctuaciones de la de- valor más alto de los dos componentes (contingen- manda e inyección de VRE) así como para sustituir la cia y fluctuación) es apropiado cuando se combina la reserva primaria después de su activación para que reserva resultante debido a las pérdidas de las unida- esté disponible de nuevo. des de generación con los requerimientos basados en la fluctuación. B. Se supone que la reserva primaria en el SER está lo suficientemente disponible para cubrir cualquier inte- H. La reserva secundaria solo es necesaria para el equi- rrupción de un generador individual. Se espera que librio nacional. No hay necesidades de equilibrio cau- otras fluctuaciones de balance de potencia dentro del sadas por o entregadas por o para los países vecinos. marco de tiempo de activación de reserva primaria (segundos) sean bajas. I. El escalamiento de las series de tiempo de carga de 2014 y 2015 con factores fijos basados en el creci- C. Al calcular los componentes de requerimientos de re- miento esperado de la demanda proporcionará es- serva causados por las fluctuaciones de VRE y carga, timaciones de series de tiempo adecuados para el el cuantil 95% derivado de cada uno de los datos de 2016. medición es suficiente. 5.1.2 Pérdida de potencia debido a un corte de D. La subdivisión de los datos de medición en interva- la unidad de generación los de 10 minutos proporcionará buenos datos para el análisis de requerimientos de reserva secundaria. La reserva primaria disponible de todo el sistema inter- El uso de intervalos de 10 minutos con fronteras fijas conectado tiene que ser suficiente para cubrir la mayor de intervalos de tiempo se supone que es una simpli- pérdida de generación, por lo general el generador indi- ficación aceptable. vidual más grande. Este tipo de reserva no debe propor- cionarse a nivel local, pero dentro de todo el sistema in- terconectado, en este caso el SER. Sin embargo, debe 125 Informe Bloque 2: Análisis 2018 ser sustituida por la reserva secundaria dentro de un da en caso de una pérdida del generador. La cantidad plazo determinado para que esté disponible de nuevo, y de reserva que debe ser despachada para cubrir estas esto debe ocurrir según la normativa vigente del RMER fluctuaciones se calcula teniendo en cuenta la probabi- hecho en el país en el que ocurrió la contingencia. Por lidad de fluctuaciones de diferentes tamaños a partir de lo tanto, cada país conectado al SER debe tener teóri- diferentes fuentes en diferentes puntos en el tiempo. camente suficiente reserva secundaria disponible para Por lo tanto es necesario dividir los datos de las series cubrir la pérdida de su generador más grande. de tiempo previstas en intervalos de los que las propie- dades estadísticas de las distribuciones de probabilidad En la Tabla 5-1 se presenta una selección de grandes se puedan derivar. Esta división de los datos de series unidades de generación en Honduras. El parque eóli- de tiempo asume la siguiente clasificación: co Cerro de Hula tiene la mayor capacidad. Las cuatro unidades del Cajón, cada uno de ellos con una capaci- 1. Estacional: Se establecieron tres categorías estacio- dad de 75 MW, desempeñan un papel esencial en el nales: seca, lluviosa y la estación intermedia. La esta- suministro de potencia de reserva en Honduras y son ción intermedia se incluyó debido a que la transición altamente fiables según la información de la ENEE. La de seco a temporada de lluvias y viceversa es suave pérdida de una de estas unidades se considera actual- y por lo tanto no se pueden clasificar en una de la es- mente una contingencia extrema que no debe ser in- tación seca y lluviosa. Los siguientes meses fueron mediatamente cubierta por reservas secundarias. Las asignados a las estaciones: dos unidades de Becosa son alimentadas por carbón y »» Estación seca: diciembre, enero, febrero, marzo; previstas para estar conectadas todo el día en un futu- »» Estación intermedia: abril, mayo, octubre, noviembre; ro próximo (03/01/2016). La Planta de Energía Ecológica »» Estación lluviosa junio, julio, agosto, septiembre. (The Green Power Plant) entrará en funcionamiento en un futuro próximo (03/01/2016). Será alimentada por bio- 2. Diaria: La demanda y PV tienen patrones diarios fia- masa y despachará las 24 h. bles que fueron considerados con la ayuda de las ca- tegorías diurnas. La inyección de energía eólica no Para la mayor pérdida de una unidad de generación con- sigue un patrón diario con la suficiente fiabilidad para vencional que tiene que ser cubierta por la reserva, se una clasificación basada en la hora del día. considera una unidad de Becosa (40 MW). Para el aná- lisis de sensibilidad, el efecto de considerar el parque 3. Nivel de potencia: Al considerar la demanda media o eólico Cerro de Hula como el caso de la mayor pérdida generación media de una fuente dada durante un in- es investigado adicionalmente, para el propósito de este tervalo de tiempo, las propiedades estadísticas de las estudio, siempre asumido con su potencia nominal. desviaciones observadas de estos valores promedio (las fluctuaciones) pueden correlacionarse con el va- lor absoluto de la media. Por ejemplo, las fluctuacio- 5.1.3 Clasificación de los datos de inyección y nes de energía eólica esperadas son probablemente demanda mayores en un día con el pronóstico de potencia eóli- ca media o alta que en un día con pronóstico de baja La reserva secundaria debe ser capaz de hacer frente potencia eólica. a los problemas de equilibrio de potencia causadas por las fluctuaciones de la demanda y la generación de VRE, La división de un conjunto limitado de datos de series además de la sustitución de la reserva primaria activa- de tiempo disponibles de acuerdo con todas estas cate- gorías, significa que algunas combinaciones de catego- rías pueden no contener suficientes observaciones de Potencia nominal Unidad de generación por unidad [MW] Tipo una derivación significativa de propiedades estadísticas. Por ejemplo, no había datos disponibles de inyección de Cerro de Hula 124 Eólica PV para la estación seca. Cajón I-IV 75 Hydro Becosa I, II 40 Carbón La incertidumbre tiene que ser tenida en cuenta tan- Green Power Plant 43 Biomasa to debido a la incertidumbre del pronóstico de potencia (especialmente para VRE), así como debido a la posibili- Tabla 5-1: Unidades grandes de generación individuales selecciona- das en el sistema eléctrico de Honduras. dad de baja calidad de datos debido al número limitado Informe Bloque 2: Análisis 2018 126 de observaciones, o a la limitada aplicabilidad de los da- »» Noche: 18:00-06:00, tos extrapolados, para algunas categorías. »» Amanecer/atardecer: 06:00-08:00 y 16:00-18:00, »» Día: 08:00-16:00. 5.1.4 Clasificación de datos basada a la hora del día 5.1.5 Clasificación del nivel de potencia Para la clasificación de la demanda nacional, una mues- Además de la clasificación temporal, la demanda y la tra de días con respecto a las diferencias de las fluctua- inyección de energía solar y eólica se clasificaron en gru- ciones de la demanda dentro de intervalos de 10 mi- pos que representan a la parte de la demanda/inyección nutos durante el día fue analizada (ver Figura 5-1). Los considerada, en su valor máximo (potencia nominal y lapsos de tiempo con niveles de fluctuación similares se demanda pico). Esta clasificación considera la expecta- agruparon en una categoría. La demanda nacional fue tiva de que las fluctuaciones de la inyección de energía dividida en cuatro categorías durante el día: eólica y solar son bajas para la inyección baja y alta, pero altas para la inyección media. »» 00:00-05:00, »» 05:00-17:00, En las turbinas de viento, este comportamiento se debe »» 17:00-19:00, a la correlación no lineal entre la velocidad del viento y la »» 19:00-00:00. potencia de salida. De la curva típica de potencia eólica representada en la Figura 5-4, se puede observar que Para la comparación, la Figura 5-2 muestra la demanda la correlación entre la velocidad del viento y la potencia nacional para cada día del año 2014 y 2015, junto con las generada de una turbina eólica puede ser dividida en categorías de la hora del día elegidas. cuatro secciones: Para bajas velocidades de viento, la potencia de salida es cero. Para velocidades del viento La típica inyección de PV durante un día soleado se re- superiores a una determinada velocidad de corte, existe presenta en la Figura 5-3. Las altas pendientes se pro- una correlación positiva entre la velocidad del viento y ducen durante el amanecer y el atardecer mientras que la inyección de energía eólica, hasta que se alcanza la la cantidad de inyección de PV es de alrededor de la potencia nominal de salida. Para velocidades del viento mitad de su valor máximo, y el gradiente de la inyección superiores a la velocidad nominal de salida, la potencia es comparativamente bajo durante las horas de baja (no- de salida sigue siendo la misma hasta que se alcanza la che) y alta inyección. Por lo tanto, tres categorías de día velocidad de desconexión. Las variaciones de la veloci- se determinaron para PV (ver Figura 5-3): dad del viento que sólo conducen a las fluctuaciones de la energía generada por las velocidades del viento entre Figura 5-1: Las fluctuaciones de la demanda nacional y las cuatro categorías del día. 127 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 5-2: La demanda nacional de cada día en 2014 y 2015 y las cuatro categorías del día. Figura 5-3: Categorías del día utilizadas para la inyección de PV, junto con el último el 2015-06-18. Figura 5-4: Curva de potencia eólica típica2. Informe Bloque 2: Análisis 2018 128 la velocidad de corte y la velocidad de salida nominal, y de turbinas de viento puede realizar un control delta o cuando la velocidad del viento es superior a la velocidad inercia emulada, que los ayudaría a reaccionar en cam- de desconexión. bios de frecuencia. En ambos modelos están presentes las habilidades de control de potencias reactivas. Una Para PV, las mayores fluctuaciones se pueden esperar evaluación de los parámetros dados en los archivos di- en los niveles de potencia media durante el día, signifi- námicos de exportación de PSS/E v32 con respecto al cando esto que la unidad PV se encuentra en el proceso control de la potencia reactiva indican VARFLG y VLTFLG de escalamiento o de decrecimiento a medida que el para WT3E1 y VARFLG, PFAFLG y PQFLAG para WT4E1 sol sale o se pone, o que el cielo está parcialmente cu- como relevantes para el comportamiento del contro- bierto, induciendo la fluctuación de inyección a través de lador. Sin embargo los modelos están parametrizados movimientos de las nubes. para no formar parte del control de potencia reactiva di- námica. El modelo de Honduras no incluye controlador Cada uno de los datos de la demanda, la inyección de de PV específico como PVEU1 o PVGU1. Sin embargo, energía eólica y solar fueron agrupados por separado en se requiere que todas las plantas de energía PV utilicen cinco categorías equidistantes. Las categorías abarcan una caída de potencia reactiva característica del 12 %. la gama desde el valor mínimo (0 para la inyección de Esta característica cambia la salida de potencia reacti- energía eólica y solar, y la demanda mínima para la car- va de la planta de energía FV durante las desviaciones ga) al valor máximo (potencia nominal para la inyección de voltaje del voltaje nominal. Durante las simulaciones de energía eólica y solar, y demanda pico para la carga). transitorias, la salida de potencia reactiva de las centra- les PV ubicadas en Honduras se ajusta mediante un mo- 5.2 Análisis de estabilidad transitoria delo de simulación dinámica que utiliza la característica que se muestra en la Figura 5-5. Como ejemplo, la reac- ción de una planta de energía PV durante un corto-circui- 5.2.1 Ajustes del modelo to se muestra en la Figura 5-6. La planta de energía PV soporta la tensión al proveer potencia reactiva durante la En primer lugar, se investigó el modelo de América Cen- falla, limitando con ello la reducción de voltaje espacial. tral tal como fue entregado por la ENEE en cuanto a sus modelos dinámicos asociados. Se esperaba la pérdida El modelo entregado por la ENEE para el 2018, consis- de algunos datos en relación con las plantas de energía te solo en Honduras. Las interconexiones a Nicaragua, solar y eólica, ya que los datos dinámicos tenían que ser Guatemala y El Salvador han sido modeladas como gene- importados de PSS / E v32. PowerFactory no incluye los radores concentrados y tuvieron que ser adaptados por modelos de aerogeneradores genéricos descritos en el la agregación con el fin de proporcionar una estimación PSS / E V34, mientras el mismo PSS / E v32 no incluye del comportamiento dinámico. La agregación se llevó a los modelos genéricos de plantas de energía solar. Por cabo mirando el modelo 2016 para cada uno de los esce- lo tanto, se investigaron los parámetros más importan- narios de 2016. Honduras posee cuatro interconexiones tes que describen la reacción del controlador de plantas con sus países vecinos, que tienen que estar equipados de energía solar y eólica a los cambios de frecuencia y con un modelo y los parámetros específicos. En primer voltaje. lugar, estas pueden dividirse en dos conexiones con el oeste (Guatemala y El Salvador) y dos conexiones al este El modelo de Honduras utiliza los modelos WT3E1 y (Nicaragua), proporcionando una medida de diferencia- WT4E2 del PSS / E V34, lo cual no se podría transfe- ción para la agregación. Esto permite la definición de dos rir en PowerFactory. Los modelos WT3E1 y WT4E2 son áreas agregadas, de aquí en adelante abreviadas como modelos genéricos de la parte eléctrica de las turbinas “oeste“ y “este“ . En segundo lugar, las áreas individua- de viento Type III y Type IV3 respectivamente. Ambos ti- les se han separado mediante coeficientes para dividir pos se basan en el control inversor y por eso dependen su contribución. Los coeficientes dados en la Tabla 5-2 casi completamente de los controles asociados para las han sido calculados mediante la comparación de las ca- salidas de potencia activa y reactiva. La inyección de pacidades de línea instaladas en 2018 y se han ajustado, energía eólica y la radiación solar se asumen constantes examinando las transferencias calculadas en 2016. durante las simulaciones de estabilidad transitoria, debi- do al corto período de tiempo del período investigado en el intervalo de segundos. Ninguno de los dos modelos 129 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 5-5: Caída de potencia reactiva PV característica utilizada en Honduras. Figura 5-6: Reacción del modelo PV durante cortocircuitos. Los dos parámetros de generadores, constante de cada área fue calculada por escenario y asignada a los tiempo de inercia H y la potencia aparente nominal Sgn generadores correspondientes. Se supuso una potencia tuvieron que ser ajustados para cada uno de los trece reactiva constante calculada a partir del flujo de carga a escenarios de 2018. Ambos parámetros permiten una ser proporcionada por las interconexiones durante todas respuesta inercial refinada del sistema de energía de las simulaciones transitorias, debido al efecto local de la Centroamérica. La potencia nominal aparente de cada regulación de voltaje. Se implementaron controladores generador conectado en cada área fue resumido y asig- mediante la búsqueda de el tipo de modelo más alto nado a cada interconexión utilizando los coeficientes aplicado, lo que resulta en el uso de la representación de la Tabla 5-2. La constante de tiempo de inercia de HYGOV (Modelo Estándar Controlador de la Hidroturbi- Informe Bloque 2: Análisis 2018 130 Interconexión Coeficiente de potencia activa para el despacho de generación. Los modelos de control dinámico tenían que ser capaces de oeste 1710 PAN 230KV 0.7 operar dentro de los límites máximo y mínimo aplicados oeste 28181 15S 230KV 0.3 de potencia activa. Dado que algunos de los modelos este 4402 SAN 230KV 0.6 no eran capaces de operar dentro de estos límites, se este 4403 LEN 230KV 0.4 tuvieron que hacer ajustes basados en la experiencia. Tabla 5-2: Coeficientes de agregación de interconexión Honduras 2018. Los parámetros dinámicos importados del modelo se han conservado lo más fielmente posible, con el fin na) de la planta de energía hidroeléctrica en la mayoría de reducir al mínimo las modificaciones absuerdas del de los casos, excepto para el área del oeste durante los modelo. La potencia nominal de la turbina no fue dada escenarios 01, 02, 07 y 08. Todos estos escenarios no en los archivos de modelos dinámicos de PSS/E v32 y tienen una conexión hacia México y el Oeste ha sido actúa como interfaz entre el generador y el modelo de modelado utilizando el controlador de la turbina de vapor control. Por lo tanto, este parámetro se consideró que IEEEG1. era un atributo explotable. Se supuso que el límite de salida superior del modelo regulador coincide con el La potencia activa disponible es estimada mediante la límite operacional de la potencia activa de los genera- utilización de 3 % de la energía despachada de 2016 dores superiores, para evitar dejar un margen dinámico como reserva primaria. Esta reserva primaria del 3 % se para qué las plantas de energía completamente des- calcula como el 5% del espacio libre de los generadores pachadas contribuyan a una reserva primaria durante participando, resultando en un agregado, que puede au- eventos de pérdida de generación. El único parámetro mentar su salida hasta en un 5 % de la potencia nominal importado, que tuvo que ser ajustado en algunos mo- de la turbina. Esta suposición se hizo para estimar la delos, fue el límite operacional inferior de la turbina. Se respuesta del regulador con la mayor precisión posible. calculó un nuevo límite inferior de modelo basado en el Los parámetros del regulador se tomaron mediante el índice de turbina calculado anteriormente y comparado cálculo de la media de la mayoría de los valores clave con el parámetro importado. El límite fue alineado con el como por ejemplo el tiempo de partida del agua Tw del límite operacional de potencia activo más bajo usando el controlador HYGOV y el ajuste de los límites para adap- límite calculado, si el parámetro calculado era menor al tarse al 5 % de cambio requerido de potencia activa. parámetro importado. 5.2.2 Ajustes de parámetros Con el fin de validar la situación de estado estacionario después de aplicar todos los cambios, los trece escena- Para las plantas de energía restantes equipadas con rios fueron simulados por cuatro segundos sin imponer generadores síncronos, se llevó a cabo una revisión de ningún evento. los parámetros del generador, exigiendo pequeños cam- bios al modelo: »» Todas las características de saturación de los gene- 1 A lo largo del documento el término reserva secundaria es utilizado para indicar la Reserva Rodante Operativa (RRO). el término reserva radores síncronos fueron posible mediante el inter- primaria es utilizado para indicar la Reserva Rodante Regulante cambio de SG10 y SG12, si SG12 era más pequeño (RRR). que SG10. 2 http://www.wind-power-program.com/turbine_characteristics.htm »» Los generadores de centrales hidroeléctricas (2016-02-05) 16009_6, 16009_7 , 16010_8, 16010_9, 16011_10 y 3 Type III se refiere a todas las turbinas equipadas con un generador doble de inyección. Type IV se refiere a todas las máquinas conver- 16011_11 (todos en Guatemala) tenían su potencia soroas. nominal aparente reducida de 100 MVA a 4,26 MVA para estar en línea con su potencia activa nominal de 3,45 MW. Todas las simulaciones dinámicas se basaron en los es- tudios de flujo de carga descrita en la sección 7 .4. Los trece escenarios generados sirven como la condición inicial de partida y se utilizan los límites operacionales 131 Informe Bloque 2: Análisis 2018 VI. Opinión sobre los criterios regionales de calidad, seguridad y desempeño estableci- dos en el RMER 6.1 Límites de voltaje durante el funcio- y aisalmiento de grandes áreas de red. Los problemas deben resolverse lo más rápido posible. namiento normal El voltaje en el sistema de transmisión (definido como 6.3 Provisión de potencia de reserva los niveles de voltaje entre 69 kV y 400 kV) debe man- tenerse dentro de un rango entre 0,95 p.u. y 1,05 p.u. En el RMER la CRIE requiere que cada país proporcio- durante el funcionamiento normal. En comparación con ne un cierto porcentaje de su generación total como los sistemas de energía europeos, que por lo general reservas (3 % para la reserva primaria, 2 – 7 % para permiten de 0.90 a 1.10 p.u., este criterio es bastante la reserva secundaria, dependiendo del país.) Esto no estricto, pero razonable teniendo en cuenta la falta de tiene en cuenta las desviaciones de planificación en los control de voltaje en las áreas de menor voltaje y el pro- sistemas de energía no integrados y las fluctuaciones medio de caída de tensión más alto, ya que se utilizan de VRE, que pueden afectar la demanda de reserva in- líneas más largas y voltajes más bajos. dependientemente de la magnitud de la carga. Para los sistemas de energía integrados verticalmente, donde el despacho se puede ajustar en cualquier momento, este 6.2 Criterios de seguridad enfoque es suficiente, pero para un mercado de electri- cidad libre, especialmente con altas participaciones de El sistema centroamericano sigue un programa de VRE, la provisión de reserva debe evaluarse teniendo emergencia de tres pasos. en cuenta algo más que la carga y debe por lo tanto manejarse de manera más flexible y re-evaluado con fre- Todos los sistemas dentro del RMER deben ser plena- cuencia. Adicionalmente, las medidas alternativas para mente (n-1) seguros, lo que significa que la pérdida de reducción de potencia de reserva, especialmente para cualquier activo individual (generador, línea de circuito la reserva secundaria, deben tomarse en consideración, simple, transformador, capacitor en derivación, reactor incluyendo la introducción de un mercado de ajustes en derivación o carga) no debe poner en peligro la esta- o por lo menos un mercado intra diario para cubrir las bilidad del sistema y ningún activo debe ser cargado por desviaciones al programa en períodos de hora o quince encima de su límite térmico continuo. Ninguna carga minutos que de otro modo también tendría que ser cu- debe ser reducida en caso de contingencias individua- bierto por las reservas. les, pero los límites de tensión se amplian de 0,90 a 1.10 p.u. El sistema debe ser restaurado a funcionamiento No a todos los países de América Central se les requiere normal seguro (n-1) dentro de los 30 minutos. cubrir la pérdida de su unidad más grande con reserva primaria, lo que sería muy caro, ya que algunos países En caso de una doble contingencia o la pérdida de una emplean unidades que son muy grandes en relación con barra de conexión, las líneas puede estar temporalmen- el tamaño del sistema de energía. Sin embargo, la reser- te sobrecargadas, y la carga puede ser reducida de for- va primaria activada actualmente debe ser reemplazada ma automática. El sistema debe permanecer estable, por la reserva secundaria local dentro de 15 minutos, aunque en estado de emergencia, y ser restaurado a la que conduce a la alta demanda de reserva secundaria operación de no-emergencia dentro de los 30 minutos. que debe ser suministrada por las unidades rodantes. Compartir (o comerciar) las reservas secundarias po- En contingencias extremas, es decir, la pérdida de corre- drían ayudar a ahorrar costos en crecientes participacio- dores de líneas enteras, subestaciones o centrales eléc- nes de VRE, como la cantidad total de reservas reque- tricas, todas las medidas posibles para que el sistema ridas será inferior a través de efectos de distribución. no colapse están permitidas, incluyendo la desconexión Las empresas de servicios públicos integradas vertical- Informe Bloque 2: Análisis 2018 132 mente en Centroamérica ya son capaces de reemplazar reservas de equilibrio adicionales y una disminución de regulación secundaria a nivel local y equilibrar la carga y las restricciones de reserva establecida en el RMER, generación manualmente, sin embargo, la AMM, y otros permitiendo a los operadores de la red evaluar su propia operadores de la red en futuros sistemas no integrados demanda de reservas necesarias para cubrir las fluctua- debe permitir restablecer el equilibrio local a través de ciones y cortes y mantener el sistema cumpliendo con un mercado de ajustes o mediante el empleo de reserva el CPS2. no rodante terciaria, que no está permitida actualmente. De cualquier manera, el equilibrio local podría ser mane- jado por los generadores no rodantes a un costo mucho 4 La demanda máxima de todo el SER es entre 6 y 7 GW, mientras que algunas áreas de control europeos y norteamericanos superan menor, mientras que las reservas rodantes (primaria y los 10 GW. secundaria) se comparten dentro del SER. En Europa, la reserva primaria es compartida en todo el sistema interconectado, la reserva secundaria es pro- porcionada por el área de control (normalmente un TSO nacional) que causa la desviación, y la reserva no rodan- te y los mercados de ajuste se utilizan para restablecer el equilibrio local. Como las redes nacionales de energía de Centroamérica son mucho más pequeñas (en térmi- nos de carga y capacidad instalada) que las de Europa4, el SER corresponde más a un área de control europea en tamaño, donde se comparten las reservas secunda- rias. Además, las capacidades de reserva secundarias pueden ser objeto de comercio a través de fronteras nacionales en Europa, un enfoque que puede valer la pena considerar en América Central también. Todo intercambio de reservas requiere estudios adicio- nales de la red y la evaluación de los márgenes de re- serva que han de estar a la disposición, especialmente en la línea SIEPAC, así puede aguantar los desequilibrios locales durante más de unos pocos minutos. 6.4 Control de desempeño El desempeño de control local y el balance se evalúa en el RMER utilizando el Estándar de Control del Des- empeño 2 (Control Performance Standard 2, CPS2), tal como fue formulado por NERC. Cada país tiene la obli- gación de mantener su promedio de error de control de área, ACE, por debajo de un determinado valor para cinco de los seis intervalos de tiempo de diez minutos cada hora, y en el futuro será multado por no cumplir. Establecer un estándar de control como el CPS2 es una buena manera de supervisar el control de desempeño, pero a las áreas de equilibrio, en este caso los países, se les debe permitir controlar sus sistemas de manera que sea posible cumplir con esta norma. Esto requiere de una estructura de mercado diferente que incluye un mercado de ajustes o al menos un mercado intra diario, 133 Informe Bloque 2: Análisis 2018 VII. Estudio técnico 7.1 Metodología de cálculo de los Re- tro de toda la zona síncrona. Los sistemas nacionales interconectados por lo tanto no necesariamente tie- querimientos de reserva secundaria nen que cubrir la mayor pérdida posible de genera- ción dentro de su país por sí mismos; por lo tanto el Con el fin de mantener la frecuencia en el sistema dentro intercambio automático de recursos conduce a una de los rangos designados para el funcionamiento normal reducción de costos de la asignación de reserva pri- y con perturbaciones, la carga eléctrica, las pérdidas y la maria dentro de cada país involucrado. inyección de generación deben equilibrarse activamente en todo momento; es decir, cualquier desequilibrio impor- »» Reserva secundaria reemplaza la reserva primaria in- tante debe ser compensado en cuestión de segundos. vocada en el lapso de minutos, de modo que la reser- Este equilibrio se gestiona mediante diferentes mecanis- va primaria esté disponible de nuevo en su magnitud mos en diferentes escalas de tiempo. Dentro del día o original. A diferencia de la reserva primaria, la reserva menores lapsos de tiempo, los mecanismos pertinentes secundaria funciona más a menudo solo dentro de un son despacho de generador y el suministro de reserva. subconjunto de la zona síncrona, con el objetivo de restablecer el equilibrio del sistema eléctrico local y Despacho del generador describe el proceso de asig- los intercambios de energía programados. Por lo tan- nación previa de valores de potencia fijos a los gene- to, los costes de reserva secundaria deben asignarse radores individuales para ciertos intervalos de tiempo, dentro de ese subconjunto, típicamente el sistema basado en el pronóstico de demanda del sistema (y nacional. posiblemente la inyección de VRE), el intercambio de energía programado con los sistemas vecinos, y con »» Otros tipos de reservas alivian la reserva secundaria frecuencia un esquema de minimización de costos de y cubren el intervalo de tiempo restante hasta el ho- mercado. Los intervalos de tiempo más pequeños tí- rizonte de despacho. picamente usados en el proceso de despacho son de una hora o 15 minutos. El proceso de despacho termi- El método de cálculo de reservas desarrollado en este na antes del momento de inyección de potencia; en los estudio se centra exclusivamente en la reserva secun- sistemas de energía integrada verticalmente, como en daria en el marco de tiempo de 10 minutos. La compen- Honduras esto puede ser a corto plazo, por ejemplo, 10 sación de los desequilibrios más allá de este período de minutos por delante en algunas unidades. tiempo, hasta el horizonte de despacho del generador, no es investigada y se deja a los mecanismos de equili- Provisión de reserva implica la asignación de márge- brio y de asignación existentes. nes de potencia disponibles de los generadores, que luego pueden ser utilizados para equilibrar las desvia- Como consecuencia, los posibles cambios en el funcio- ciones entre la generación de energía programada y la namiento del sistema de potencia, como la introducción carga real del sistema y los intercambios. Las reservas de un mercado de despacho o la introducción/mejora de también sirven para equilibrar eventos tales como inte- los sistemas de pronóstico de inyección de VRE, no se rrupciones no planificadas de generadores y otras per- espera que tengan un impacto significativo en la magni- turbaciones. El espacio de tiempo entre el final del des- tud de la reserva requerida calculada. Ninguna de estas pacho y el tiempo real de la generación de energía es medidas es probable que afecte el rango de tiempo de subdividido y cubierto por diferentes tipos de reserva: fluctuación de 10 minutos. Sin embargo, sucesivos tipos de reservas que cubren el intervalo de tiempo restante »» Reserva primaria describe el tipo más rápido de re- hasta el horizonte de despacho, se verían influenciados serva, que se activa en cuestión de segundos, utili- significativamente. zando sistemas de control automático en los genera- dores que responden a los cambios en la frecuencia Dos causas para los requerimientos de reserva se- del sistema. Esto implica directamente que la reser- cundaria se distinguen: por un lado, la reserva prima- va primaria es compartida entre los generadores den- ria debe ser reemplazada a nivel local y, por otra parte, Informe Bloque 2: Análisis 2018 134 las fluctuaciones de la demanda, e inyección de PV y 1. Cálculo de las fluctuaciones máximas dentro de inter- energía eólica tienen que ser equilibradas dentro de los valos de tiempo relevantes 10 minutos. 2. Clasificación de las observaciones 3. Determinación de cuantiles de fluctuación. 7.1.1 Reemplazo de reserva primaria En la escala de tiempo de reserva primaria - segundos a Para cada intervalo de 10 minutos, la magnitud de fluc- un minuto - el desequilibrio causado por la variación en la tuación absoluta se determina como la diferencia entre demanda e inyección de energía eólica y PV es insignifi- el mayor y el menor valor en el intervalo. Esto corres- cante en comparación con un desequilibrio causado por ponde a la altura de la zona sombreada en cada inter- la pérdida del mayor generador. Como se describe en la valo de tiempo. El promedio de 10 minutos también es sección 5.1.2, la contingencia más crítica que tiene que ser calculado; se utiliza más tarde para obtener la magnitud cubierta asciende a 40 MW. Como un análisis de sensi- relativa de fluctuación para la clasificación de fluctuación bilidad, se investiga la pérdida del parque eólico Cerro de basada en el nivel de potencia. Hula, mientras funciona a plena potencia de salida activa. Tanto la media de los diez minutos y las series de tiem- 7.1.2 Reserva secundaria debido a las fluctua- po de fluctuación de inyección de energía eólica y PV, se ciones de la demanda y generación VRE normalizaron a la potencia nominal instalada de las plan- tas de energía eólica y fotovoltaica, respectivamente. La cantidad de reserva secundaria para cubrir una con- Debe tenerse en cuenta que las potencias nominales tingencia es igual a la reserva primaria. La cantidad de varían a medida que más plantas VRE – especialmente reserva secundaria requerida para cubrir las rampas PV - se conectaron durante el tiempo de la medición. máximas de la demanda residual se determina utilizan- Las series de tiempo normalizadas resultantes para la do los siguientes pasos: demanda y el viento cubren el rango de tiempo des- de 2014-01-01 al 2015-12-14, mientras que las series de El procedimiento de cálculo de las fluctuaciones máxi- tiempo PV solo cubren desde 2015-05-24 al 2015-12-15, mas en cada período de diez minutos de la demanda, la todo en intervalos de tiempo de 10 minutos. inyección de energía PV y eólica en las series de tiempo se ilustra en la Figura 7-1. Las observaciones de las series tiempo normalizadas entonces se clasifican en las categorías estacionales, Figura 7-1: Determinación de las magnitudes que fluctúan dentro de intervalos de 10 minutos. 135 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Clasifiación estacional Clasificación diaria Clasificación por nivel de potencia »» Estación seca: Demanda: »» 0%-20% Jan, Feb, Mar »» 00:00-05:00 »» 20%-40% »» Estación húmeda: »» 05:00-17:00 »» 40%-60% Jun, Jul, Aug, Sep »» 17:00-19:00 »» 60%-80% »» Estación intermedia: »» 19:00-24:00 »» 80%-100% Apr, May, Oct, Nov PV: (Porcentajes entre el mínimo y el máxi- »» 00:00-06:00, 18:00-24:00 mo; mínimo es 0 para PV y eólica) »» 06:00-08:00, 16:00-18:00 »» 08:00-16:00 Tabla 7-1: Categorías para la clasificación de fluctuaciones. horas del día y de nivel de potencia. Una visión general verde muestra el cuantil 95% que equivale a un 11,7 de las diferentes categorías de clasificación se muestra % en este caso. Por lo tanto, si un margen de reserva en la Tabla 7-1. Para más información sobre la categori- equivalente al 11,7 % de la capacidad PV instalada está zación por favor consulte la sección 5.1. disponible, las fluctuaciones de la inyección de energía solar PV pueden ser compensadas el 95 % del tiempo. Debido a que la inyección de energía eólica no sigue un patrón diario, no se utilizaron categorías del día para el El cuantil 95 % se determina para cada una de las ca- viento. También hay que señalar que no todas las com- tegorías de los datos de demanda, PV y energía eólica. binaciones de categorías existen, ya que la clasificación Los valores resultantes se enumeran de la Tabla 7-2 a del día se correlaciona con la clasificación de nivel de la Tabla 7-4. Las tablas se utilizan como tablas de con- potencia; por ejemplo, ninguno, excepto la categoría de sulta; por ejemplo, si la demanda de reservas debido nivel de potencia más baja para la inyección de PV pue- a las fluctuaciones de PV debe determinarse para el de ocurrir durante la noche. 25/06/2018 15:00 se tiene que escoger la columna “es- tación húmeda“ - “día“ en la Tabla 7-2. Si la inyección En la Figura 7-2 la clasificación se muestra a modo de de PV está pronosticada que sea alrededor del 50%, la ejemplo para los datos de PV. Como resultado, a las fluc- fila “40 % - 60 %“ es adecuada, pero para la inyección tuaciones de cada intervalo de 10 minutos de medición de PV y energía eólica, el error de pronóstico sebe ser de PV se les puede asignar una estación, un día, y un de tenido en cuenta. La elección de la máxima categoría nivel de potencia. Un intervalo de 10 minutos constituye del nivel de potencia adecuado, “40 % - 60 %“ , y los dos una observación en la categoría que comparten las tres adyacentes, “20 % - 40 %“ y “60 % - 80 %“ en este categorías dentro de la serie de tiempo de PV. caso, permite considerar un error de pronóstico del 20 % de la potencia PV instalada, como mínimo. Debido a Como próximo paso, las observaciones de cada una de que el requerimiento de reserva relativo de la categoría las categorías se analizan con respecto a la distribución de nivel de potencia “60 % - 80 %“ es superior a la de de frecuencia de las fluctuaciones, más precisamente el la categoría nivel de potencia que corresponde al 50 % cuantil 95 %. El término “cuantil 95 %“ significa que el de la inyección (“40 % - 60 %“), se elige el primero. En 95 % de las observaciones se encuentran por debajo de consecuencia, 17 ,9 % de la capacidad PV instalada (562 este valor. El cuantil 95 % de las fluctuaciones se utiliza MW), en este caso 0.179 * 562 MW = 100.6 MW, tiene como la demanda de reserva necesaria para cubrir el 95 que ser mantenido como reserva secundaria para cubrir % de las fluctuaciones que ocurren. el 95 % de las fluctuaciones de la inyección de PV. El mismo enfoque se aplica a las otras categorías y a la En la Figura 7-3 la distribución de frecuencias de las energía eólica (Tabla 7-3). Respecto a la demanda, nin- fluctuaciones de inyección de PV extraída de los datos gún error de pronóstico es considerado y la categoría de proporcionados de 2015 se representa para la categoría nivel de potencia correspondiente a la demanda prevista “estación húmeda, amanecer/atardecer, inyección entre se elige directamente. el 20 % -40 % de la potencia nominal“ . La línea de color Informe Bloque 2: Análisis 2018 136 PV Seca Húmeda Intermedia Noche Día Amanecer/Ocaso 0%-20% 20%-40% 40%-60% 60%-80% 80%-100% Figura 7-2: Descripción general de la categorización de los datos de PV. Los valores porcentuales en la última fila se refieren a la inyección como parte de la potencia nominal. Figura 7-3: Distribución de frecuencias de las fluctuaciones de la inyección de PV dividida por la capacidad instalada durante la estación hú- meda y el amanecer/atardecer. La inyección promedio es de entre 20% y 40% de la capacidad instalada. La línea de color verde muestra el cuantil 95%. 137 Informe Bloque 2: Análisis 2018 En la Tabla 7-2 se enumeran los requerimientos de re- MW de capacidad instalada que las fluctuaciones de PV. servas para compensar las fluctuaciones de la inyección Por lo tanto, en términos de los requerimientos de re- de PV. Los requerimientos de reservas para la estación serva secundaria, se debe preferir la energía eólica a PV. seca no se dan, ya que no se dispuso de mediciones de inyección de PV durante la estación seca. Para obtener La reserva requerida para compensar las fluctuaciones resultados válidos durante todo un año, los cálculos se de carga se puede derivar de la Tabla 7-4 eligiendo la deben volver a realizarse una vez que los datos de me- columna y fila apropiada. Por ejemplo, si la reserva re- dición de inyección de PV para la estación seca estén querida debido a las fluctuaciones de carga el 10 de di- disponibles. La demanda de reservas debido a las fluc- ciembre a las 20:00 debe determinarse, seleccionar la tuaciones de PV es más alta durante el día que durante columna “estación seca - 19:00-00:00“ es correcto. Las el amanecer y el atardecer y obviamente cero durante la filas corresponden a las clases de nivel de potencia di- noche. Como era de esperar, los requerimientos de re- vidiendo el rango de mínimo a carga pico en cinco cate- serva en las categorías de inyección media (20 % -40 %, gorías. Por lo tanto, la categoría de nivel de potencia “60 40 % y 60 % y el 60 % -80 %) son mayores que en las % -80 %“ significa que la demanda es entre categorías de inyección altas y bajas. El requerimiento máximo de reservas está en la categoría “estación inter- (demanda mínima + (demanda pico-demanda mínima) * 0.6) y (demanda mínima + (demanda pico-demanda mínima) * 0.8). media, día, y 20 % -40 % de potencia de salida dividida por la capacidad PV instalada”. En consecuencia, la demanda de reservas debido a las La reserva requerida para compensar las fluctuaciones fluctuaciones de carga en las categoría de tiempo “es- de inyección de energía eólica que figuran en la Tabla 7-3 tación seca“ y “19:00-00:00“ y la categoría de nivel de varía de 5 % a 10 % de la capacidad eólica instalada. Las potencia “60 %-80 %“ equivale a un 2,3 % de la de- diferencias entre las estaciones son bajas. Como se es- manda pico. Teniendo en cuenta todas las categorías, la pera (ver sección 5.1.5) la demanda de reservas es más demanda de reserva debido a las fluctuaciones de carga alta para la inyección media. La demanda de reservas varía de 1 % a 5 % de la carga pico. Las variaciones por MW de energía solar PV instalada es significativa- estacionales de la reserva secundaria requerida debido mente más alta que la demanda de reservas por MW a las fluctuaciones de la demanda son pequeñas. En de energía eólica instalada. Esto implica que las fluctua- cada estación, la demanda de reservas entre las 17:00- ciones del viento son significativamente más bajos por 19:00 asciende a aproximadamente 4 %, mientras que Inyección de PV Estación intermedia Estación húmeda Nivel de potencia Noche amanecer/atardecer día Noche amanecer/atardecer día 0 % - 20 % 0.1% 6.6 % 15.2% 0.2 % 6.0 % 7.4% 20 % - 40 % 9.8 % 23.3% 10.6 % 15.0% 40 % - 60 % 9.0 % 19.7% 11.2 % 16.8% 60 % - 80 % 4.8 % 14.7% 5.0 % 17.9% 80 % - 100 % 9.0% 14.8% Tabla 7-2: Los requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de PV en porcentaje de la capacidad PV instalada. Inyección de energía eólica Estación seca Estación intermedia Estación húmeda 0 % - 20 % 5.3 % 4.8 % 5.4 % 20 % - 40 % 9.4 % 8.4 % 9.9 % 40 % - 60 % 10.1 % 9.4 % 10.2 % 60 % - 80 % 7.6 % 7.9 % 8.2 % 80 % - 100 % 6.8 % 6.4 % 6.3 % Tabla 7-3: Los requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de energía eólica en porcentaje de la capacidad eólica instalada. Informe Bloque 2: Análisis 2018 138 Demanda Estación seca Estación intermedia Estación húmeda 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 00:00- 05:00- 17:00- 19:00- 05:00 17:00 19:00 00:00 05:00 17:00 19:00 00:00 05:00 17:00 19:00 00:00 0 % - 20 % 1.3% 1.8% (1.2%)5 1.6% 1.2% 1.7% (1.0%)5 1.3% 0.9% 1.4% (7.5%)5 (4.0%)5 20 % - 40 % 1.5% 2.1% 3.3% 2.1% 1.2% 1.9% 3.5% 1.8% 1.2% 2.0% 3.5% 1.6% 40 % - 60 % 1.9% 2.1% 4.4% 2.4% 1.4% 2.1% 4.2% 2.1% 1.7% 2.2% 3.6% 2.1% 60 % - 80 % 2.2% 4.8% 2.3% 2.2% 4.1% 2.2% 2.3% 4.1% 2.3% 80 % - 100 % 2.3% 3.9% 2.3% 2.3% 3.6% 2.2% 2.3% 3.8% 2.2% Tabla 7-4: Los requerimientos de reserva para compensar fluctuaciones de la demanda en porcentaje de la carga pico. Las categorías de nivel de potencia (primera columna de la izquierda) representa la carga en porcentaje de la diferencia entre la carga mínima y máxima. es de alrededor de 2 % durante otras horas del día. Los 2. SEGURIDAD REDUCIDA: la adición de los reque- bajos requerimientos de reserva corresponden a horas rimientos de reserva absoluta debido a las fluctua- con poca carga (por ejemplo, 22:00-6:00) y altos reque- ciones de la demanda, y el máximo de los requeri- rimientos de reserva coinciden con las horas de mayor mientos de reservas absoluta debido a la inyección demanda (por ejemplo, 17:00-19:00). de energía solar PV y eólica. Rfluc= Ppeak demand rdemand + max (Pn,wind rwind, Pn,PV rPV ) 7.1.3 Requerimiento total de reserva secundaria En el caso base se supone que las fluctuaciones máxi- mas pueden ocurrir simultáneamente con una frecuen- Con requerimientos de reserva individuales estable- cia relevante. El uso de la suma como la demanda ab- cidos por la pérdida de unidades generadoras y las soluta de reserva para fluctuaciones de la carga residual fluctuaciones de la demanda e inyección de VRE ahora da como resultado un nivel de seguridad mucho mayor determinados, estos resultados separados deben com- que el 95% como se deduce de la consideración aislada binarse para determinar los requerimientos totales de de la demanda, e inyección de energía solar PV y eólica. reserva secundaria para un intervalo de tiempo dado. Porque si la fluctuación de la demanda o la inyección de El primer paso en este proceso es elegir la categoría energía eólica o solar es mayor que el cuartil 95%, en la apropiada para el intervalo de tiempo. mayoría de los casos la fluctuación de los otros dos será menor que el respectivo cuartil 95%. En consecuen- Las categorías estacionales y diurnas pueden ser identi- cia, la reserva general será suficiente, incluso si uno ficadas a partir del tiempo estimado y la cantidad de de- de los tres tipos de fluctuaciones es mayor que el co- manda, e inyección de energía solar PV y eólica en base rrespondiente al requerimiento de reserva basado en el al pronóstico del tiempo considerado. Para la inyección cuantil 95%. de energía solar PV y eólica, el error de pronóstico tam- bién debe ser tenido en cuenta. Los requerimientos de El caso de seguridad reducida permite un requerimiento reservas relativos para la energía eólica y PV, rwind y de reserva secundaria inferior, en el supuesto de que el rPV, son luego multiplicados por las capacidades insta- máximo del cuantil 95% de las fluctuaciones de inyec- ladas, Pn,wind y Pn, PV; y las fluctuaciones de la de- ción de energía PV y eólica y el cuantil 95% de las fluc- manda relativa, rdemand, luego se multiplican por la de- tuaciones de la carga es suficiente la mayor parte del manda pico, Ppeak demand. Se consideran dos formas tiempo para cubrir las fluctuaciones de la demanda, e de agregación de las tres magnitudes resultantes de inyección de energía eólica y fotovoltaica resultando en fluctuación absoluta a la demanda absoluta de reserva un nivel de seguridad más bajo como en el caso base. debido a las fluctuaciones de la carga residual, Rfluc: 1. CASO BASE: Sumando los requerimientos de reser- Para la combinación del requerimiento de reserva se- va secundaria absoluta debido a las fluctuaciones de cundaria debido a las fluctuaciones, con el requerimien- demanda, e inyección de energía eólica y solar PV; to de pérdida de generación para la determinación del requerimiento final de reserva secundaria, se supone Rfluc= Ppeak demand rdemand + Pn,wind rwind + Pn,PV rPV que el evento de contingencia considerado y las fluc- 139 Informe Bloque 2: Análisis 2018 tuaciones máximas no se producen simultáneamente energía eólica, se utilizaron datos de 2015 y la brecha (fi- con cualquier probabilidad relevante. La demanda final nales de diciembre) se llenó con datos de 2014 del mis- de reserva secundaria, Rsec, es el máximo de la reserva mo período. La inyección de energía solar PV se amplió debido a las fluctuaciones de la demanda residual y la para todo el año 2015 mediante la copia de los lapsos reserva requerida para compensar eventos de contin- de tiempo que faltan (enero, febrero, marzo y finales gencia, Rll. de diciembre) de los períodos de tiempo adyacentes. El Rsec= max (R fluc,R ll) escalado de las series de tiempo normalizadas de la de- manda, e inyección de energía eólica y PV a la demanda pico en 2016/2018 y las capacidades de energía eólica 7.2 Requerimientos de reserva secun- y PV instaladas (ver Tabla 7-5), según corresponda, se daria para el 2016 y 2018 obtienen las series de tiempo de 2016 y 2018 para la demanda, y la inyección de energía eólica y PV6. En esta sección, se presentan los requerimientos de reservas secundarias calculados para el 2016 y 2018 Sin embargo, el requerimiento de reserva relativa se de- utilizando el método descrito en la sección 7 .1. La pre- termina utilizando los datos de la demanda normalizada, paración de los datos de entrada requeridos, series de e inyección de energía eólica y PV de cada hora del año tiempo de la demanda, y la inyección de energía eólica y las tablas de consulta (Tabla 7-2, Tabla 7-3 y la Tabla y PV para los años considerados, se describe en la sec- 7-4). Para ejemplos numéricos por favor refiérase a la ción 7 .2.1. La reserva secundaria requerida comprende sección 7 .1.2. Dado que la demanda de reservas para dos factores: Por un lado, la reserva primaria, que es inyección de PV durante la estación seca no se pudo activada debido a una pérdida de potencia en Honduras, determinar debido a los datos faltantes, los valores de debe ser reemplazada; por otro lado, las fluctuaciones la estación intermedia de la Tabla 7-2 fueron utilizados. de la demanda y la inyección de energía eólica y PV tie- nen que ser equilibradas. Los requerimientos reservas Para escalar los requerimientos de reservas relativos a secundarias debido a estos factores se presentan en 2016/2018, estos se multiplican por la demanda pico y la sección 7 .2.2 y 7 .2.3, respectivamente. Los requeri- la capacidad eólica y PV instalada en el año 2016/2018, mientos totales de reservas secundarias debido a las según sea apropiado, lo que resulta en el valor absoluto pérdidas de generación y las fluctuaciones se describen de la demanda de reservas. Los valores figuran en la en la sección 7 .2.4. Tabla 7-5 (ver también Tabla 10-2). 2016 2018 7.2.1 Preparación de los datos de entrada Demanda pico 1,553 MW 1,680.4 MW Para aplicar la nueva metodología de cálculo de la reser- Capacidad eólica instalada 220 MW 232 MW va al año 2016 y 2018, se necesita la siguiente informa- Capacidad PV instalada 514 MW 562 MW ción adicional: Tabla 7-5: Valores utilizados de la demanda pico y la capacidad eólica 1. La pérdida máxima esperada de generación, para la cual y PV instalada. la reserva primaria debe ser reemplazada localmente; 2. Series temporales de la demanda, generación eólica, 7.2.2 Reemplazo de reserva primaria (Pérdida y el pronóstico de generación PV para todo el año de generación) 2016 y 2018. La Figura 7-4 muestra la reserva secundaria necesaria Para la pérdida de generación (reemplazo de reserva pri- para reemplazar en forma local la reserva primaria. Con maria), se asumen relevantes a las plantas descritas en la metodología propuesta, la reserva secundaria reque- la sección 5.1.2. De los datos de series de tiempo re- rida para reemplazar la reserva primaria asciende a 40 queridos, para la demanda y la inyección de energía eó- MW a lo largo de los años 2016 y 2018, ya que Becosa lica, los datos desde 01/01/2014 al 14/12/2015 estaban se considera como la contingencia determinante (ver disponibles. Dichas series de tiempo se normalizaron a sección 5.1.2). Como sensibilidad, se muestra la capaci- la demanda pico y a la capacidad eólica y PV instalada, dad instalada del parque eólico Cerro de Hula. Además, según sea apropiado. Para la demanda y la inyección de la Figura 7-4 representa la cantidad de reserva primaria Informe Bloque 2: Análisis 2018 140 de conformidad con la metodología utilizada actualmen- rra de conexión, y se debe considerar la administración te por la ENEE, el 3% del total de generación programa- de energía activa para evitar altas pérdidas instantáneas da en Honduras7, para ambos años 2016 y 2018. de generación durante los períodos de fuertes vientos. La reserva primaria de conformidad con la metodología 7.2.3 Las reservas secundarias para las fluctua- utilizada actualmente por la ENEE es el 85% del tiempo ciones de potencia en 2016 inferior a 40 MW en 2016, y en 2018 las reservas prima- rias provistas son el 67% del tiempo menores a 40 MW. La Figura 7-5 y la Figura 7-6 muestran las reservas se- Por lo tanto, las reservas primarias de Honduras no son cundarias requeridas para compensar las fluctuaciones suficientes la mayor parte del tiempo durante el funcio- de carga, viento y PV para los años 2016 y 2018, res- namiento aislado, pero la conexión de Honduras al SER pectivamente. Más ejemplos se pueden encontrar en permite compartir las reservas primarias en toda la zona el Anexo 12.2. síncrona. Las reservas primarias regionales que son, como mínimo, alrededor de 120 MW, son suficientes Debido a que los requerimientos de reserva para ambos para cubrir incluso las grandes pérdidas de generación. años se calculan en base a los mismos datos de entrada (ver sección 7.1.3) y con las mismas tablas de consulta En el caso de que Cerro de Hula caiga mientras se in- de reservas (Tabla 7-2, Tabla 7-3 y Tabla 7-4), los reque- yecta su potencia nominal en la red, por causa de un rimientos de reserva solo se diferencian debido a las fuerte corte de viento por ejemplo, la pérdida de 124 diferencias en los picos de demanda y las capacidades MW de generación debe ser cubierta por la reserva pri- eólica y PV instaladas (ver Tabla 7-5). Cabe señalar que, maria en la zona síncrona. Una pérdida de generación de como se ha mencionado, no existen datos de inyección este tamaño se considera como una contingencia extre- de PV desde enero a marzo. Por lo tanto, los datos de la ma y, por tanto, las reservas secundarias de Honduras estación intermedia se utilizaron para la estación seca. no tienen que reemplazar esta cantidad de reserva pri- maria por sí solas. Sin embargo, se deben realizar más La reserva requerida para compensar las fluctuaciones investigaciones acerca de las ventajas y desventajas de de la demanda es entre 14 MW y 74 MW en 2016 y en- conectar parques eólicos de este tamaño a una sola ba- tre 15 MW y 81 MW en 2018. Para el viento, oscila entre Figura 7-4: Reservas secundarias necesarias para reemplazar las reservas primarias a nivel local debido a cortes de las grandes unidades de generación, en comparación con la reserva secundaria actualmente despachada. 141 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 7-5: Requerimiento de reserva secundaria en el año 2016 debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV, respectivamente. 17 MW y 22 MW en 2016 y entre 18  MW y 24  MW respectivamente. En las figuras, los siguientes casos en 2018. La reserva para PV es insignificante durante (como se describe en la sección 7 .1.3) para el requeri- la noche, pero alta durante el día (92 MW-120 MW en miento de reserva debido a las fluctuaciones de la carga 2016 y 100  MW-131  MW en 2018). Durante el día, la residual (la demanda, y la inyección de energía eólica y inyección de PV tiene la mayor participación en la re- PV) se distinguen: serva para fluctuaciones de la carga residual debido a la gran cantidad de capacidad PV instalada en Hondu- »» Caso base: El requerimiento de reserva debido a las ras. Hay una diferencia significativa en la reserva máxi- fluctuaciones de la carga residual se determina como ma para PV entre las diferentes estaciones: en la esta- la suma de la demanda de reservas debido a la de- ción húmeda asciende a alrededor de 92 MW, en otras manda, e inyección de energía eólica y PV. ocasiones, es de alrededor de 120 MW. Tal paso no es realista, ya que los patrones de demanda no cambian »» Caso de seguridad reducida: El requerimiento de bruscamente. Una clasificación anual utilizando todos reserva debido a las fluctuaciones de la carga residual los meses como una categoría, suavizaría los requeri- es la suma del requerimiento de reserva debido a las mientos de reservas, pero necesita un tiempo de me- fluctuaciones de la demanda y el máximo del reque- dición más largo con el fin de garantizar que se tienen rimiento de reserva debido a la inyección de energía suficientes observaciones por categoría para un análisis eólica y PV. estadístico significativo. Para mostrar el impacto de VRE, se muestra otro caso 7.2.4 Requerimientos totales de reserva se- (solo como referencia): cundaria »» Sin VRE: Solo se considera el requerimiento de re- El requerimiento total de reservas se determina me- serva debido a las fluctuaciones de la demanda. diante la combinación de las reservas para las fluctua- ciones con la pérdida de generación (40 MW); de acuer- A modo de comparación, la potencia nominal del parque do a la sección 7.1.3, el máximo de ambos se utiliza y se eólico Cerro de Hula también se muestra en la Figura muestra en la Figura 7-7 y Figura 7-8 para 2016 y 2018, 7-7 y Figura 7-8. Además, se representa el requerimien- Informe Bloque 2: Análisis 2018 142 Figura 7-6: Requerimiento de reserva secundaria en el año 2018 debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV, respectivamente. to de reserva secundaria de acuerdo a la metodología máximas de la demanda pueden ser cubiertas el 95% utilizada actualmente por la ENEE (5% de la generación del tiempo (2016 y 2018). programada7). La inyección de VRE resulta en un fuerte aumento de En el caso base, la requerimiento de reserva secundaria los requerimientos de reservas secundarias totales, que oscila entre 40 MW y 177 MW en 2016 y entre 40 MW superan en parte la potencia nominal del Cerro de Hula y 193 MW en 2018. En ambos años el porcentaje máxi- (124 MW). Por lo tanto, la metodología actual de la ENEE mo es del 24 % de la generación programada. En el de provisión de reserva secundaria sólo sería suficiente segundo caso, la aceptación del sistema de seguridad (asumiendo una cobertura requerida de 95% del tiem- reducida permite la reducción de la demanda máxima po) si no hubiera plantas VRE instaladas en Honduras. de reserva secundaria por alrededor de 22 MW y 156 Una falta de reserva secundaria causa la necesidad de MW en 2016 y 170 MW en 2018. intervenciones manuales, como reducciones de carga o generación, con el fin de mantener el sistema en fun- Teniendo en cuenta solo las fluctuaciones de la deman- cionamiento. En la sección 11, se dan recomendaciones da y la contingencia de Becosa, el requerimiento de re- sobre las maneras de disminuir el requerimiento de re- serva secundaria es de entre 40 MW y 74 MW en 2016 serva secundaria. y entre 40 MW y 80 MW en 2018. Esto está en el rango de la reserva secundaria de acuerdo a la metodología 7.2.5 Impacto potencial de las nuevas tecnolo- utilizada actualmente por la ENEE (31  MW-77  MW en gías sobre los resultados 2016 y 33 MW-83 MW en 2018). Como ya se ha demostrado por el impacto de tener en En 2016, las reservas secundarias en Honduras de cuenta diferentes tamaños de plantas de energía para la acuerdo con la metodología utilizada actualmente por la pérdida de generación, ciertas decisiones estratégicas ENEE son suficientes el 95% del tiempo para cubrir la influyen en la cantidad calculada de reserva secundaria. pérdida de una unidad de generación de la magnitud de De manera similar, las nuevas posibilidades técnicas, Becosa (40 MW). En 2018, las reservas secundarias pro- como el almacenamiento influirán en como se proveen vistas pueden cubrir el 98% del tiempo una pérdida de las reservas en el futuro. Algunos ejemplos de los cál- generación de 40 MW, ya que la las reservas secunda- culos se han realizado para proporcionar una indicación rias crecen con la demanda nacional. Las fluctuaciones de alto nivel de efecto: 143 Informe Bloque 2: Análisis 2018 VRE proporciona reserva – En el caso en que se le re- evaluación de alto nivel, esto es aproximado por simple quiera a la VRE proporcionar una cierta flexibilidad en tér- reducción de la escala de las fluctuaciones de VRE. minos de ajustar su potencia de salida (por ejemplo por medio de la limitación de rampas ascendentes o correr Almacenamiento proporciona reserva – con la dispo- por debajo de la potencia de salida máxima para propor- nibilidad de almacenamiento cada vez más competitiva, cionar reserva), sus fluctuaciones pueden ser limitadas, al menos parte de la capacidad instalada de una unidad lo que disminuye la cantidad de reserva requerida de la de almacenamiento podría estar potencialmente dispo- generación convencional restante. Para los fines de esta nible para reserva secundaria. Suponiendo una porción Figura 7-7: Los requerimientos de reserva secundaria de 2016, para diferentes casos (ver texto) Figura 7-8: Los requerimientos de reserva secundaria de 2018, para diferentes casos (ver texto) Informe Bloque 2: Análisis 2018 144 fija de potencia de almacenamiento, reduciría la canti- lamente por el tamaño de la planta de energía considera- dad de reserva requerida restante. da, y no es influenciada por las nuevas posibilidades. Carga proporciona reserva – algunas demandas con- La Figura 7-9 muestra las curvas de duración de reserva trolables (industriales) pueden a veces retrasar o ade- para estas variantes. El escalón vertical en las curvas de lantar su utilización por períodos de tiempo limitados. acuerdo al nuevo método se debe a la reserva adicional Esta flexibilidad se podría utilizar para reducir las fluc- para PV, la cual es relevante aproxiadamente la mitad tuaciones de potencia de carga inducida. Un enfoque del tiempo. simple para considerar esta posibilidad es reducir las fluctuaciones de carga en un pequeño porcentaje de la 7.3 Efecto de suavizado a través de la carga del sistema. distribución espacial Los resultados de estos ejemplos de cálculos se muestran en la Tabla 7-6 y Figura 7-9 abajo. Como se puede observar, En esta sección se analiza el efecto de la centralización la cantidad mínima de reserva requerida se determina so- de las plantas de VRE en un área pequeña. En la Figura Reserva secundaria para el Base VRE provee Reserva Almacenamiento provee Demanda provee 2016 Reserva Reserva Supuestos Base Fluctuaciones de VRE 4 MW de almacenamiento FluctCarga reducido un reducidas al 70% disponible para reserva 1% por sistema de carga en todo momento momentáneo Promedio 100.9 MW 82.1 MW 97.2 MW 90.1 MW Desviación habitual 50.1 MW 35.9 MW 49.8 MW 47.8 MW Mínimo 40.0 MW 40.0 MW 40.0 MW 40.0 MW 25% (1er Cuantil) 55.0 MW 49.0 MW 51.0 MW 43.4 MW 50% (Mediano) 104.5 MW 85.6 MW 100.5 MW 91.7 MW 75% (3er Cuantil) 152.3 MW 121.8 MW 148.3 MW 139.6 MW Máximo 192.9 MW 146.5 MW 188.9 MW 181.3 MW Tabla 7-6: La sensibilidad de la reserva secundaria calculada para diferentes supuestos técnicos. Las cifras representan la asignación de reserva secundaria requerida restante de generación convencional, significando que las reservas provistas por las nuevas tecnologías no están incluidas en las figuras. Figura 7-9: Sensibilidad de la reserva secundaria calculada a diferentes supuestos técnicos respecto a nuevas tecnologías, con distribución de reservas de acuerdo al método actual de la ENEE a modo de comparación. 145 Informe Bloque 2: Análisis 2018 7-10 se puede observar que casi todas las plantas PV en que resulta en fluctuaciones simultáneas más bajas y, Honduras se encuentran en el sur en un área de 30 km por lo tanto, requisitos de reserva inferiores. x 30 km que es menor que el 1% de la superficie total del país. El resultado directo es una alta correlación de 7.4 Alcance y escenarios de los estu- la alimentación en las plantas PV en esta área. La co- rrelación de todos los datos de medición disponibles se dios de la red en estado estacionario puede ver en la Tabla 7-7. Los valores de baja correlación Los casos de transferencia y escenarios posteriores se muestran en rojo, y los de alta correlación, en verde. acordados en el Informe de Metodología, revisados en coordinación con la ENEE, se muestran en la Tabla Comparando los resultados de la Tabla 7-7 con el mapa 7-7 y Tabla 7-9. Se traducen en los balances de carga mostrado en la Figura 7-10 se destaca que la correlación y generación mostrados en la Tabla 7-10. Los cálculos disminuye significativamente si una planta se coloca de flujo de carga y análisis de contingencia en estado más lejos de las demás. Los mejores ejemplos de una estacionario se llevaron a cabo para todos los escena- alta correlación son Choluteca I y II, así como Cohessa rios, así como los estudios de estabilidad dinámica que y Soposa (marcado con un recuadro verde), que están figuran en la sección 7.6. Las tasas de penetración ins- colocadas directamente una al lado de la otra. Aquí la co- tantánea más altas fueron de 57 ,8 % de la generación rrelación de inyección es muy alta, lo que significa que (y el 81,1 % de la carga, debido a las exportaciones una caída espontánea de inyección de potencia o un au- forzadas) en el escenario 13, y 52.8 % de generación mento repentino son probables que ocurran simultánea- en el escenario 4. Tales valores se manejan de forma mente en ambas plantas, situadas una junto a la otra. rutinaria en los países europeos de alto VRE como Ir- Un buen ejemplo de baja correlación es Pollito (marcado landa o Dinamarca, aunque en diferentes estructuras con un recuadro rojo) que se coloca aproximadamente 350 km de las demás y tiene una correlación bastante de generación, de mercado y de interconexión. baja en comparación con todas las otras plantas de PV que están más cerca entre si. 7.5 Análisis de flujo de carga La correlación de inyección influye directamente en la 7.5.1 Visión general de la metodología potencia de reserva requerida más alta. Con el fin de reducir la potencia de reserva máxima, se sugiere una El análisis de flujo de carga se llevó a cabo para varios mayor distribución espacial de las plantas PV. Por lo tan- escenarios de generación y demanda desarrollados en to los efectos de concurrencia pueden ser reducidos, lo Figura 7-10: Localización de las plantas de energía PV. Informe Bloque 2: Análisis 2018 146 Nacaome II Choluteca I Data corre- Llanos del Enerbasa Marcovia Cholute- Estrellas Cohessa Soposa Fotersa Pollito Mecer 14.07.- 31.12. lation Cinco ca II Sur Marcovia Mecer 0.862 Enerbasa 0.846 0.885 Soposa 0.840 0.877 0.928 Cohessa 0.841 0.877 0.927 0.988 Fotersa 0.801 0.805 0.789 0.798 0.805 Choluteca I 0.807 0.832 0.794 0.804 0.811 0.864 Choluteca II 0.807 0.834 0.795 0.803 0.810 0.870 0.973 Pollito 0.761 0.798 0.842 0.851 0.859 0.740 0.733 0.733 Cinco Estrellas 0.807 0.828 0.813 0.826 0.833 0.865 0.906 0.911 0.734 Nacaome II 0.790 0.814 0.860 0.903 0.911 0.843 0.855 0.859 0.808 0.888 Llanos del Sur 0.833 0.863 0.930 0.907 0.905 0.786 0.787 0.789 0.821 0.807 0.847 Tabla 7-7: Correlación entre los datos medidos de todas las plantas PV disponibles. Transferencias Norte-Sur Desde Hasta MW Demanda mínima (03:00, o 11:00 en un domingo / feriado Guatemala Nicaragua 200 Demanda media (11:00) Guatemala Nicaragua 290 Demanda máxima (19:00) El Salvador Honduras 150 Transferencias Sur-Norte Desde Hasta MW Demanda mínima (03:00, o 11:00 en un domingo / feriado Nicaragua Honduras 150 Demanda media (11:00) Nicaragua Guatemala 210 Demanda máxima (19:00) Nicaragua Guatemala 120 Tabla 7-8: Transferencias de energía a través de Honduras, como se utilizan en los escenarios. Estación seca (Nov-Apr) Estación húmeda (May-Oct) Demanda ENEE+SIEPAC Solar Eólica Solar + Eólica Solar Eólica Solar + Eólica Demanda mínima (3:00 o Sin intercambio 1 138 7 fin de semana a las 11:00) Transferencias Norte-Sur 8 Transferencias Sur-Norte 2 Demanda media Sin intercambio (11:00) Transferencias Norte-Sur 3 4 Transferencias Sur-Norte 9 10 Demanda máxima Sin intercambio (19:00) Transferencias Norte-Sur 5 11 Transferencias Sur-Norte 6 12 Tabla 7-9: Escenarios para los estudios de red. 147 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Escenario Demanda Despacho Eólica Solar Gen Balance Balance Balance Balance HON HON HON HON conv. HON GUA ELS NIC [MW] [MW] [MW] [MW] HON [MW] [MW] [MW] [MW] [MW] 1 847 847 200 0 648 0 0 0 0 2 847 697 200 0 498 -150 0 0 150 Estación seca 3 1,300 1,300 0 498 802 0 290 0 -290 4 1,300 1,300 184 503 613 0 290 0 -290 5 1,596 1,596 200 0 1,397 0 190 0 -190 6 1,596 1,596 200 0 1,397 0 -120 0 120 13 9 847 847 184 503 500 340 0 -150 -190 7 795 795 200 0 596 0 0 0 0 Estación húmeda 8 795 795 200 0 596 0 200 0 -200 9 1,300 1,300 0 498 802 0 -210 0 210 10 1,300 1,300 162 503 635 0 -210 0 210 11 1,543 1,393 200 0 1,194 -150 0 150 0 12 1,543 1,543 200 0 1,344 0 -120 0 120 Tabla 7-10: Detalles de escenarios. coordinación con la ENEE para evaluar la influencia de la una mayor expansión de la red, con líneas consideradas inyección de VRE en las transferencias transfronterizas sobrecargadas si se cargan con más del 100 % de su de potencia con los países vecinos en la carga de líneas límite térmico, y se consideró aceptable el voltaje de la y el voltaje en la red de transmisión de Honduras. Se barra de conexión entre 0,9 p.u. y 1,1 p.u. utilizó DIgSILENT PowerFactory para todos los cálculos, empleando el algoritmo de Newton-Raphson para resol- 7.5.2 Preparación del modelo ver las ecuaciones de flujo de carga de CA no lineales. Para los estudios de flujo de carga y el análisis dinámico A partir de los resultados de los cálculos de flujo de car- del sistema eléctrico de Honduras, el modelo debió ser ga, se determinaron refuerzos de la red necesarios con preparado para los diferentes escenarios que iban a ser el objetivo de resolver los problemas de carga de línea investigados. Para todos los cálculos, se utilizó el mode- y control de voltaje. Solo los problemas en los niveles lo de red de América Central conforme a lo dispuesto de voltaje de 230 kV, 138 kV y 69 kV, que componen la por la ENEE, importado en DIgSILENT PowerFactory red de transmisión de Honduras, fueron abordados, sin de PSS/E v32. Este modelo fue entregado dividido en embargo, en algunos casos fue necesario instalar acti- tres escenarios diferentes para demanda baja, media y vos adicionales en los niveles de tensión subyacentes alta. Sin embargo, para la simulación de diferentes pe- para resolver problemas de la red de transmisión. Según netraciones VRE en los diferentes niveles de la deman- las normas de la ENEE, se consideran las líneas sobre- da y diferentes situaciones de importación, exportación cargadas si están sobrecargadas con más de 80 % de y transferencia de energía, el despacho del generador su límite térmico durante el funcionamiento normal, y tuvo que ser ajustado. Esto se hizo a un nivel de detalle voltajes de barra de conexión entre 0,95 p.u. y 1,05 p.u. considerablemente más alto para la red de Honduras, se consideraron aceptables. con datos sobre el régimen de despacho por orden de mérito de la ENEE y otras limitaciones del generador Además, se realizó un análisis de contingencias en puestas a disposición. Para la red de América Central estado estacionario para todos los escenarios con un restante, un enfoque simplificado fue tomado debido a conjunto de contingencias críticas proporcionadas por la la limitada disponibilidad de datos. ENEE. La sobrecarga de activos y desviaciones de volta- je en los casos de contingencia se resolvieron mediante Informe Bloque 2: Análisis 2018 148 Las unidades de generación dentro de Honduras fueron y las unidades térmicas CEIBA, NIC y Alsthom, en puestas en operación y despachan de acuerdo al orden media y alta demanda únicamente; de mérito proporcionado por la ENEE, respetando todas las limitaciones de generación forzada proporcionadas, Para 2016, esto resultó como el despacho del generador como las unidades que deben mantenerse conectadas mediante la tecnología como se muestra en la Figura para el control de voltaje. Se les dio prioridad de despa- 7-11. Algunas de estas limitaciones no fueron críticas cho a los generadores VRE para generar escenarios con para escenarios con baja inyección de VRE ya que las alta penetración VRE, aunque pueden ser despachados unidades correspondientes serían despachadas por el de forma diferente en el funcionamiento real. Se respe- orden de mérito de todos modos, pero especialmente tan las restricciones de reserva rodante de acuerdo con para los escenarios con alta generación de VRE y baja la información proporcionada por la ENEE: generación convencional, fueron despachados fuera del orden de mérito, aumentando considerablemente la ge- »» Reserva rodante del 5 % de la demanda debe mante- neración forzada convencional, y por lo tanto posible- nerse a disposición en todo momento; mente limitando la penetración de VRE. »» Al menos un 34 % de reserva rodante debe ser asig- Para 2018, se asumió que el orden de mérito permane- nado a la planta de energía hidroeléctrica en El Cajón; ciera casi igual, con las siguientes excepciones. »» Al menos un 9 % de reserva rodante debe ser asigna- »» Algunas restricciones de generación forzada estable- do a la planta de energía hidroeléctrica en Río Lindo; cidas por limitaciones de red, tal como la de ENER- SA, se relajaron a medida que la red se expandía; »» Una capacidad fija de 5 MW cada una se asigna a las centrales térmicas ENERSA y Lufussa III; »» Se asumió que los generadores que utilizan carbón son siempre más económicos que los alimentados »» Una capacidad fija de 1.5 MW se asigna a la estación con derivados del petróleo; de energía hidroeléctrica en La Vegona; Se añadieron algunos nuevos generadores hidroeléctri- »» La capacidad restante se asigna a El Cajón y Río Lindo. cos y geotérmicos y se supone que sean muy bajos en el orden de mérito (generación barata con restriccion- Debido a que no todas las unidades marcadas como mes económicas de generación forzada, ver Tabla 7-11). “generación forzada“ en la lista de generadores fueron en realidad despachadas en los escenarios de baja, me- Para los escenarios de 2016, se utilizó un modelo com- dia y alta demanda entregado por la ENEE, solo aquellas pleto de todo el sistema interconectado de América unidades conectadas en el escenario de baja demanda Central (SER). El despacho fuera de Honduras fue mo- se asumen inicialmente bajo una restricción de gene- delado en base al despacho proporcionado por la ENEE ración forzada. A través de cálculos de flujo de carga para demanda baja, media y máxima. La generación fue en PowerFactory, las siguientes se determinaron como escalada hacia arriba y abajo de acuerdo a las transfe- unidades de especial importancia: rencias en los escenarios basados en cambio lineal en la generación (GSK). El despacho de todas las unidades »» Pequeñas centrales hidroeléctricas en Babilonia, San- operativas del sistema fue ajustado de acuerdo con ta María Real, San Martín y Zacapa para controlar el sus límites operacionales, con los cambios distribuidos voltaje en la red de 69 kV; acorde a su capacidad de realizar rampas ascendentes o descendentes. Los límites operacionales que figuran »» Unidades térmicas en Santa Fe y Lufussa III; en el modelo fueron respetados, no se comprometieron unidades adicionales, ni se desconectaron. Traslados »» Unidades hidroeléctricas Cajón 1 y 2 y Río Lindo 1; desde y hacia Nicaragua se distribuyeron a Nicaragua, Costa Rica y Panamá. Las transferencias desde y hacia »» Unidades hidroeléctricas en Cañaveral, unidades hi- Guatemala fueron asignadas a México, si se superaron droeléctricas Cajon 3 y 4, las unidades hidroeléctricas las capacidades disponibles solo en Guatemala. Río Lindo 2 a 4, la unidad hidroeléctrica Río Blanco, 149 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Nombre de placa Tecnología Capacidad Honduras para contabilizar las importaciones y exporta- [MW] ciones. En caso de múltiples líneas de interconexión de Naranjito Hydro 48.3 conexión de un solo país a Honduras (como en el caso Loma Larga Hydro 25.3 de Nicaragua) o la energía que se esperaba que tome otras vías (como las transferencias de Guatemala hacia Jaremar Biomasa de Palma Biomass 25 el sur, que fluye a través de la línea SIEPAC en El Salva- Africana dor), esto fue modelado en base a los resultados de los Geotérmica Pavana Geothermal 20 flujos en los escenarios de 2016 (véase Tabla 7-12). Geotérmica Azacualpa Geothermal 20 Azacualpita Hydro 19 Caso de transferencia Flujos desde/hasta Honduras Flujos desde y hasta Ni- 60 % desde/hasta NIC via Los Prados Jicaro II Hydro 14.9 caragua, todos los casos 40 % desde/hasta NIC via L627 Jilamito Hydro 14.85 El Salvador exporta a 20 % desde GUA via L629 Honduras o Nicaragua 50 % desde ELS via L640 La Entrada Fase 1 Hydro 14.8 30 % desde ELS via L628 Guano-I Hydro 14.8 Guatemala exporta, baja 40 % desde GUA via L629 demanda 40 % desde ELS via L640 Platanares Geothermal 12 20 % desde ELS via L628 Zompopero Hydro 10 Guatemala exporta, 50 % desde GUA via L629 demanda media 30 % desde ELS via L640 Rio Verde Hydro 8.2 20 % desde ELS via L628 Santa Lucia Hydro 6.1 Guatemala exporta, alta 30 % desde GUA via L629 demanda 50 % desde ELS via L640 Los Planes Fase 2 Hydro 2 20 % desde ELS via L628 Total 255.3 Guatemala importa, 10 % hasta GUA via L629 demanda media 65 % hasta ELS via L640 Tabla 7-11: Nuevos generadores en Honduras entre 2016 y 2018. 25 % hasta ELS via L628 Guatemala importa, alta 30 % hasta GUA via L629 demanda 50 % hasta ELS via L640 Para los cálculos de 2018, se utilizó un modelo más sim- 20 % hasta ELS via L628 plificado, ya que un modelo de red del SER completo en el estado esperado para 2018 no pudo ser proporciona- Tabla 7-12: Flujos de transferencia a través de Honduras para los ca- do. Por lo tanto, un generador ficticio estaba conectado a sos investigados. cada línea de interconexión entre límites geográficos de Figura 7-11: Generación despachada por escenario y por tipo. Informe Bloque 2: Análisis 2018 150 7.5.3 Resultados de flujo de carga San Pedro Sula por una doble línea de 230 kV, pero los últimos 50 km del corredor, están compuestos Los resultados acumulados de todos los escenarios por un solo circuito de 138 kV, lo cual es insuficiente. para el 2016 se muestran de la Figura 7-12 hasta la Figu- Esto también aumenta aún más la escasez de ener- ra 7-17. Los resultados para 2018 fueron muy similares. gía reactiva en la zona norte. »» Solo unas pocas líneas están sobrecargadas en cada »» Las líneas de 230 kV que conectan Pavana, Los Pra- el nivel de voltaje (por ejemplo cargadas con más del dos y Santa Lucía están sobrecargadas en los casos 80 % de su límite térmico); de alto VRE. Casi toda la VRE hondureña está conec- tada a las subestaciones en Los Prados y Santa Lu- »» El voltaje excede 1,05 p.u. en el nivel de 138 kV en cía. Además, estas líneas forman parte de uno de los algunos casos; dos pasillos de El Salvador a Nicaragua y por lo tanto ya están muy cargados en los casos de grandes volú- »» Tensiones inferiores a 0,95 p.u. aparecerán en todos menes de transferencias/comercio en el SER. los niveles de tensión, la red de 69 kV experimenta los problemas más graves. »» Otros problemas se remontan a las condiciones ya existentes, pero son críticos, sin embargo: Los pro- Observando los casos con líneas sobrecargadas y / o vio- blemas de control de voltaje en las redes de 69 kV laciones de límite de voltaje, algunos de estos problemas suministradas por las subestaciones de Santa Fe y son causados principalmente por alta inyección de VRE: Suyapa, que lleva a la sobrecarga de transformadores y bajos voltajes que también causan problemas de »» Hay una escasez de energía reactiva en la red de 138 voltaje en los niveles de voltaje más altos. Las peque- kV en la zona de San Pedro Sula durante la alta deman- ñas centrales eléctricas convencionales conectadas a da y alta inyección de VRE, debido a que los genera- estas redes se encuentran obligadas a la generación dores térmicos locales que proporcionan la capacidad forzada para el control de la tensión, pero igual es in- de control de voltaje son desplazados por la VRE en el suficiente. El voltaje en el alimentador de 69 kV sumi- sur de Honduras. Los casos de carga media con alta nistrando Zamorano, Danlí y Chichicaste es muy bajo, inyección de VRE son especialmente críticos, ya que y el área alrededor de Juticalpa y Catacamas también se despacha solo una parte de los 14 grupos genera- experimenta problemas de tensión baja. dores alimentados con bunker en la central térmica de ENERSA. La alta demanda de potencia reactiva en la »» El final del largo alimentador de 138 kV a lo largo de la zona es luego suministrada por las cuatro unidades hi- costa atlántica, suministrando Bonito Oriental, expe- droeléctricas de El Cajón, cargando los transformado- rimenta grandes oscilaciones de tensión en función res de 230/138 kV, T603 y T604, en la subestación de de la demanda. Los generadores instalados están, o El Progreso hasta en un 114 %, causando problemas demasiado lejos del final del alimentador (Ceiba Tér- de baja tensión en El Progreso y El Cajón. Si ENERSA mica), o son demasiado pequeños (Río Betulia, Ojo no despacha en absoluto (actualmente se encuentra de Agua) para controlar eficazmente el voltaje. en una restricción de generación forzada de 100 MW fuera del orden de mérito en todo momento, pero pue- Las áreas críticas están marcadas en el mapa en la de caer en caso de fallo del equipo), las máquinas en El Figura 7-18. Cajon, Cañaveral y Río Lindo están sobrecargadas de potencia reactiva, el voltaje en El Progreso se reduce Además, las restricciones de control de voltaje aumen- a 0,91 p.u. en el caso más crítico, y T603 y T604 se tan la cantidad de generación forzada convencional a en- cargan hasta en un 150 %. tre 500 y 700 MW, limitando la inyección de VRE, espe- cialmente durante situaciones de baja carga los fines de »» Las líneas de 138 kV de El Progreso a San Pedro Sula semana o días festivos. Esto lleva a la necesidad de una ya están altamente cargadas, pero son sobrecarga- severa restricción de VRE, o exportaciones forzadas de das cuando son utilizadas para el transporte de VRE energía al SER, independientemente del precio de mer- o energía importada del sur de Honduras a San Pedro cado, una situación que también es bastante común en Sula. El sur de Honduras está conectado a la zona de los países europeos de alto VRE, tales como Dinamarca 151 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 7-12: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 230 kV. Figura 7-13: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 138 kV. Figura 7-13: Longitud de km de línea cargados a x% del límite térmico en todos los escenarios, el nivel de 69 kV. Informe Bloque 2: Análisis 2018 152 Figura 7-15: Número de subestaciones con voltaje de x p.u. en todos los escenarios, en el nivel de 230 kV. Figura 7-16: Número de subestaciones con voltaje de x p.u. en todos los escenarios, en el nivel de 138 kV. Figura 7-17: Número de subestaciones con voltaje de x p.i. en todos los escenarios, en el nivel de 69 kV. 153 Informe Bloque 2: Análisis 2018 o Alemania, aunque están mucho mejor interconecta- Cajon, y varios transformadores críticos y cortas líneas dos a sus vecinos. de interconexión. 7.5.4 Determinación de refuerzos de la red ne- Después del corte de una línea o un transformador, el cesarios voltaje tenía que ser mantenido dentro de 0,90 y 1,10 p.u., y por lo general, no se permitió cargar las líneas En base a los resultados del análisis de flujo de carga, con más de 100% de su potencia térmica. los refuerzos de red fueron implementados en el mo- delo de simulación para resolver problemas de voltaje y Para mantener el sistema seguro, se debieron tomar las sobrecarga. Esto se hizo en tres pasos: siguientes medidas en el modelo: 1. La implementación de líneas recientemente construi- »» Leves refuerzos en la red de 138 kV alrededor de das que fueron consideradas como prioridad, en este Choloma / Agua Prieta; caso la doble línea de 230 kV desde San Buenaven- tura a San Pedro Sula y la línea indivdual de 230 kV »» Un número de capacitores y recatores en derivación desde Los Prados a Danlí. en diferentes subestaciones y niveles de voltaje, 2. Refuerzo de las líneas existentes que estaban sobre- principalmente alrededor de Santa Fe / Juticalpa / cargados aún después de que estos proyectos se ha- Catacamas, Danli / Zamorano / Chichicaste, y zonas yan implementado con un circuito adicional cada uno; orientales, San Isidro / Reguleto / Isletas / Bonito. 3. Adición de bancos de capacitores o recatores en de- Especialmente, las contingencias en las líneas entre El rivación a subestaciones, en el caso en que proble- Progreso y la zona de San Pedro Sula / Rio Lindo y entre mas de voltaje persisten después de la implementa- El Progreso y El Cajón fueron críticas sin la nueva línea ción de las líneas prioritarias y reforzamiento de las propuesta doble de 230 kV entre San Buenaventura líneas existentes. y San Pedro Sula, pero los activos ya no son sobrecar- Los resultados de los refuerzos de red basados en el flu- gados en cualquier caso de contingencia para el 2016, jo de carga y análisis de contingencias se muestran en una vez que esta línea está en funcionamiento. detalle en la sección 9.2. La mayoría de los problemas severos en las simulaciones de 2016 ya fueron re- 7.5.6 Generación forzada convencional, reduc- sueltos por la nueva línea propuesta de doble circui- ción y exportaciones forzadas to de 230 kV de San Buenaventura a San Pedro Sula. Actualmente, el sistema de Honduras necesita un míni- Los refuerzos identificados para el 2016 también fue- mo de generación no-VRE (térmica, biomasa e hidráu- ron implementados en las simulaciones de 2018. Con lica) de 500 a 700 MW, dependiendo de la demanda, la excepción del primer paso, el procedimiento para la para el control de voltaje y la reserva rodante. La VRE identificación de nuevos refuerzos de la red de 2018 si- contribuye a la potencia reactiva, sin embargo, la mayor gue siendo la misma como se describió anteriormente. parte de VRE se concentra en el sur de Honduras, lo que significa que se necesita de generación convencional en 7.5.5 Análisis de contingencias y refuerzos adi- otras partes de la red, especialmente aquellas con alta cionales demanda, para el control de voltaje. Para la mayoría de los escenarios investigados, esto no fue un problema, Con el modelo de red reforzada, se condujo un análisis ya que una parte importante de la VRE de Honduras de contingencias en estado estacionario para un conjun- consiste en energía solar PV que solo inyecta durante el to de contingencias previstas por la ENEE como figura día cuando la carga es de moderada a alta. Sin embar- en la Tabla 7-13. En las contingencias críticas se inclu- go, los fines de semana o días festivos, la carga puede yeron las líneas de 138 kV existentes entre El Progreso ser tan baja como 900 MW, dejando solo un margen de y San Pedro Sula / Rio Lindo, que ya fueron identifica- 400 MW de VRE en la parte superior de la generación das como un cuello de botella por el análisis de flujo forzada convencional. Esto puede resultar, para 2016, en de carga en funcionamiento normal, el doble corredor un exceso de generación de hasta 340 MW, según lo de 230 kV entre Agua Caliente y San Buenaventura / El determinado en el Escenario 13, si hay alta inyección Informe Bloque 2: Análisis 2018 154 San Pedro Sula GUA Juticalpa Catacamas El Cajón Chichicaste Suyapa Map Key: 230 kV singles circuit El Zamorano ELS 230 kV double circuit Hydro Thermal 138 kV Agua NIC Substation 69 kV Caliente 39.5 kV Figura 7-18: Mapa simplificado de la red de Honduras con las áreas con los principales problemas marcadas en rojo (líneas sobrecargadas) y en amarillo (problemas de voltaje). La VRE se instala principalmente en el área marcada con un círculo verde, mientras que los principales centros de carga son Tegucigalpa y San Pedro Sula. (Fuente del mapa: http://eccc.uno.edu/honduras.html 2016-02-12) de energía eólica y solar PV, al mismo tiempo, lo cual es cionan potencia de reserva, que en la actualidad no es raro, pero puede suceder. Por lo tanto, las medidas tie- posible con los generadores VRE de Honduras (pero po- nen que ser tomadas, ya sea para reducir la generación dría ser implementado con ciertas modificaciones). forzada convencional, o perder el exceso de potencia por exportación o reducción. La forma más fácil de hacer frente a este problema con- siste en exigir que la VRE reduzca su salida de potencia Las exportaciones de energía son una solución posible, para un determinado número de horas al año. Debido sin embargo, no siempre son factibles, ya que durante a que las situaciones con muy poca carga y plena in- los momentos críticos, la carga también puede ser baja yección de VRE son bastante raras, se espera que la en los países vecinos, lo que lleva a una baja demanda cantidad de energía perdida sea más barata que otras de energía VRE hondureña en el mercado, y en el peor opciones, incluso en el largo plazo. La experiencia de los de los casos causando problemas similares con VRE allí. países europeos muestra que la reducción también pue- (Nicaragua y Guatemala también están expandiendo su de desempeñar un papel significativo en la reducción de participación de VRE). la expansión de red necesaria a un costo comparativa- mente bajo, incluso si los operadores VRE tienen que La generación forzada convencional puede disminuirse ser compensados por la energía perdida. por una cierta cantidad por la re-evaluación de la ne- cesidad real de potencia reactiva y considerando más Para los escenarios de 2018, una combinación de relaja- expansión de la red, incluyendo bancos de capacitores ción de las restricciones de generación forzada y reduc- en derivación para el control de voltaje. Esto puede, sin ción de VRE fue elegida para limitar las exportaciones embargo, dar lugar a problemas de estabilidad, espe- forzadas a alrededor de 70 MW (la cual es, según la cialmente en el caso de inyección de VRE, fluctuaciones ENEE, la cantidad de energía que podría ser vendida), o cortes, ya que la penetración VRE en el escenario 13 con los siguientes resultados: alcanzaría un 81,1% de la carga (2016), lo cual puede requerir cambios significativos en el funcionamiento del »» La expansión de la red que se calculó para 2016 y sistema y la interacción con los países vecinos, com- 2018 reducirá la demanda de potencia reactiva de ge- parable a la situación en Dinamarca, donde las turbinas neración convencional, ya que la red expandida con- eólicas participan en el control de frecuencia y propor- sume menos potencia reactiva, y un mayor número 155 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Tipo de contingencia Código del activo Nivel de Voltaje Subestación A Subestación B Línea L529 138 kV El Progreso B510 Santa Marta B534 Línea L528 138 kV Santa Marta B534 San Pedro Sula B559 Línea L524 138 kV El Progreso B510 Circunvalación B537 Línea L614 230 kV Cerro de Hula B629 Suyapa B612 Línea L609 230 kV San Buenaventura B609 Amarateca B606 Línea L604 230 kV El Cajón B601 El Progreso B603 Línea L608 230 kV El Cajón B601 Amarateca B606 Línea L622 230 kV San Buenaventura B609 El Cajòn B601 Línea L611 230 kV Agua Caliente B625 Toncontín B611 Línea L527 138 kV San Pedro Sula B559 Agua Prieta B556 Línea L514 138 kV Bermejo B507 Merendón B565 Línea L501 138 kV Río Lindo B522 Canaveral B502 Línea L558 138 kV Comayagua B536 Amarateca B542 Línea L552 138 kV Santa Fé B505 Suyapa B515 Línea L503 138 kV Río Lindo B522 El Progreso B510 Transformador T603 230/138 kV El Progreso B604 El Progreso B510 Transformador T611 230/138 kV Suyapa B613 Suyapa B515 Transformador T605 230/138 kV Amarateca B606 Amarateca B541 Tabla 7-13: Lista de contingencias para el análisis en estado estacionario. de compensadores de reactivos serán instalados. Por a las observaciones recibidas y eventos propuestos pre- lo tanto, durante las situaciones de media y alta car- viamente. La lista de cosas a considerar incluye: ga, más plantas de energía convencional (tales como Enersa y algunas unidades de LUFUSSA III) pueden »» Cortocircuito cerca de grandes plantas de energía ser desconectadas de la red. Ninguna restricción eólica y PV será necesaria. »» Investigación de una falla en la zona norte de Honduras »» La única excepción es la carga mínima, alto VRE Es- cenario 13, que de manera realista puede suceder un »» Salida de servicio de la línea L610 (lína de 230 kV par de veces al año durante los días festivos. En este entre Agua Caliente y Toncontín) caso, la generación eólica y solar tiene que ser redu- cida a un 85% de su valor inicial para evitar las expor- »» Salida de servicio de generación de la mayor y la taciones forzadas o problemas de control de voltaje. segunda mayor planta de energía Esto corresponde a que la energía eólica se reduzca a 78 % de su potencia nominal, y la solar a 83 %. En base a las indicaciones que figuran, la Tabla 7-14 pro- porciona una visión general de las seis contingencias 7.6 Cálculos de estabilidad transitoria creadas. Para la primera contingencia, se ha determi- nado la ubicación de las instalaciones de energía eólica y PV para encontrar subestaciones adecuadas en caso 7.6.1 Contingencias de cortocircuito. De acuerdo con la lista proporcionada de generadores, la mayor parte de PV está conectada Cinco diferentes contingencias se han simulado utilizan- a la subestación de Santa Lucía. Esta subestación se do todos los trece escenarios y las dos etapas del sis- encuentra dentro del municipio de Choluteca, en el sur tema (2016 y 2018). Primero, se ha creado una lista de de Honduras. La segunda contingencia se basa en la las zonas y eventos relevantes para investigar en base retroalimentación recibida y desconecta una importante Informe Bloque 2: Análisis 2018 156 línea L524 entre Circunvalación (CIR), El Progreso (PGR) bación. La inestabilidad en la Figura 7-21 es causada por y una localidad denominada “RET” . La tercera y cuarta la salida de servicio de un pequeño generador. contingencia se basan en la discusión con la ENEE en la fase inicial del proyecto. La quinta contingencia se basa El nivel de voltaje durante los fallos de cortocircuito será en una pérdida muy grave de generación debido a la pér- investigado por separado para las contingencias 01, 02 y dida de las dos líneas que conectan la planta de energía 03. Con el fin de cuantificar la reducción de voltaje espa- Lufussa III. Se añadió la sexta contingencia a raíz de una cial causado por el cortocircuito, se calcula un promedio petición específica de la ENEE que evalúa la pérdida de de la tensión en las subestaciones conectadas durante una unidad de la central eléctrica de carbón Becosa. la falta. Un resultado ejemplar de escenario 01 junto con la contingencia 01 se muestra en la Figura 7-19. Un valor 7.6.2 Definición de estabilidad más bajo para la tensión media describe un margen más amplio de la situación de baja tensión, que caracterizan El modelo empleado solo incluye la respuesta inercial una situación de mayor riesgo para todo el sistema. Las y capacidades de reserva primaria debido a los pará- tensiones medias solo deben ser comparadas dentro de metros de control. El modelo pierde validez después la misma contingencia, ya que la selección de la subes- de los tiempos de simulación de más de 60 segundos tación no permite la comparabilidad entre las contingen- después de una perturbación, debido a un modelo de cias. Las siguientes subestaciones se han seleccionado reserva secundaria faltante. La estabilidad del sistema por las diferentes contingencias: de energía se puede clasificar en tres subsecciones di- ferentes (Kundur, et al., 2004): »» Contingencia 01: 3034 PAV B620, 3080 LUV B621, 3301 AGC B624, 3310 PRD B618, 3544 CDH B629, 1. Estabilidad del ángulo del rotor 3553 SLU B637 , 3554 EBI B635, 4407 FNH-230 2. Estabilidad de frecuencia »» Contingencia 02: 3038 PGR B509, 3052 CIR B537, 3. Estabilidad de voltaje 3160 RET 138KV, 3064 GUA B537 , 3098 RLN B521, La estabilidad del sistema de energía se refiere a la vuel- 3108 SMT B534, 3037 BER B507, 3203 SPS B558 ta del sistema a un funcionamiento estable en todas es- tas tres categorías después de una perturbación grave, »» Contingencia 03: 3155 TON B610, 3301 AGC B624, como se describe en las cinco contingencias investiga- 3429 AMT B605, 3034 PAV B620, 3592 AGF B641, das de la Sección 7 .6.1. Con el fin de evaluar la estabili- 29181 F-15SE-NNC, 29182 F-15SE-AGC, 4411 dad, se registraron a lo largo de todas las simulaciones, FHS-230 los ángulos rotóricos de todas las máquinas síncronas respecto de la máquina de referenciatodo, cada voltaje La estabilidad de frecuencia se evaluó considerando las en cada terminal con un voltaje nominal de al menos terminales, las cuales poseen una capacidad de reduc- 69 kV y la frecuencia en cada uno de estas terminales. ción de cargas instaladas y sus límites se establecen El período simulado fue de 10 segundos para eventos cerca de la frecuencia nominal del sistema de energía. de cortocircuito y 20 segundos para eventos de salida Esto incluye las subestaciones en Bella Bista (BVI), La espontánea de servicio de un generador. Si todos los Leona (LLN), La Puerta (LPT) y Lainez (LNZ), las cua- transitorios dentro de aquellos tres valores monitorea- les comienzan a desconectar su carga si la frecuen- dos han decaído o fueron reducidos de forma suficien- cia cae por debajo de 59,3 Hz por más de 40 ms. La te, la estabilidad transitoria del escenario fue evaluada frecuencia mínima medida en estas cuatro terminales como estable. Si una de las máquinas síncronas perdía fue evaluada. su estabilidad del ángulo del rotor por tener una desvia- ción de ángulo mayor que 180 grados con referencia a 7.6.3 Configuración de simulación la máquina principal o todo el sistema se volvía grave- dinámica mente inestable, la estabilidad transitoria del escenario se evaluaba como inestable. La Figura 7-20 muestra una Los estudios de estabilidad transitoria se llevaron a cabo situación estable, sin problemas de estabilidad después empleando la herramienta de simulación DIgSILENT de una gran perturbación del sistema. La Figura 7-21 PowerFactory 15.2.6. Todos los cálculos se realizaron representa una situación inestable después de la pertur- utilizando una simulación RMS equilibrada que consi- 157 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Nro Tipo Nombre Duración Comentario 01 Evento de corto- Santa Lucía (SLU) 100 ms Cortocircuito cerca de grandes plantas de energía eólica y PV circuito 02 Salida de servicio L524 100 ms Corto circuitos de 100ms y reparación de averías por salidas de líneas de una línea infinito 03 Salida de servicio L610 100 ms Corto circuitos de 100ms y reparación de averías por salidas de líneas de una línea infinito 04 Salida de servicio Cajón Infinito Una unidad de El Cajón (max. 75 MW perdidos) de un generador 05 Salida de servicio Lufussa III Infinito La segunda mayor planta de energía (aceite combustible pesado) de un generador L624 / L625 corte completo a través de dos líneas (máx. 284 MW perdidos) 06 Salida de servicio Becosa Infinito Una unidad de Becosa (max 30 MW perdidos) de un generador Tabla 7-14: Contingencias para las simulaciones de estabilidad transitoria. dera la dinámica en electromecánica, el control y los Cabe señalar que dentro de una contingencia única, dispositivos térmicos. Se utiliza una representación de hubo una salida de servicio consistente de los genera- estado estacionario simétrica de la red eléctrica pasiva. dores seleccionados. Esto incluye las siguientes plantas Solo los componentes fundamentales de las tensiones de energía por contingencia para el 2016: y corrientes se tienen en cuenta (DIgSILENT, 2015). La simulación RMS equilibrada ha sido elegida sobre la si- »» Contingencia 01: mulación RMS desequilibrada, ya que solo se investiga- »» Planta de energía de biomasa La Grecia con 7,5 ron las condiciones simétricas. Una simulación EMT uti- MW de potencia nominal lizando valores instantáneos de tensión y corriente para las tres fases se consideró que era demasiado detallado »» Contingencia 02: para el propósito de este estudio. »» Planta de energía de biomasa Green Power Plant Honduras con 43 MW de potencia nominal El tamaño del intervalo de cálculo fue establecido en 1 »» Contingencia 03: ms para capturar todas las constantes de tiempo de los diferentes modelos dinámicos. Todos los datos antes »» Planta de energía hidroeléctrica Río Guineo con mencionados (frecuencia, tensión, y ángulo del rotor) se 1 MW de potencia nominal registraron cada 10 ms para conservar la información re- Una observación similar puede hacerse para el 2018, levante. Los diferentes tipos de contingencias han sido pero ni un solo deslizamiento de polos se produce en impulsados a cero segundos de tiempo de simulación a las contingencias 02 y 03 en 2018. Una visión general través de la activación de eventos. Todas las contingen- de la salida de servicio de los generadores durante la cias de cortocircuitos y salidas de servicio fueron simu- contingencia 01 se da en la Tabla 7-17. ladas por 10 segundos para dar cuenta de los tiempos de respuesta de AVR y PSS, mientras que las contingen- La salida de servicio de los generadores en la contin- cias de pérdida de generación tienen una duración de 20 gencia 01 durante todos los escenarios de 2018 incluye: segundos para factorizar el controlador y la velocidad de conexión de las turbinas. »» Planta de energía de biomasa La Grecia con 7,5 MW de potencia nominal (3573_1) 7.6.4 Resultados de estabilidad transitoria »» Planta de energía de carbón-biomasa La Grecia con 3 Todos los 13 escenarios de 2016 y 2018 se han simu- MW de potencia nominal (3573_2) lado empleando las cinco contingencias seleccionadas como se describe en la Sección 7 .6.1. De acuerdo con »» Planta de energía hidroeléctrica Río Guineo con 1 las definiciones dadas en la Sección 5.2, la estabilidad MW de potencia nominal (3225_1) del ángulo del rotor se ha evaluado en la Sección 7 .6, presentando una visión general de la salida de servicio Todas las plantas de energía antes mencionadas de las espontánea de los generadores. simulaciones de 2016 y 2018 no tenían modelos de si- Informe Bloque 2: Análisis 2018 158 Figura 7-19: Reducción de voltaje espacial resultante durante un cortocircuito en la subestación de Santa Lucía (SLU). mulación dinámica de AVR o control y por lo tanto no Los escenarios de demanda mínima, junto con alta in- han sido capaces de controlar activamente su salida de yección de energía eólica (01, 02, 07 , 08) han demos- potencia activa y reactiva durante la simulación. Estos trado ser los escenarios más importantes durante los resultados deben ser tratados con precaución, debido eventos de cortocircuito. La incorporación de nuevas a la disparidad de información sobre el comportamiento líneas permite una difusión más amplia de reducción dinámico. La expansión de la red ayuda a negar la sali- de voltaje durante un cortocircuito, lo que aumenta la da espontánea de servicio de la central eléctrica de Río importancia de las capacidades de generación de FRT. Guineo. Los escenarios más críticos teniendo en cuenta la estabilidad del ángulo del rotor, son los escenarios La reducción de cargas dentro del sistema de energía de alta inyección de energía eólica 05, 06, 07 y 08, ya de Honduras comienza en 59,3 Hz. Por lo tanto, es in- que son vulnerables durante las contingencias 01, 02 dispensable mantener la frecuencia por encima de este y 03. Este resultado indica la relevancia de las plantas límite. Una visión general del punto más bajo de fre- de energía eólica que contribuyen al soporte de volta- cuencia observada en todos los bornes relevantes (Be- je durante los eventos de cortocircuito. Después de la lla Vista (BVI), La Leona (LN), La Puerta (LPT) y Lainez expansión de la red, solo los escenarios de demanda (LNZ)) se muestra en la Tabla 7-20 y Tabla 7-21. mínima de 07 y 08 permanecen en un riesgo mayor. Los escenarios más estables son el 01, 02, 11 y 12. Como era de esperar, la pérdida de generación de Lu- fussa III (contingencia 05) durante todos los escena- Todos los escenarios de 2016 lidiando con alta inyección rios de demanda mínima, resulta en la frecuencia más de PV, son susceptibles a un cortocircuito en la subes- baja. Ninguna de las simulaciones de 2016 provocó la tación de Santa Lucía (Contingencia 01), mientras que reducción de cargas y el sistema se mantuvo estable durante 2018 casi todos los escenarios tienen una ocu- a lo largo de todos los escenarios y contingencias. Sin rrencia de deslizamiento de polos. embargo, durante 2018 los escenarios de reducción de carga fueron activados en los escenarios 01, 02, 07 y La reducción de voltaje espacial ha sido cuantificada 08. Un ejemplo del comportamiento de la frecuencia se para todos los escenarios que emplean las contingen- muestra en la Figura 7-22. Estos escenarios no tienen cias de cortocircuito como se describe en la Sección una interconexión hacia México y por lo tanto el sistema 7.6. La tensión media resultante por escenario se da en de energía tiene mucho menos inercia y control primario la Tabla 7-18 y Tabla 7-19. disponible. La expansión de la red empleada es benefi- ciosa hacia la estabilidad de frecuencia. 159 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 7-19: Reducción de voltaje espacial resultante durante un cortocircuito en la subestación de Santa Lucía (SLU). Figura 7-19: Reducción de voltaje espacial resultante durante un cortocircuito en la subestación de Santa Lucía (SLU). Informe Bloque 2: Análisis 2018 160 2016 Sin expansión de la red Con expansión de la red Contingencia 01 02 03 04 05 06 01 02 03 04 05 06 Escenario 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 02 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 03 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 04 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 05 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 Escenario 06 0 1 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 Escenario 07 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 Escenario 08 1 1 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 Escenario 09 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 10 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 11 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Escenario 13 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Tabla 7-15: Número de salidas de servicio de generadores por escenario del año 2016 y contingencias. 2018 Sin expansión de la red Con expansión de la red Contingencia 01 02 03 04 05 06 01 02 03 04 05 06 Escenario 01 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 02 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 03 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 04 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 Escenario 05 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 06 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 07 1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 08 1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 09 1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 10 1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 11 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 12 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 Escenario 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Tabla 7-16: Número de salidas de servicio de generadores por escenario del año 2018 y contingencias. Sin expansión de la red Con expansión de la red Escenario 01 sym_3573_1 sym_3573_1 Escenario 02 sym_3573_1 sym_3573_1 Escenario 03 sym_3573_1 sym_3573_1 Escenario 04 sym_3573_1 sym_3573_1 Escenario 05 sym_3573_1, sym_3573_2 sym_3573_1, sym_3573_2 Escenario 06 sym_3573_1, sym_3573_2 sym_3573_1, sym_3573_2 Escenario 07 sym_3573_1 sym_3225_1, sym_3573_1 161 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Escenario 08 sym_3573_1 sym_3225_1, sym_3573_1 Escenario 09 sym_3573_1 sym_3225_1, sym_3573_1 Escenario 10 sym_3573_1 sym_3225_1, sym_3573_1 Escenario 11 sym_3573_1, sym_3573_2 Escenario 12 sym_3573_1, sym_3573_2 Escenario 13 Tabla 7-17: Salida de servicio de los generadores en la contingencia 01 durante todos los escenarios de 2018. 2016 Sin expansión de la Con expansión de 2016 Sin expansión de la Con expansión de red la red red la red Contingencia 01 02 03 01 02 03 Contingencia 04 05 06 04 05 06 Escenario01 0.189 0.250 0.383 0.136 0.263 0.381 Escenario01 59.94 59.69 59.96 59.94 59.69 59.96 Escenario 02 0.188 0.249 0.381 0.131 0.257 0.370 Escenario 02 59.95 59.74 59.97 59.95 59.81 60 Escenario 03 0.213 0.289 0.456 0.155 0.310 0.450 Escenario 03 59.97 59.9 59.99 59.98 59.92 59.99 Escenario 04 0.208 0.288 0.444 0.148 0.305 0.434 Escenario 04 59.98 59.92 59.99 59.99 59.94 59.99 Escenario 05 0.218 0.315 0.440 0.160 0.333 0.440 Escenario 05 59.97 59.9 59.97 59.97 59.9 59.98 Escenario 06 0.217 0.316 0.441 0.160 0.333 0.441 Escenario 06 59.97 59.89 59.97 59.97 59.9 59.98 Escenario 07 0.184 0.235 0.371 0.131 0.249 0.370 Escenario 07 59.92 59.76 59.95 59.92 59.76 59.95 Escenario 08 0.184 0.234 0.370 0.132 0.249 0.368 Escenario 08 59.92 59.77 59.95 59.92 59.78 59.95 Escenario 09 0.205 0.275 0.438 0.152 0.298 0.439 Escenario 09 59.98 59.93 59.99 59.98 59.93 59.99 Escenario 10 0.203 0.270 0.429 0.150 0.295 0.431 Escenario 10 59.98 59.93 59.99 59.98 59.93 59.99 Escenario 11 0.211 0.283 0.434 0.155 0.306 0.434 Escenario 11 59.97 59.92 59.98 59.97 59.92 59.98 Escenario 12 0.216 0.304 0.439 0.159 0.322 0.439 Escenario 12 59.97 59.89 59.98 59.97 59.9 59.98 Escenario 13 0.199 0.252 0.418 0.143 0.269 0.419 Escenario 13 59.95 59.7 59.97 59.95 59.7 59.97 Tabla 7-18: Tensión media de las terminales seleccionadas durante las contingencias de cortocircuito en escenarios de 2016. Tabla 7-20: Frecuencia más baja por escenario de 2016 y contingencia. 2016 Sin expansión de la Con expansión de 2018 Sin expansión de la Con expansión de red la red red la red Contingencia 01 02 03 01 02 03 Contingencia 04 05 06 04 05 06 Escenario01 0.260 0.277 0.502 0.264 0.295 0.500 Escenario01 60 59.1 59.88 60 59.1 59.88 Escenario 02 0.256 0.253 0.498 0.261 0.275 0.496 Escenario 02 60 59.1 59.91 60 59.11 59.89 Escenario 03 0.276 0.308 0.555 0.284 0.333 0.555 Escenario 03 60 59.93 59.99 60 59.93 59.99 Escenario 04 0.267 0.286 0.536 0.273 0.317 0.537 Escenario 04 60 59.97 59.99 60 59.97 59.99 Escenario 05 0.281 0.332 0.545 0.285 0.357 0.543 Escenario 05 59.98 59.9 59.98 59.98 59.9 59.99 Escenario 06 0.281 0.333 0.545 0.285 0.357 0.544 Escenario 06 59.98 59.91 59.98 59.98 59.91 59.99 Escenario 07 0.262 0.272 0.503 0.266 0.295 0.501 Escenario 07 59.81 59.26 59.89 59.81 59.26 59.88 Escenario 08 0.264 0.272 0.506 0.266 0.295 0.500 Escenario 08 59.83 59.11 59.9 59.82 59.28 59.89 Escenario 09 0.275 0.302 0.555 0.283 0.332 0.554 Escenario 09 59.99 59.92 59.99 59.99 59.92 59.99 Escenario 10 0.360 0.284 0.536 0.275 0.319 0.537 Escenario 10 59.99 59.97 59.99 59.99 59.97 59.99 Escenario 11 0.274 0.314 0.538 0.280 0.342 0.536 Escenario 11 59.98 59.93 59.99 59.98 59.93 59.99 Escenario 12 0.281 0.327 0.546 0.285 0.351 0.545 Escenario 12 59.98 59.9 59.98 59.98 59.9 59.99 Escenario 13 0.250 0.237 0.504 0.256 0.261 0.503 Escenario 13 60 59.9 59.94 60 59.9 59.9 Tabla 7-19: Tensión media de las terminales seleccionadas durante las Tabla 7-21: Frecuencia más baja por escenario de 2018 y contingencia. contingencias de cortocircuito en escenarios de 2018. Informe Bloque 2: Análisis 2018 162 7.7 Máxima penetración de VRE Año Penetración max. Capacidad instala- Diferencia eólica da eólica Los resultados de las investigaciones presentados en 2016 1,034 MW 220 MW 814 MW las secciones anteriores muestran que las capacidades 2018 974 MW 232 MW 742 MW actualmente instaladas de VRE ya representan un reto importante para el sistema de energía de Honduras: Tabla 7-23: Máxima penetración eólica sin energía PV y 180 MW de reserva secundaria. »» Las reservas requeridas para un altamente fiable Sin embargo, dado que las necesidades de la capacidad control de frecuencia y balanceo, exceden los niveles fotovoltaica ya superan el límite de 180 MW, realmente de reservas actualmente alocadas, lo que lleva a una no hay espacio para un mayor incremento de capacidad incidencia de cortes de energía comparativamente eólica o PV, en la que ambas se deben considerar. altos. La situación se alivia significativamente si el nivel de re- »» El refuerzo de la red es necesario para aliviar el sis- serva disponible se puede elevar. Esto se indica en las tema de transmisión de la sobrecarga, y los nuevos tablas a continuación, producidos con un límite de regu- activos de compensación de potencia reactiva son lación secundaria supuesta de 300 MW.Las tablas pro- necesarios para mantener la estabilidad del voltaje porcionan una estimación rápida de la cantidad adicional y reducir las limitaciones de generación forzada en de VRE que podría ser posible en base a este supuesto, activos de generación convencionales. para algunas variantes de expansión estratégica: Sin embargo, dependiendo del nivel de financiación eco- Penetración Nuevo PV Total PV Nuevo Total nómica disponible, incluso mayores penetraciones de max Eólico Eólico VRE se pueden lograr. Por ejemplo, actualmente al me- 2016 357 MW 871 MW 0 MW 220 MW nos 180 MW de capacidad de generación podrían ser 2018 278 MW 840 MW 0 MW 232 MW asignados como reserva secundaria. Si este nivel se in- crementa a 300 MW, la restricción basada en la reserva Tabla 7-24: Máxima penetración VRE en una variante de expansión sobre la penetración de VRE se eleva a un nuevo nivel. sólo con nuevos PV. Penetración Nuevo PV Total PV Nuevo Total max Eólico Eólico Para ilustrar esto, la Tabla 7-22 muestra la máxima pe- 2016 0 MW 514 MW 816 MW 1,036 MW netración PV estimada para una reserva secundaria de 180 MW y sin eólica. Solo para PV, la capacidad máxima 2018 0 MW 562 MW 635 MW 867 MW considerada aceptable, esta en realidad por debajo de Tabla 7-25: Máxima penetración VRE en una variante de expansión la capacidad instalada. Levantar el nivel de la reserva es sólo con nueva eólica. necesario incluso para dar cabida al nivel de penetración PV existente (o previsto para 2018). Penetración Nuevo Total PV Nuevo Total max PV eólico eólico Año Penetración max. Capacidad PV Diferencia 2016 250 MW 764 MW 245 MW 465 MW PV instalada 2018 194 MW 756 MW 190 MW 422 MW 2016 453 MW 514 MW -61 MW 2018 426 MW 562 MW -136 MW Tabla 7-26: Máxima penetración de VRE en una variante de expansión con alta participación de energía PV, pero también eólica. Tabla 7-22: Máxima penetración de PV sin energía eólica y 180 MW de reserva secundaria. La situación es muy diferente si sólo se considera la ge- Penetración Nuevo Total PV Nuevo Total max PV eólico eólico neración eólica, como se muestra en la Tabla 7-23. Sólo con eólica, un valor más significativo de capacidad ins- 2016 107 MW 621 MW 571 MW 791 MW talada es posible sin colisionar con el límite de 180 MW 2018 83 MW 645 MW 444 MW 676 MW de reserva secundaria requerida. Tabla 7-27: Máxima penetración de VRE en una variante de expansión con alta participación de energía eólica, pero también PV. 163 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 7-22: Frecuencia del sistema de energía de Honduras después de perder toda la generación de Lufussa III durante el escenario 01. El método de estimación utilizado consiste en: los intercambios son dudosos, los intercambios fueron ignorados y la reserva primaria se supuso como el 3% de la demanda nacional. 1. Aproximar el máximo nivel de reserva requerida de 8 El escenario 13 se añadió a petición de la ENEE, ya que una muy baja carga similar a la situación habitual de la noche, también puede las capacidades instaladas y nivel de carga de las ya aparecer durante el día los domingos o feriados. conocidas VRE, utilizando los máximos factores de 9 Debido a la muy baja demanda y la alta generación forzada para reserva de la Tabla 7-2, Tabla 7-3, y Tabla 7-4; el control de voltaje, la alta inyección de VRE durante este tiempo fuerza las exportaciones a El Salvador y Nicaragua, o una grave 2. Restar el nivel de reservas agregada requerida de la reducción de generación de VRE. Para determinar el impacto de toda capacidad de reserva disponible asumida; la inyección de VRE en la red, las exportaciones fueron asumidas en este estudio, aunque pueden no ser factibles en todo momento. 3. Dividir el margen de capacidad de reserva restante en participaciones para la energía eólica y PV, diferen- tes entre las cuatro variantes de expansión; 4. Calcular las máximas capacidades posibles de VRE adicionales en base a los mismos factores de reserva tal como se utiliza en el paso 1. Todas las variantes de expansión mencionadas anterior- mente también requerirían mayor extensión de la red y refuerzo, así como medidas operativas más allá de lo que se describe en este estudio. 5 Datos extremadamente limitados para esta clase, por lo tanto no se obtuvieron valores estadísticos. 6 El escalado de los datos a los valores de 2016 es el único cambio entre los datos históricos de 2015 y los requerimientos de reservas estimados para el 2016, lo que significa que las diferencias de los días de semana, festividades y año bisiesto son ignorados. 7 La generación programada tiene que ser suficiente para cubrir la demanda nacional y los intercambios. Como posibles pronósticos de Informe Bloque 2: Análisis 2018 164 VIII. Estudio económico En esta sección, se estiman los costos asociados con nerse en cuenta que no todas las extensiones son cau- los refuerzos de la red y las reservas adicionales nece- sadas directamente por la integración de VRE. sarias para integrar las VRE en el sistema eléctrico de Honduras. Los requerimientos de refuerzo de la red se Para la estimación de costos se utilizaron datos, siempre determinaron por análisis, en la sección 7.2, y los reque- que sea posible, del “Plan Indicativo de Expansión Sis- rimientos de reserva se determinaron mediante el aná- tema de Transmisión y Distribución (ENEE2012-2022)” . lisis en la sección 7.1 En el plan de expansión, los costos de los transformado- res no siempre se hacen explícitos, porque son tratados La evaluación del impacto económico de los refuerzos como un componente de una subestación. Cuando la de red requeridos y el aumento en la reserva de capa- única actualización en la subestación es la adición de un cidad se determina mediante estas suposiciones. Por transformador, el costo de la actualización de la subesta- lo tanto, hay que destacar que los números dados en ción se supone que es igual al costo del transformador. esta sección son sólo indicativos para dar una idea de la Sin embargo, en los casos en que no es así, los costos magnitud de los costos reales. los transformadores están basados en suposiciones en el Tabla 8-110. 8.1 Costos de refuerzos de red Debido a estos supuestos los resultados de los costos Se requieren refuerzos de la red para hacer frente a los de refuerzo calculados se resumieron en las siguientes cambios esperados en los flujos de energía causados tablas. Aquí se diferencian entre elementos requeridos por la integración de VRE. Los componentes de la red en el cálculo de 2016 y el cálculo de 2018. de transmisión considerados en el análisis de la sección 7.2 incluyen las líneas de transmisión, los componentes El total estimado requerido para actualizar la red para en las subestaciones como transformadores y barras de integrar la generacion renovable hasta 2018 alcanza casi conexión, así como dispositivos de compensación de los USD 43 millones. potencia reactiva. En total, se espera que los costos de los transformado- En base a los estudios de flujo de carga se identificaron res sean de alrededor de USD 31 millones. refuerzos de la red necesarios para resolver problemas de voltaje y sobrecargas. Estos son flujos de potencia Los problemas de voltaje requieren una instalación de en estado estacionario y voltajes fuera del rango permi- un número sustancial de compensadores de potencia sible. Los componentes de la red (líneas de transmisión, reactiva para acomodar la generación prevista para 2018 transformadores, capacitores de potencia reactiva, etc.) y mantener el voltaje dentro del rango. fueron añadidos de manera que se pudiera resolver las sobrecargas y los problemas de voltaje. Para decidir qué Por último, los costos de los compensadores de po- componente se va a utilizar para resolver el problema, tencia reactiva suman aproximadamente USD 3 millo- se le dió mayor preferencia a los compensadores que a nes. El costo total estimado para líneas de transmisión, las líneas. Esto se debe a que los compensadores son transformadores, y la compensación de potencia reacti- considerablemente más baratos que las líneas. Debe te- va para el escenario 2018 equivale a USD 76,9 milliones. Detalles de los transformadores Relación de kV 230/138 230/69 230/69 230/34.5 138/69 138/34.5 69/34.5 69/13.8 voltaje Potencia MVA 50 70 30 10 30 30 20 20 Fases   3 3 1 3 3 3 3 3 Costo USD/MVA 36,171 32,278 49,944 86,609 42,604 42,398 48,431 45,537 Tabla 8-1: Costos asumidos de transformadores (todos los transformadores convencionales). 165 Informe Bloque 2: Análisis 2018 # Esce- Refuerzo de la red - lí- Voltaje Clasifi- Zona Lon- Costo Costo Comentarios nario neas de transmisión [kV] cación gitud [K USD/ [K USD] [MVA] [km] km] 1 2016 San Buenaventura - 230 100 Norte 51.0 352 17,950 En el plan de expansión San Pedro Sula 2 2016 Circuito adicional en 138 160 Norte 1.1 270 300 Costo estimado basado en la línea la línea de 138 kV de Miraflores-Laínez de 138kV/160M- Choloma – Agua Prieta VA (exp. plan, p.15, tabla 3.18). 3 2016 Nueva línea Los Prados 230 320 Sur 40.0 245 9,800 Alternativa a CDH-ZAM como en el – Danli plan de expansión 4 2016 Circuito adicional en 230 320 Sur 28.8 322 9,287 Refuerzo para mantener las trans- la línea de 230 kV de ferencias regionales en el orden de Agua Caliente - Agua 200MW Fría 5 2018 Circuito adicional en la 230 320 Centro 17.5 322 5,643 línea existente desde Suyapa - Cerro de Hula Suma 42,979 Tabla 8-2: Cálculos de refuerzo de la red - líneas de transmisión. # Esce- Refuerzo de la red - transformadores Voltaje Clasifi- Zona Costo del Costo Comentarios nario [kV] cación transformador [K [MVA] [K USD/MVA] USD] 6 2016 Nuevo transformador y barra de con- 230/69 75 Orien- 32.3 4,033 nexión en Danlí te 7 2016 3 nuevos transformadores 230/138kV y 1 230/138 100 Norte 20,310 En el plan de nuevo transformador 138/34.5kV y nueva y expansión barras de conexión de 230kV en San 138/34,5 Pedro Sula 8 2018 Nuevo transformador de 3 devanados en 138 to 25/25/8.33 Norte 42.6 1,065 Transformador Tela 34 y 13.8 ya estaba allí, se construyó un trans- formador adicional en paralelo 9 2018 Nuevo transformador de 3 devanados en 230 to 60/40/20 Sur 86.6 5,197 Transformador Santa Lucía 34 y 34 ya estaba allí, se construyó un trans- formador adicional en paralelo Suma 30,604 Tabla 8-3: Cálculos de refuerzo de la red - transformadores Informe Bloque 2: Análisis 2018 166 El costo total estimado para los elementos marcados »» ENERSA -5  MW que es el compromiso con “2016” suma USD 62,2 millones. Contractual 8.2 Costos de los requerimientos de »» CAJÓN – Disponibilidad - Despacho de unidad >=RMSA*0.34 reserva »» RÍO LINDO - Disponibilidad - Despacho de uni- 8.2.1 Actual requerimiento de reserva fijo dad >=RMSA*0.09 Hasta ahora, la ENEE gestiona la seguridad del sistema No hay suficiente capacidad de generación para propor- eléctrico de Honduras mediante el manejo de las re- cionar las reservas adicionales de hasta el 24 % (ver servas, como se indica por la reglamentación nacional. sección 7.2.4) con la flota de generación que proporcio- La regulación requiere que el 5% de la demanda esté na actualmente el 5% de las reservas. Esto significa disponible como reserva rodante en todo momento. La que las unidades de generación que normalmente no reserva rodante se utiliza para el control de la frecuencia proporcionan reservas, al igual que las pequeñas plan- primaria y secundaria a través de generadores de con- tas que funcionan con petróleo pesado, deben ponerse trol y el AGC. No todos los generadores en el sistema a disposición (ver Anexo 12.1). Para que estas unidades están equipados con reguladores y AGC. Por lo tanto, sean capaces de proporcionar un control de frecuencia las reservas de 5% se obtienen de los siguientes gene- secundaria, deben estar generando (es decir, girando) y, radores: finalmente, estar equipadas con AGC. »» Control de frecuencia primaria es proporcionado En los enfoques utilizados, se supuso que hasta un 5 % por todos los generadores convencionales (es decir, de la demanda, se proporcionan las reservas de forma hidroeléctricas y térmicas), incluyendo tanto los ge- gratuita, pero las reservas adicionales requeridas por neradores de propiedad privada, como los de propie- encima del 5 %, tienen un costo. Estos costos depen- dad de la ENEE. La cantidad exacta de contribución derán en parte de los acuerdos contractuales que deben de cada generador no se calcula ya que no puede ser ser creados con los generadores existentes. En las dos controlada por la ENEE. La ENEE verifica que haya secciones siguientes se presentan dos enfoques para suficiente reserva primaria en el sistema, garantizan- calcular estos costos. do que los generadores de El Cajón, Cañaveral, Río Lindo, Enersa, Vegona y Lufussa III cubran el mínimo 8.2.2 Aplicando precio promedio de capacidad a 2,5% de la demanda. las reservas dinámicas horarias »» Control de frecuencia secundaria es proporcionado La metodología de cálculo de costo empleada en el pri- por los generadores convencionales que están equi- mer enfoque se basa totalmente en los costes fijos, lo padas con AGC. Hasta ahora, las únicas plantas que que representa un supuesto subyacente de que las po- pueden ser integradas en el AGC y podrán participar sibles inversiones en nuevas unidades están cubiertas. en la reserva secundaria a través de ajustes automá- A continuación se presentan los pasos a seguir: ticos son: Enersa, Lufussa III, ELCOSA, El Cajón, Ca- ñaveral, Río Lindo y Vegona. Las otras plantas men- 1. La reserva requerida en cualquier hora se calcula en cionadas solo pueden ser ajustadas manualmente o la metodología descrita en la sección 7 .1. Cuando por teléfono. Además, las siguientes restricciones se esta supera el 5%, se calcula la cantidad equivalente aplican en relación a la reserva mínima hacia arriba en MW. (RMSA), donde RMSA = 5% de la demanda por hora: 2. El costo de esta reserva adicional se supone equiva- lente al costo fijo medio de la flota de generación »» VEGONA -1.5 MW fijo (2.5 % de 40 MW) que proporciona reservas. »» LUFUSSA-III -5 MW que es el compromiso Con- 3. Los costos fijos mensuales por generador (según el tractual PPA, en base a datos de 2015) se muestran en el Anexo 12.1. 167 Informe Bloque 2: Análisis 2018 # Escenario Refuerzo de la red - Voltaje Clasificación Zona Costo Costo Comentarios Compensadores de [kV] [Mvar] [K USD/ [K potencia reactiva Mvar] USD] 10 2016 El Zamorano (B331) 34.5 2.5 Centro 24 60 En el plan de expansión 11 2016 Danlí (B331) 34.5 1.5 Oriente 24 36 En el plan de expansión 12 2016 Chichicaste (B362) 34.5 4 Centro 24 96 En el plan de expansión 13 2016 Santa Rosa (B332) 34.5 6 Occidente 24 144 En el plan de expansión 14 2016 Las Flores (B434) 69 7 Occidente 20 140 En el plan de expansión 15 2016 Danlí (B331) 34.5 3 Oriente 24 72 Inductiva, adicional al #11 16 2018 Guaimaca (B347) 34.5 5 Oriente 24 120 Inductiva, adicional al #11 17 2018 Isleta (B520) 138 9 Valle del 20 180 Aguán 18 2018 San Isidro (B548) 138 9 Valle del 20 180 Aguán 19 2018 Bonito Oriental (B571) 138 9 Valle del 20 180 Aguán 20 2018 Lainez (B226) 13.8 8 Centro 24 192 21 2018 Suyapa (B418) 69 30 Centro 20 600 22 2018 Santa Fé (B215) 13.8 15 Valle de 24 360 Previene problemas de volta- Aguán je en casos de contingencia 23 2018 Santa Fé (B505) 138 30 Valle de 20 600 Previene problemas de volta- Aguán je en casos de contingencia 24 2018 Elcatex (B255) 13.8 5 Norte 24 120 25 2018 Amarateca (B605) 230 10 Centro 20 200 ** costo supuesto Suma 3,280 **costo supuesto: Costo específico de compensación de 230 kV es igual a la compensación de 138 kV Tabla 8-4: Cálculos de refuerzo de la red - compensadores de potencia reactiva. USD/MW ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT PROMEDIO Costo fijo 52.33 66.49 38.62 11.50 11.04 13.59 20.35 13.21 16.05 17.30 26.05 promedio Tabla 8-5: Costos medios fijos mensuales de la flota de generación. Los requerimientos de reserva por hora que superen el capacidades para la provisión de reserva se extienden. 5 % están por tanto sujetos al costo fijo medio de la Por lo tanto, los costos fijos de operación son constan- flota de generación, que es 26.05 USD / MW (Tabla 8-5). tes, pero el despacho real de generación se desplazaría a los generadores más caros. Un ejemplo del cálculo de costo de reserva por hora se Para calcular el impacto económico de este cambio, se muestra en la Tabla 8-6. El costo de los requerimientos requeriría un modelo de despacho complejo, que sea de reserva que superen el 5% se calculan para cada capaz de calcular un nuevo despacho horario basado hora, cuando sea aplicable. La suma de los costos de en una minimización de costos totales, así como te- reserva por hora para todo el año es el costo total de la niendo en cuenta todas las restricciones. Sin embargo, reserva requerida en el año. este enfoque está fuera del alcance de este estudio. En cambio, se toma un enfoque simplificado basado en 8.2.3 Aplicando costo marginal del sistema un orden de mérito mensual, dejando de lado algunas restricciones que se aplican en la realidad. Este enfoque Una metodología alternativa para el cálculo de costo de se ilustra en la Figura 8-1 para una hora al azar del año reserva se puede aplicar, lo que supone que la reserva y el orden de mérito en enero (en base al costo variable es proporcionada por las unidades existentes, pero sus proporcionado por la ENEE). Informe Bloque 2: Análisis 2018 168 Porcentaje de carga requerida para Reserva requerida superior al Costo de la reserva Marcas de tiempo proporcionar reserva [%] 5% [MW] [USD] 2015-01-01 00:00:00 4.10% 0.00 0.00 2015-01-01 01:00:00 4.50% 0.00 0.00 2015-01-01 02:00:00 5.05% 0.36 9.58 2015-01-01 03:00:00 5.30% 2.08 54.69 2015-01-01 04:00:00 5.54% 3.54 93.01 2015-01-01 05:00:00 7.14% 13.59 357.05 2015-01-01 06:00:00 17.63% 77.20 2,028.82 2015-01-01 07:00:00 16.82% 75.73 1,990.23 2015-01-01 08:00:00 23.77% 130.67 3,433.82 2015-01-01 09:00:00 21.77% 127.46 3,349.53 2015-01-01 10:00:00 23.21% 146.06 3,838.40 2015-01-01 11:00:00 22.44% 144.69 3,802.33 2015-01-01 12:00:00 22.27% 144.37 3,793.83 2015-01-01 13:00:00 23.16% 145.97 3,836.00 2015-01-01 14:00:00 23.83% 146.24 3,843.04 2015-01-01 15:00:00 14.95% 75.36 1,980.47 2015-01-01 16:00:00 15.04% 75.60 1,986.70 2015-01-01 17:00:00 17.61% 106.32 2,794.02 2015-01-01 18:00:00 7.47% 26.63 699.90 2015-01-01 19:00:00 4.80% 0.00 0.00 2015-01-01 20:00:00 5.11% 1.12 29.48 2015-01-01 21:00:00 5.23% 2.09 55.03 2015-01-01 22:00:00 6.45% 11.88 312.32 2015-01-01 23:00:00 5.77% 5.78 151.86 Tabla 8-6: Ejemplo de cálculo del costo de reserva por hora. En este enfoque los requerimientos de reserva fueron de mérito con la lista de costo variable basado en los distribuidos por igual a todas las unidades. La generación nombres de los generadores. Por lo tanto, este enfoque total es calculada teniendo en cuenta el enfoque actual simplificado implica que se descuidan restricciones de (porcentaje fijo de la generación programada) cuando requerimientos operativos. Aún más, como se ha consi- la generación es desplazada por los requerimientos de derado que todas las unidades están proveyendo reser- reserva a unidades más caras. Después de esto, se su- va en la misma proporción, se descuida el hecho de que puso que los requerimientos de reserva dinámica, los en realidad una optimización de despacho sólo llevaría a cuales desplazan el orden de mérito hacia la derecha, unidades de reserva más costosas y las unidades más empleando unidades más costosas para proveer ener- baratas operarían a la máxima capacidad disponible. gía. La diferencia entre los costos de generación del en- Esto significa, que la aproximación sobreestima los cos- foque actual y el enfoque dinámico se supone que son tos de proveer la reserva y por lo tanto indica un límite costos de la provisión de reserva. más alto de los costos de provisión de reservas Otro factor limitante es que el despacho en la ENEE se Los resultados de los cálculos se presentan en la sec- basa en listas de orden de mérito para cada estación, las ción 9.4. cuales no siguen estrictamente el orden de los costos variables, pero muy probablemente representan otras restricciones que el Consultor desconoce. Además, 10 Datos proporcionados a los consultores por un país vecino de Honduras. no fue posible consolidar plenamente listas de orden 169 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 8-1: Ilustración del cambio en el orden de mérito debido a la provisión de reservas adicionales. Informe Bloque 2: Análisis 2018 170 IX. Principales resultados del análisis técnico y económico 9.1 Requerimientos de reservas planes de expansión publicados por la ENEE. El princi- pal refuerzo para los escenarios de 2016 es expandir la Los resultados implican que las reservas en Honduras doble línea de 230 kV, que conecta actualmente Agua son suficientes para cubrir la pérdida de una gran unidad Caliente y San Buenaventura, 50 km hacia el norte para de generación (40 MW o superior) y las fluctuaciones conectar San Pedro Sula (que está actualmente conec- de la demanda la mayor parte del tiempo, pero como tado por líneas de 138 kV). la inyección de energía eólica y PV se concentra en un área relativamente pequeña y por lo tanto experimentan 9.2.1 Refuerzo del área norte fuertes fluctuaciones, la alta participación de VRE resul- ta en un aumento de la demanda de reserva. De acuerdo con los resultados de la simulación de 2016, la máxima prioridad debe establecerse en esta nue- Por lo tanto, teniendo en cuenta las fluctuaciones de va línea de doble circuito de 230 kV de San Buena- VRE adecuadamente, se identifica una demanda de ventura a San Pedro Sula por las siguientes razones: potencia de reserva secundaria que a menudo exce- de la cantidad despachada en la actualidad, que es el 5 »» La sobrecarga de líneas en los circuitos de 138 kV % de la generación total (2016: 30 MW-77 MW, 2018: que conectan San Pedro Sula con El Progreso y El 33 MW-83 MW). La VRE aumenta la demanda de reser- Cajón será resuelta de acuerdo a la simulación; va secundaria mediante la introducción de fluctuaciones adicionales al sistema. Con las capacidades VRE insta- »» La demanda de potencia reactiva en la zona se redu- ladas en 2016 y 2018, un máximo de 22 MW en 2016 ciría, debido a la carga reducida de líneas – en el caso y 24  MW en 2018 de reserva secundaria adicional es más crítico de alta VRE y carga media, la potencia necesario para equilibrar la energía eólica, y un máximo reactiva extraída de El Cajón y Enersa cae de 240 a de 120 MW en 2016 y 131 MW en 2018 adicional que 170 Mvar (30 % menos); se necesita para equilibrar PV. En combinación con las reservas secundarias necesarias para cubrir un corte »» La carga de los transformadores T603 y T604 en El de generador de 40 MW en Honduras, y para cubrir las Progreso se reduciría de un máximo de 114 % hasta fluctuaciones de carga, la cantidad máxima de reservas un máximo del 64 %; secundarias necesarias es de alrededor de 178 MW en 2016 y 193 MW en 2018. Esta es una muy alta cantidad »» Los perfiles de voltaje en la zona norte, especialmen- de reserva secundaria necesaria, por lo tanto, se reco- te en San Pedro Sula y El Progreso serían mejorados, mienda investigar las medidas para reducir la reserva lo que elimina los problemas de bajo voltaje; requerida, tales como mejores sistemas de predicción e instalación de plantas de energía VRE en lugares distan- »» La red no es capaz de soportar de forma segura una tes espacialmente con el fin de beneficiarse del efecto contingencia de los generadores de Enersa sin esta de suavizado espacial. expansión (el voltaje colapsará en Agua Prieta y ge- neradores en Cajón y Río Lindo, así como transfor- madores en El Progreso serán sobrecargados), pero 9.2 Resultados de refuerzo de la red el voltaje se mantendría por encima de 0,90 p.u. (en la mayoría de los casos por encima de 0,95 p.u.) sin Si bien existen problemas bastante graves en la red de sobrecargar en este caso, si es que la nueva línea Honduras durante los momentos de alta inyección de estuviera en funcionamiento: VRE y alta transferencia de flujos dentro del SER, éstos se limitan a unos pocos cuellos de botella y por lo tanto »» La generación forzada de Enersa se puede volver pueden ser resueltos por expansión relativamente limi- a evaluar, esto podría llevar a mayor penetración tada de la red, algunas de las cuales ya se encuentran de VRE. bajo consideración de todos modos de acuerdo con los 171 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Escenario ENERSA Cajón Carga T603 [%] Carga T604 [%] U en El Progreso Q [Mvar] Q [Mvar] (B 604) [p.u.] S04 95.8 101.1 106 104 0.96 S04 con expansión 76.9 64.8 56 55 0.98 S10 96.8 142.8 114 113 0.94 S10 con expansión 75.4 95.9 61 61 0.97 S10 sin ENERSA - 186 11 146 148 0.92 S10 sin ENERSA, con expansión - 160 76 75 0.95 Tabla 9-1: Influencia directa de la nueva línea doble de 230 kV de San Buenaventura a San Pedro Sula (2016). Para los dos escenarios más críticos (S04 - estación instalación de bancos de capacitores en derivación seca, de demanda media, alto VRE; y S10 - estación hú- Santa Fé y Suyapa que son necesarios para control meda, de demanda media, alto VRE) el impacto directo de voltaje de todos modos. de esta línea en la carga y el voltaje en esta zona se muestra en la Tabla 9-1. Las diferencias entre las dos opciones se muestran grá- ficamente en el diagrama de una línea del sur de Hondu- 9.2.2 Refuerzo y mejora de capacidad de volta- ras en la Figura 9-1. Ambas opciones incluyen una barra je de las redes de 69 kV de conexión de 230 kV y un transformador adicional, ya sea en Danlí o Zamorano, y aproximadamente 40 km de Para resolver los problemas de control de voltaje en las la nueva línea de 230 kV. subestaciones de 69 kV en Zamorano, Danlí y Chichi- caste, la ENEE inicialmente propuso una nueva línea de 9.2.3 Refuerzos adicionales y resumen 230 kV que conecta Zamorano con Cerro de Hula, pero también una solución alternativa, en la que una nueva Las líneas y transformadores que figuran en la Tabla 9-2 línea de 230 kV conecta Los Prados con Danlí. Aunque y Tabla 9-3 deben ser reforzadas con un circuito adicio- ambos proyectos no lograron eliminar completamente nal cada una, mientras en la Tabla 9-4 se enumeran los los problemas de voltaje en Chichicaste (donde era ne- nuevos activos que son necesarios para las dos nuevas cesario un capacitor en derivación adicional en las simu- líneas requeridas de 230 kV de Danlí a Los Prados, y de laciones), mejorarían en gran medida la situación en la San Buenaventura a San Pedro Sula. zona. Se recomienda construir la línea desde Los Prados hasta Danlí en lugar de la de Cerro de Hula hasta El Za- Las violaciones de límite de voltaje en los niveles de morano por las siguientes razones: voltaje de 230 kV y 138 kV se resuelven principalmente por la expansión de la red, ya que se reduce la carga de »» El control de voltaje en subestaciones de Danlí y Chi- líneas y por lo tanto se consume menos potencia reac- chicaste se hace más fácil; tiva, lo que conduce a un voltaje más alto. Sin embargo, algunas áreas de la red de 69 kV todavía experimentan »» Al conectar el área de alta carga al área de alta VRE tensiones bajas, tanto durante el funcionamiento nor- alrededor de Los Prados, la red en el área de Santa mal como en casos de contingencia: Lucía se alivia, lo que lleva a una reducción de las expansiones de red necesarias allí; »» La nueva línea de 230 kV a Danlí mejora el perfil de voltaje allí, pero debido a la longitud y la relativamente »» En el aspecto negativo, mediante el cierre de otro alta carga de las líneas de 69 kV a Danlí y Chichicaste, circuito desde Los Prados a Suyapa, la conexión de el voltaje en esas subestaciones cae regularmente Los Prados - Danlí puede conducir a la sobrecarga de por debajo de 0,95 p.u. La instalación de compen- la línea y problemas de voltaje en el área de Suyapa sación de potencia reactiva en Danlí (2016 y 2018) en caso de una contingencia de la línea de 230 kV y El Zamorano (2016) como se indica en el plan de que conecta el Cerro de Hula y Suyapa. Sin embargo, expansión, solo resuelve parcialmente este proble- este problema se resolverá mediante la propuesta de ma, un condensador adicional de 4 Mvar es necesa- Informe Bloque 2: Análisis 2018 172 Figura 9-1: Diferentes opciones para una conexión reforzada del área Zamorano / Danlí. Una gran parte de la capacidad fotovoltaica de Honduras está instalada dentro del círculo amarillo, altas cargas de las líneas marcadas con flechas amarillas. Si se elige la opción 2, esas son aliviadas. Línea Nivel de Voltaje Longitud Capacidad del circuito adicional Año Agua Caliente – Agua Fría L616 230 kV 28.28 km 320 MVA 2016 Choloma – Agua Prieta L525 138 kV 1.11 km 160 MVA 2016 Suyapa – Cerro de Hula L614 230 kV 17.5 km 320 MVA 2018 Tabla 9-2: Refuerzos necesarios en las líneas existentes. Transformador Nivel de Voltaje Capacidad Año Santa Lucía T634, unidad paralela 230/34.5 kV 60 Mvar 2018 Tela T507, unidad paralela 138/34.5/13.8 kV 25 Mvar 2018 Tabla 9-3: Refuerzos necesarios de transformadores. Activo Nivel de voltaje Longitud Capacidad Año Danlí – Los Prados 230 kV 40 km 320 MVA 2016 Barra de conexión en Danlí 230 kV - - 2016 Transformador en Danlí (nueva barra de conexión a B432) 230/69 kV - 75 MVA 2016 Línea de doble circuito San Buenaventura B609 - San Pedro Sula Sur 230 kV 51 km 640 MVA 2016 Barra de conexión en San Pedro Sula 230 kV - - 2016 Transformadores en San Pedro Sula (Nueva barra de conexión a B559) 230/138 kV 3 x 100 MVA 2016 Tabla 9-4: Nuevos activos del Plan de Expansión a los que se debe dar prioridad. 173 Informe Bloque 2: Análisis 2018 rio en Chichicaste para llevar el voltaje por encima configurada actualmente para aumentar la capacidad de 0,95 p.u. de control de voltaje allí, se hace innecesaria. »» El voltaje en la red de 69 kV alrededor de Juticalpa y »» Sin embargo, si se demora la construcción de esta Catacamas es bajo, para 2016 se requiere la instala- línea, son necesarios al menos 30 MVAr de compen- ción de grandes cantidades de capacitores en deri- sación reactiva en el área norte, ver sección 9.2.5. vación en Guaimaca, Santa Fé y Suyapa (adicional al SVS ya existente en Juticalpa). Estos fueron especial- Excepto por los capacitores en derivación adicionales mente críticos para mantener el voltaje en casos de en Chichicaste y Santa Fé, los cuales son estrictamente contingencias de línea, suministrando potencia reac- necesarios, todas las nuevas instalaciones compensa- tiva localmente en vez de transfieriendola desde el doras enlistadas en la Tabla 9-5 están tomadas del plan Cajón o Cañaveral. de expansión según lo publicado por la ENEE. »» La red de 69 kV alrededor de El Nispero es alimen- Estas medidas aliviarán las líneas sobrecargadas y eli- tada por una larga línea desde Cañaveral, causando minarán las violaciones de límite de voltaje en todos los problemas de control de voltaje, especialmente en escenarios, incluyendo los casos de contingencia inves- casos de contingencia de la zona (2016, sin necesi- tigados. Sin embargo, no se eliminará la necesidad de dades adicionales para 2018). Aquellos requieren la control de voltaje por las unidades convencionales, de- implementación de generación forzada en la planta jando a Honduras en la situación de exportaciones de de energía El Níspero y bancos de capacitores en de- energía forzada durante algunos días del año con alta rivación adicionales en Las Flores y Santa Rosa. generación simultánea de energía eólica y solar PV. »» Al contrario a las expectativas iniciales, no hay necesi- 9.2.4 Restricción y condiciones de dad de grandes compensadores en la zona norte. De- generación forzada bido a la nueva línea de 230 kV de San Buenaventura a San Pedro Sula, la demanda de potencia reactiva, Para los escenarios de 2018, una combinación de relaja- la cual era previamente causada por alta carga de lí- ción de las restricciones de generación forzada y reduc- nea, disminuye. En 2018, la restricción de generación ción de VRE fue elegida para limitar las exportaciones forzada en la planta de energía ENERSA, la cual está forzadas a alrededor de 70 MW (la cual es, según la Subestación Nivel de voltaje Capacidad Capacitivo (C) o inductivo (L) Año Danlí B331 34.5 kV 1.5 Mvar C 2016 El Zamorano B331 34.5 kV 2.5 Mvar C 2016 Chichicaste B362 34.5 kV 4 Mvar C 2016 Las Flores B434 69 kV 7 Mvar C 2016 Guaimaca B347 34.5 kV 3 Mvar C 2016 Santa Rosa B332 34.5 kV 6 Mvar C 2016 Isleta B520 138 kV 9 Mvar C 2018 San Isidro B548 138 kV 9 Mvar C 2018 Bonito Oriental B571 138 kV 9 Mvar C 2018 Lainez B226 13.8 kV 8 Mvar C 2018 Amarateca B605 230 kV 10 Mvar C 2018 Suyapa B418 69 kV 30 Mvar C 2018 Santa Fé B215 13.8 kV 15 Mvar C 2018 Santa Fé B505 138 kV 30 Mvar C 2018 Elcatex B255 13.8 kV 5 Mvar C 2018 Danlí B331 34.5 kV 5 Mvar L 2018 Tabla 9-5: Instalaciones SVC necesarias para el control de voltaje en 2016 y 2018. Informe Bloque 2: Análisis 2018 174 ENEE, la cantidad de energía que podría ser vendida), proveyendo las plantas están conectadas) o Bermejo, con los siguientes resultados: para aliviar los transformadores en El Progreso, pro- porcionando la potencia reactiva a nivel local. »» La expansión de la red que se calculó para 2016 y 2018 reducirá la demanda de potencia reactiva de Si los refuerzos de red identificados en este estudio se generación convencional, ya que la red expandida implementan, la instalación de compensación de poten- consume menos potencia reactiva, y un mayor nú- cia reactiva en el norte no es necesaria para la seguridad mero de compensadores de reactivos serán instala- operacional. Las capacidades de control de la tensión en dos. Por lo tanto, durante las situaciones de media la zona son entonces suficientes, ya que hay conexio- y alta carga, más plantas de energía convencional nes redundantes a las plantas que controlan la tensión (tales como Enersa y algunas unidades de Lufus- alrededor de El Progreso. Sin embargo, los compensa- sa III) pueden ser desconectadas de la red. No hay dores reducen un poco la carga de los generadores en restricciones necesarias. El Cajón, lo cual reduce la carga de las líneas y por lo tanto las pérdidas de red. Por lo tanto, la compensación »» La única excepción es la carga mínima, de alta VRE de potencia reactiva en la zona norte no puede conside- Escenario 13, que de manera realista puede ocurrir rarse estrictamente necesaria, pero todavía puede ser un par de veces al año durante los días festivos. En beneficioso para el sistema. este caso, la generación eólica y solar tiene que ser reducida a un 85 % de su valor inicial para evitar las 9.2.6 Opinión sobre la nueva línea de 230 kV exportaciones forzadas o problemas de control de de Santa Lucía – Agua Caliente voltaje. Esto corresponde a que la energía eólica se reduzca hasta 78 % de su potencia nominal, y la Como refuerzo adicional a largo plazo para prevenir la energía solar a 83 %. congestión de la red en el sur de Honduras en crecien- tes participaciones de VRE, la ENEE propone una nue- 9.2.5 Opinión sobre alternativas de solución a va línea de 230 kV desde Santa Lucía a Agua Caliente. corto plazo para la zona norte Esta línea no ha sido identificada como estrictamente necesaria, ya sea para 2016 o 2018, según el análisis Debido a que la escasez de energía reactiva en la zona realizado en este estudio, pero proporciona un grado norte, especialmente en caso de una contingencia o no adicional de redundancia en el área. Sobrecargas en la disponibilidad de ENERSA, ya es un problema en la red línea de Santa Lucia - Agua Caliente sí aparecen en los de Honduras, la ENEE ha propuesto varias soluciones casos de 2018 sin ningún tipo de expansión de red, pero a corto plazo a los problemas para asegurar el sistema este problema se resuelve con la nueva línea de 230 hasta que la nueva línea desde San Buenaventura a San kV desde Los Prados a Danlí (ver sección 9.2.2), la cual Pedro Sula comience a operar. Estos no son considera- proporciona capacidades adicionales que burlan la zona dos en este análisis tecno-económico, ya que el foco de de Santa Lucía, aliviando la línea de Los Prados a tra- este proyecto se encuentra en la expansión óptima de vés de Santa Lucía hacia Agua Caliente. Si esta nueva la red, necesaria para integrar más la VRE. Sin embar- línea no se construye, la línea de 230 kV desde San- go, se encontraron las siguientes medidas para mejorar ta Lucía a Agua Caliente necesita ser reforzada con un los perfiles de voltaje en las subestaciones del norte de circuito adicional. Honduras a corto plazo: Si se espera que las participaciones de VRE aumenten »» La instalación de un nuevo transformador de 230/138 aún más, y si las VRE continuan siendo instaladas en el kV en la subestación de El Progreso. En casos de sur de Honduras, refuerzos en la línea de Santa Lucía – contingencia en el norte, los transformadores T603 y Agua Caliente pueden proporcionar una buena solución T604 se sobrecargan con potencia reactiva transferi- para la integración de VRE- de todos modos, proporcio- da desde El Cajón a San Pedro Sula. nando capacidad adicional. Sin embargo, como se pro- porcionó información sobre el estado de este proyecto »» La instalación de al menos 30 MVar de compensa- en un punto muy avanzado en el tiempo, una evaluación ción de potencia reactiva, ya sea en Agua Prieta/Cho- de impacto a gran escala no pudo llevarse a cabo dentro loma (subestaciones donde la potencia reactiva local de este estudio. 175 Informe Bloque 2: Análisis 2018 9.3 Resultados de estabilidad transitoria Método de costo Cambio en el orden de capacidad de mérito Los siguientes resultados principales se pueden resu- Caso base 9.90 23.61 mir de las investigaciones detalladas de simulaciones Caso de seguridad 7.35 17.20 reducida de estabilidad transitoria dadas en la Sección 7.5.4: Tabla 9-7: Resumen de los costos anuales de requerimientos de re- »» Las plantas de energía Planta La Grecia, Green Power servas [M USD] Plant Honduras y Río Guineo deben estar equipadas con controles de potencia reactiva más sofisticados. Como indica la tabla, la metodología de cambio de or- den de mérito indica un costo anual de más de dos »» Las plantas de energía eólica deben tener capa- veces los valores calculados con el método de costo cidades de falla para estabilizar la red durante los de capacidad. Según lo discutido en la sección 8.2, la eventos de cortocircuito con fuerte inyección de metodología de cambio de orden de mérito simplificado energía eólica. sobrestima los costos reales. Un cálculo basado en un modelo de despacho conduciría a un costo significativa- mente menor. 9.4 Resultados del análisis económico El caso de seguridad reducida donde se reducen los re- 9.4.1 Costos de refuerzos de la red querimientos máximos de reserva de 193 MW a 170 MW conduce a una reducción de costos de aproximada- Los costos de refuerzos de la red ya están presentados mente 25% para ambos métodos de cálculo. en el Capítulo 8.1. En la siguiente Tabla 9-6 se resumen los costos totales para el escenario de 2018, agregados En cualquier caso, se recomienda que la asignación de por el área geográfica. Mientras que los costos totales la reserva debe estar completamente integrada con el para el escenario de 2018 suman alrededor de USD 77 modelo de despacho para lograr la operación más econó- millones, el costo para el escenario de 2016 suma alre- mica del sistema. Generadores existentes y nuevos ge- dedor de USD 62 millones. neradores, así como generadores reacondicionados para proporcionar reservas adicionales, necesitan ser adecua- Área Compen- Transforma- Red de Total Geográfica sadores de dores transmisión damente representados en el modelo de despacho con potencia respecto a su capacidad de provisión de reserva. reactiva Centro 1.15 5.64 6.79 Norte 0.12 21.38 18.25 39.74 11 Los generadores están sobrecargados en un 15%, lo mismo sucede en las unidades de Río Lindo y Cañaveral. El flujo de carga Occidente 0.28 0.28 no converge si se respetaran los límites de potencia reactiva de los Oriente 0.23 4.03 4.26 generadores. Sur 5.20 19.09 24.28 Valle del 1.50 1.50 Aguán Total 3.28 30.60 42.98 76.86 Tabla 9-6: Resumen de los costos de refuerzos de la red [M USD]. 9.4.2 Requerimientos de reserva La siguiente Tabla 9-7 muestra los resultados de los cál- culos de requerimientos de reservas de acuerdo con las dos metodologías discutidas en la sección 8.2. Informe Bloque 2: Análisis 2018 176 X. Base de datos utilizada para el análisis técnico y económico 10.1 Requerimientos de Reserva Si bien los datos que figuran en la Tabla 1-10 fueron uti- lizados para normalizar las series temporales de datos 10.1.1 Potencias nominales, fechas de inicio de históricos proporcionadas, no representa toda la lista de la capacidad instalada de VRE utilizada en los análisis operación de plantas VRE y la demanda pico para el 2016 y el 2018. En la Tabla 10-2 se muestra la lista de las centrales con un resumen de los valores totales Para la normalización de los datos de series de tiempo, usados. La capacidad de estas plantas se ha considera- la demanda pico se utilizó para la serie de tiempo de la do de acuerdo a lo establecido en los PPAs. demanda, y las capacidades instaladas conforme a los PPA, para la generación eólica y PV. 10.1.2 Series de tiempo de demanda, energía eólica y PV Los picos de demanda de 1,375 MW para 2014 y 1,437 MW para el 2015 se tomaron directamente de las series Para el análisis de las series de tiempo de reserva de de tiempo de datos originales en MW. La estimación de la demanda nacional, los datos de series de tiempo de la demanda pico de 2016 fue proporcionada por la ENEE inyección de energía eólica y PV con una resolución de y se asume que es 1,553 MW. 1 minuto estaban disponibles. Los datos de deman- da y de viento cubren los años 2014 y 2015 (hasta el Para las series de tiempo de viento y PV, las capacida- 12/14/2015). Las plantas de energía solar PV no se co- des instaladas cambiaron durante el tiempo cubierto nectaron hasta mayo de 2015, por lo tanto, los datos de por las mediciones. En la Tabla 10-1 las fechas en que medición solo estaban disponibles a partir del 2015-05- las plantas de energía eólica y PV entraron en funcio- 24 hasta 2015-12-15. namiento se enumeran junto con su potencia según lo dispuesto por la ENEE. Categoría Planta Fecha de inicio Potencia Eólica Cerro de Hula Antes del 2013-12-31 124 MW San Marcos 2015-01-08 50 MW Solar PV Enerbasa 2015-05-24 20 MW Marcovia 2015-05-29 35 MW Soposa 2015-06-05 50 MW Cohessa 2015-06-05 50 MW Mecer 2015-06-19 25 MW Llanos del Sur 2015-07-14 14.5 MW Pollito 2015-07-19 20 MW Fotersa 2015-07-24 20 MW Choluteca I 2015-07-30 20 MW Choluteca II 2015-07-30 30 MW Cinco Estrellas 2015-07-30 50 MW Nacaome II 2015-07-31 50 MW Tabla 10-1: Fecha en que los parques eólicos y PV entraron en operación y sus respectivas potencias12, así como el pico de demanda. 177 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Planta Tipo Potencia en 2016 Potencia en 2018 Llanos del Sur PV 14 MW 14 MW Fotersa PV 20 MW 20 MW Marcovia PV 35 MW 35 MW Nueva Nacaome PV 50 MW 50 MW Energias Solares PV 7 MW 7 MW Los Prados PV 10 MW 10 MW Generaciones Energeticas PV 12 MW 12 MW Foto Sol PV 5 MW 5 MW Fotovoltaica Surena PV 12 MW 12 MW NVA Nacaome PV 50 MW 50 MW Cinco estrellas PV 50 MW 50 MW Choluteca I PV 20 MW 20 MW Choluteca II PV 30 MW 30 MW La Manzanilla PV 22 MW 22 MW las Lajas PV 12 MW 12 MW Los Pollitos PV 20 MW 20 MW Soposa PV 50 MW 50 MW Cohesa PV 50 MW 50 MW Lufussa III Enerba PV 20 MW 20 MW Mecer PV 25 MW 25 MW Fray Lázaro PV - 48 MW TOTAL PV   514 MW 562 MW Cerro de Hula Eólica 124 MW 124 MW San Marcos Eólica 51 MW 63 MW Chichayote Eólica 45 MW 45 MW TOTAL EÓLICA   220 MW 232 MW TOTAL   734 MW 794 MW Tabla 10-2: Capacidades asumidas de plantas VRE Durante el procesamiento de estos datos de series de te después de esto. Esto fue resuelto ordenando la tiempo, fueron identificados y resueltos problemas de serie de tiempo de acuerdo con el índice de tiempo. diferentes tipos: C. Duplicar las marcas de tiempo: En unos pocos casos, A. Brechas de tiempo: mientras que el intervalo de se proporcionaron varios valores de medición diferen- tiempo entre muestras adyacentes era casi siempre tes de marcas de tiempo idénticas. Esto se resolvió un minuto, hubo excepciones en las que la marca de escogiendo arbitrariamente uno de los valores dados. tiempo podía saltar por varios minutos o incluso va- rias horas. Esto se resolvió mediante el remuestreo D. Signo incorrecto de los valores de medición: Para al- de los datos en un intervalo de tiempo fijo y marcar gunos perfiles de medición, la generación de energía las lagunas existentes como no disponibles. se midió con signo positivo, para otras generaciones se midió como negativo. En algunos casos, el signo B. Retroceso de los datos en el tiempo: La secuencia de se cambió incluso durante el curso de la medición. marcas de tiempo no aumentaba monótonamente, Esto se resolvió mediante la convención de unifica- pero algunos casos se incluían saltos hacia atrás en el ción de signos, por lo tanto, invirtiendo los valores de tiempo para marcas de tiempo individuales, a veces datos para algunas series o en algunos intervalos de a través de múltiples meses, saltando hacia adelan- tiempo cuando sea necesario. Informe Bloque 2: Análisis 2018 178 E. Valores constantes distintos de cero de la generación de VRE a través de varios minutos o incluso horas. 12 Potencia establecida en los PPAs, pero que puede diferir de la nominal. Estos fueron eliminados al dejar caer los valores en algunos casos, o ignorados en donde se espera que el impacto del error en los resultados del cálculo de reserva sea bajo. F. Valores atípicos extremos: Algunos datos de la medi- ción contenían valores extremos mucho más allá de la capacidad instalada (o la demanda pico regular), y con signo positivo o negativo. Estos fueron elimina- dos al dejar caer los valores en algunos casos, o igno- rados en donde se espera que el impacto del error en los resultados del cálculo de reserva sea bajo. Tales errores son una razón importante por la que el uso de cuantiles para la evaluación de la fluctuación debe estar por debajo del 100 %. G. Brechas en los datos llenados con valores cero: A veces los valores de medición cayeron a cero para uno o varios minutos cuando semejante cambio no podría esperarse en realidad. Estas brechas fueron también eliminadas o ignoradas. H. Para PV, las series de tiempo de las plantas indivi- duales necesitaban ser limpiadas de impurezas de acuerdo con los criterios anteriores y luego agrega- das, porque el total provisto no coincidía con la suma real y contenía en sí problemas similares. I. Tal como lo indica la ENEE, los datos entregados de viento y demanda tuvieron que ser desplazados por un día. J. Los valores de medición a veces exceden las capaci- dades instaladas conocidas en gran porcentaje. Esto se resolvió mediante la aclaración de las fechas de inicio de operación de las diversas plantas, y hacien- do caso omiso de los bajos errores de este tipo, don- de no se pudo encontrar ninguna otra explicación. Como ya se ha mencionado, el lapso de tiempo cubierto por la medida de generación PV no cubría la estación seca, y tampoco estaban disponibles los datos de las dos últimas semanas de 2015. Para llenar estos vacíos, mientras se extrapolaban los datos para el análisis de 2016, se utilizaron datos de períodos de tiempo adya- centes, o datos escalados del año anterior, si el intervalo de tiempo respectivo fue cubierto por los datos durante ese año. 179 Informe Bloque 2: Análisis 2018 XI. Recomendaciones 11.1 Recopilación de datos y cálculos »» Refuerzo de la línea de 230 kV conectando Agua Ca- liente y Agua Fría; adicionales »» Instalación de bancos de capacitores en derivación Los cálculos presentados en este informe se basan en en varias áreas de la red de 69 kV. parte en datos incompletos, ya que las VRE se han ins- talado en Honduras hace muy poco, y contienen varias simplificaciones debido a la falta de datos medidos ade- 11.3 Reducción de la generación con- cuadamente. Los resultados son por lo tanto principal- vencional forzada mente indicativos, pero la calidad puede ser mejorada recalculando una vez más los datos disponibles y mejo- La cantidad de generación síncrona (térmica e hidráu- rando las mediciones de datos. lica) que tiene que ser mantenida en Honduras para el control de voltaje y potencia de reserva es actualmente, Se recomienda lo siguiente: dependiendo de la situación de demanda, entre 500 y 700 MW. Esto puede conducir a exceso de generación »» Mejorar las mediciones de inyección de unidades en caso de una elevada generación VRE y demanda me- VRE individuales para evitar que falten observaciones dia o baja, forzando las exportaciones o la reducción de y recalcular el impacto de VRE en la potencia de re- VRE. Las siguientes medidas para resolver este proble- serva tan pronto como los datos representativos para ma deben ser investigadas en el futuro: por lo menos un año completo estén disponibles. »» El aumento de control de potencia reactiva de fuen- »» Se recomienda recalcular el costo total de despacho tes no-generacionales, tales como compensadores e implementar un aumento de requerimientos de re- de conmutación y otros hechos; serva utilizando un modelo de optimización de despa- cho por un año completo, para mejorar el cálculo de »» Adaptación de los generadores para habilitar el fun- costo de las reservas adicionales. cionamiento del condensador síncrono – por ejem- plo, Costa Rica cuenta con varios generadores de »» Definición de indicadores para la seguridad del siste- grandes centrales hidroeléctricas que suministran ma y la calidad del suministro que permiten la fijación energía reactiva (y por lo tanto control de voltaje) de objetivos y la cuantificación de las mejoras. de esta manera cuando no son despachados para potencia activa; 11.2 Refuerzos de la red »» La flexibilización de las unidades térmicas para redu- Identificados por los estudios de flujo de carga, varios cir la salida estable mínima; cuellos de botella en la red de Honduras se pueden re- solver mediante la siguiente expansión de la red: »» Flexibilización de todas las unidades que proveen potencia de reserva para acompañar mayores »» Construcción de una nueva línea doble de 230 kV de posibles rampas; San Buenaventura a San Pedro Sula (alta prioridad); »» El análisis de costo-beneficio de la reducción limitada »» Construcción de una nueva línea individual de 230 kV de VRE. conectando Los Prados y Danlí; 11.4 Control de potencia reactiva »» Menores refuerzos de 138 kV de la red en el área de Choloma y Agua Prieta; Las simulaciones de estabilidad transitoria realizadas indican la importancia del apoyo de la potencia reacti- va para el sistema de energía de Honduras. Las plantas Informe Bloque 2: Análisis 2018 180 de energía de La Grecia (7 ,5 MW), Green Power Plant día, basándose en la experiencia de la ENEE con los pa- Honduras (43 MW) y Río Guineo (1 MW) deberían estar trones del clima y el comportamiento de las plantas VRE equipadas con control de potencia reactiva más sofis- de Honduras. Esta manera de lidiar con las inyecciónes ticado para asegurar la estabilidad del ángulo del rotor de VRE manualmente, no podrá ser posible cuando el durante los eventos de cortocircuito. Además, las plan- sistema de Honduras se convierta en un sistema no in- tas de energía eólica deben ser capaces de proporcio- tegrado, se requerirá un drástico aumento en las reser- nar soporte de potencia reactiva durante los eventos de vas, o una estructura de mercado adecuada, incluyendo cortocircuito. Ambas medidas tienen por objeto reducir el comercio intra dirario y un mercado de ajustes, tal la tensión espacial y prevenir el deslizamiento de polos como se utiliza en los países europeos de alta VRE (ver (pérdida de sincronismo) en los generadores síncronos, las siguientes secciones). poniendo en peligro la unidad de generación y el siste- ma de energía. Una asignación óptima de reserva a las plantas de energía debe basarse en un modelo de optimización Los mecanismos de control desarrollados deben ser de despacho que tenga en cuenta costos variables probados, utilizando el modelo de simulación. Las me- y restricciones. joras adicionales de rendimiento pueden ser evaluadas durante las simulaciones con el fin de evitar la inestabi- 11.5.2 Reducción de los requerimientos de re- lidad del ángulo del rotor de las plantas de energía men- servas secundarias cionadas previamente. Como es evidente por los resultados presentados en 11.5 Reservas secundarias este informe, la cantidad de reserva derivada necesaria para equilibrar las fluctuaciones de VRE en Honduras es Recomendaciones relativas a la reserva secundaria per- bastante alta, y seguirá aumentando si se aumenta la ya manecen en su mayoría siendo indicativas - por ejemplo elevada participación de VRE. Por lo tanto, además de se desprende claramente de los resultados del estudio despachar más reservas, también es aconsejable inves- que hay una necesidad de aumentar el nivel de reser- tigar métodos alternativos para reducir la necesidad de va secundaria disponible. Sin embargo, hay una gran reservas secundarias con el fin de evitar requerimientos variedad de opciones para abordar el problema, de las excesivamente altos y caros. Las siguientes recomen- cuales sólo una fracción es investigada en este estu- daciones se dan en base a la experiencia con los siste- dio con más detalle. Estudios adicionales son, pues, mas de energía europeos de alta participación de VRE, necesarios para determinar las medidas y estrategias pero no pueden ser cuantificados o clasificados dentro más prometedoras. del alcance de este estudio. 11.5.1 Aumento de reservas secundarias Para limitar la cantidad de reservas adicionales necesa- rias para cubrir las fluctuaciones de VRE, que puede lle- En este estudio, se identificaron los requerimientos de gar a ser más severa con aumentos en la participación reservas secundarias establecidos para Honduras por de VRE, esas fluctuaciones se pueden reducir mediante el RMER como insuficientes para cubrir la demanda de la aplicación de una o más de las siguientes medidas: energía de reserva secundaria sin ninguna VRE adicio- »» Distribuir pequeñas instalaciones de VRE en todo el nal la mayor parte del tiempo. En la actualidad, el 5 % país en lugar de la instalación de grandes parques del total de generación tiene que ser proporcionado en eólicos o grandes plantas PV, con el fin de hacer uso las reservas secundarias. La metodología utilizada para de los efectos de suavizado a través de la distribución calcular el impacto de las fluctuaciones VRE en este in- espacial (ver sección 7.3); forme se basa en los datos desiguales, y solo puede »» Mejorar los sistemas de pronóstico de energía eólica proporcionar resultados indicativos, Sin embargo, hay y solar; un fuerte indicio de que las reservas secundarias, como se prevén actualmente en Honduras, no son suficientes »» Implementar el control de potencia activa en los para equilibrar la ya elevada participación de VRE. Por el generadores de VRE, de manera que sus fluctua- momento, una gran parte de las fluctuaciones se equi- ciones puedan ser limitadas y puedan proporcionar libran con la reprogramación de generación dentro del 181 Informe Bloque 2: Análisis 2018 energía de reserva secundaria para las fluctuaciones menor, mientras que las reservas rodantes (primaria y de carga; secundaria) se comparten dentro del SER. »» Limitar las tasas de rampas de los generadores de VRE, especialmente para hacer que las rampas de En Europa, la reserva primaria es compartida en todo el PV hacia abajo y arriba en el amanecer y el atardecer sistema interconectado, la reserva secundaria es pro- sean más predecibles; porcionada por el área de control (normalmente un TSO nacional) que causa la desviación, y la reserva no rodan- »» Implementar cortes de generación “suaves” de los te y los mercados de ajustes se utilizan para restablecer generadores eólicos para velocidades de viento ma- el equilibrio local. Debido a que los sistemas nacionales yor a la de diseño, para que no todas las turbinas de de energía de Centroamérica son mucho más pequeños un parque interrumpan su generación al mismo tiem- (en carga y capacidad instalada) que los de Europa14, el po para altas velocidades de viento; SER corresponde más a un área de control europeo en Evitar instalaciones VRE excesivamente grandes para tamaño, donde las reservas secundarias son compar- reducir la probabilidad de un gran corte de generación, tidas. Además, las capacidades de reserva secundaria o conectar grandes instalaciones con varios grados de pueden ser objeto de comercio a través de fronteras redundancia13. nacionales en Europa, un enfoque que puede valer la pena considerar en América Central también. La expe- Las siguientes medidas independientes de VRE deben riencia europea muestra claramente que el porcentaje ser investigadas en estudios posteriores, debido a que de generación necesario como reserva disminuye con el sistema de energía de Honduras está a punto de lle- áreas de equilibrio más grandes, si estas áreas están gar a ser un sistema no integrado: bien conectadas internamente. La segunda etapa de »» Mejorar el pronóstico de carga y volver a evaluar la la conexión SIEPAC, que se espera para aumentar las estructura del mercado. La introducción de un merca- capacidades de transferencia en el SER a 600 MW, po- do intra diario o un mercado de ajustes podría reducir dría desempeñar un papel crucial aquí. Todo intercambio drásticamente la demanda de potencia de reserva y de reservas requiere estudios adicionales de la red y sobre todo el ACE, como las reservas pueden ser rá- la evaluación de los márgenes de reserva que deben pidamente reemplazadas por la energía adquirida en mantenerse disponibles especialmente en la línea SIE- dicho mercado. PAC, para que pueda soportar los desequilibrios locales »» Introducir reservas de recambio adicionales no ro- durante más de unos pocos minutos. dantes, para controlar manualmente el ACE y aliviar la reserva secundaria controlada por AGC. Dado que varios países de América Central están bus- cando aumentar sus participaciones VRE, un estudio de integración de VRE de todo el RMER debería llevarse a 11.5.3 Reservas Compartidas cabo eventualmente, similar a varios estudios de redes de transmisión europeas y norteamericanas realizados Compartir (o comerciar) las reservas secundarias podría en el pasado para evaluar los riesgos y beneficios de ayudar a ahorrar costos en la creciente participación una mayor distribución de las reservas. VRE, ya que la cantidad total de reservas requeridas será inferior a través de efectos de distribución. Las em- presas de servicios públicos integradas verticalmente 13 Esto también debe ser respetado para las nuevas unidades en Centroamérica ya son capaces de reemplazar la re- convencionales, especialmente grandes centrales térmicas de carbón. Las unidades más pequeñas también tienen la ventaja de ser serva secundaria a nivel local y equilibrar la carga y la ge- capaces de proporcionar más flexibilidad operativa. neración manualmente, sin embargo, a los operadores 14 La demanda máxima de todo el SER es entre 6 y 7 GW, mientras de la red en futuros sistemas no integrados se les debe que solamente algunas áreas de control europeos y norteamericanos permitir restablecer el equilibrio local a través de un superan los 10 GW. mercado de ajustes, o mediante el empleo de reserva terciaria no rodante, que no está permitido actualmente. De cualquier manera, el equilibrio local podría ser mane- jado por los generadores no rodantes a un costo mucho Informe Bloque 2: Análisis 2018 182 Capa- Costo fijo en USD/MW en cada mes Planta Nombre del cidad Tipo de Generación Privada/ generador instalada ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT Pública (MW) Cajón Hidroeléctrica ENEE 300 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Río Lindo Hidroeléctrica ENEE 80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Lufussa I Turbina de Gas ENEE 39.5 94.20 48.54 35.38 33.85 24.17 32.31 40.49 62.40 32.83 28.55 Nacaome Hidroeléctrica ENEE 30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 T. Sulzer Térmica con Bunker ENEE 30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 18.72 13.78 15.90 20.09 Cañaveral Hidroeléctrica ENEE 29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 XII. Anexos T. Alsthom Térmica con Bunker ENEE 26 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 18.72 13.78 15.90 20.09 Nispero Hidroeléctrica ENEE 22.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 12.1 Lista de generadores Ceiba Termica Térmica con Bunker ENEE 22 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 La Puerta GE Térmica con Diesel ENEE 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 La Puerta HI Térmica con Diesel ENEE 15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Santa Fé Térmica con Diesel ENEE 5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Santa María Real Hidroeléctrica Pequña ENEE 1.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Enersa 200 Térmica con Bunker Privada 264 9.93 9.34 8.51 8.55 8.07 8.37 8.11 8.17 8.41 8.24 183 Lufussa III Térmica con Bunker Privada 264 17.97 21.10 17.30 17.07 16.52 17.05 16.66 17.64 18.05 17.14 Elcosa Térmica con Bunker Privada 80 81.21 34.95 23.37 17.43 15.99 19.39 16.88 19.82 17.22 21.97 Lufussa II Térmica con Bunker Privada 80 60.41 653.14 342.49 52.64 52.08 79.25 156.54 43.36 95.14 99.03 Emce Choloma Térmica con Bunker Privada 55 678.02 230.10 184.59 43.85 40.34 42.83 47.21 62.07 53.19 59.30 La Grecia Biomasa - Cogen Privada 44.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 La Vegona Hidroeléctrica Privada 40.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Cahsa Biomasa Privada 31.82 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Elcatex Térmica con Bunker Privada 21 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 NIC Térmica con Diesel Privada 20 823.67 325.10 46.98 29.68 29.89 34.05 24.60 23.01 26.54 29.37 Car Knits Biomasa Privada 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 MPP Biomasa Privada 18 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Chumbagua Biomasa Privada 17 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Park Dale Térmica con Bunker Privada 14 20.73 20.23 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 20.73 Sub Ihsa Biomasa Privada 12.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Tres Valles Biomasa Privada 12.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Ampac Térmica con Vapor Privada 11 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Informe Bloque 2: Análisis 2018 12.2 Detalles sobre los requerimientos Enersa_Cogen Biogas y Energia Enersa 30 Yodeco Aceydesa Cececapa Babilonia Ecopalsa Envasa Naco Celsur Bagazo Envasa Gev generador Nombre del de reserva secundaria A continuación se muestran figuras sobre los compo- nentes y diferentes casos de requerimientos de reserva secundaria. Las figuras pretenden dar una visión gene- ral sobre el patrón estacional y diario del componente/ Cogen Biomasa Térmica Biomasa Biogas - Cogen Hidroeléctrica Pequña Hidroeléctrica * Biogas Carbón Carbón Carbón Tipo de Generación caso considerado de la reserva secundaria requerida. Cada una de las figuras comprende tres sub-figuras. La figura superior muestra una visión general de la evolu- ción durante todo el año. La figura inferior izquierda es un mapa de calor: el azul oscuro corresponde a valores bajos, los valores altos se muestran en amarillo. Como la hora del día (eje y) se representa frente a cada día Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada Privada del año considerado (eje x), especialmente los patrones Pública Privada/ Planta estacionales se pueden derivar fácilmente. En la figura de abajo a la derecha, el curso diario del requerimiento de reserva secundaria considerado se traza para cada ? ? 0 1 1.1 3.5 4.3 4.6 7 7 8 día del año considerado. Por lo tanto, la figura es muy (MW) instalada cidad Capa- .1 adecuada para la identificación de patrones diarios. Una descripción más detallada de los componentes de los requerimientos de reserva secundaria que se muestran 0.00 0.00 46.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ENE Costo fijo en USD/MW en cada mes y casos serán entregados en el informe final. 12.2.1 Reservas secundarias debido a la carga 0.00 0.00 32.68 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 FEB y fluctuaciones de inyección de VRE De las siguientes figuras, se pueden derivar los patro- 0.00 0.00 24.73 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 MAR nes diarios y estacionales de la reserva secundaria re- querida en 2016 y 2018 para equilibrar las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV. 0.00 0.00 25.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 ABR Los requerimientos de reserva secundaria debido a fluctuaciones de la demanda (Figura 12-1 y Figura 12-2) muestran poca variación estacional, la máxima diaria es 0.00 0.00 31.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 MAY de aproximadamente 10 MW más alto durante la esta- ción seca que durante el resto del año. Altas variaciones 10.99 0.00 28.98 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 diarias pueden ser identificadas: La reserva secundaria JUN necesaria entre 17:00-19:00 aumenta aproximadamente el doble en comparación con el resto del día, cuando 12.04 0.00 40.40 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 JUL la carga aumenta drásticamente debido a las activida- des que consumen energía, por ejemplo cocinar, en los hogares a la tarde. El máximo de reservas secundarias 12.17 0.00 35.87 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 AGO requeridas debido a las fluctuaciones de la demanda se incrementa en alrededor de 6 MW del 2016 al 2018, mientras que el pico de carga aumenta aproximadamen- 13.57 0.00 8.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 SEP te 127 MW (2016: 1,553 MW, 2018: 1,680 MW). 13.76 0.00 35.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 OCT Informe Bloque 2: Análisis 2018 184 Figura 12-1: Requerimientos de reserva secundarias en 2016 debido a fluctuaciones de la demanda. Figura 12-2: Requerimientos de reserva secundarias en 2018 debido a fluctuaciones de la demanda. 185 Informe Bloque 2: Análisis 2018 La máxima demanda diaria de reservas debido a las fluc- Si el evento de contingencia determinante es la poten- tuaciones de inyección de PV (Figura 12-3 y Figura 12-4) cia nominal del parque eólico Cerro de Hula (124 MW) y es aproximadamente 20 MW más bajo durante la esta- los requerimientos de reserva se calculan como la suma ción húmeda que durante el resto del año. La reserva de cada uno de los requerimientos de reserva para la requerida para las fluctuaciones de PV sigue el patrón demanda e inyección de energía eólica y PV, como en el diario de la inyección de PV; es por definición cero du- caso base, la demanda de reserva secundaria resultante rante la noche, tiene un valor medio durante el amane- se puede encontrar en la Figura 12-9 y Figura 12-10 para cer y el atardecer, y es alta durante el día. El máximo 2016 y 2018, respectivamente. En este caso, el requeri- de reservas secundarias requeridas debido a las fluctua- miento de reserva secundaria es determinado la mayor ciones de inyección de PV aumentaron alrededor de 11 parte del tiempo por el evento de contingencia, única- MW desde el 2016 al 2018, mientras que la capacidad mente los requerimientos muy altos de reserva debido PV instalada aumenta desde 514 MW a 562 MW. a las fluctuaciones influyen en el requerimiento total de reserva. Sin embargo, esta sensibilidad es solo una va- Las variaciones de la reserva secundaria requerida de- riación teórica, ya que la pérdida de esta cantidad de bido a las fluctuaciones de energía eólica (Figura 12-5 y potencia de generación se considera actualmente como Figura 12-6) son muy bajas; su máxima es de alrededor una contingencia extrema, y las reservas secundarias de 6 MW. Ningún patrón estacional o diario se puede regionales se pueden implementar para la sustitución identificar claramente. El máximo de la reserva secun- de la reserva primaria. daria requerida debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica aumenta solo ligeramente, ya que las Volviendo a la opción más realista, siendo Becosa la pér- capacidades de energía eólica instaladas solo se incre- dida de generación que las reservas secundarias locales mentan en 12 MW. tienen que cubrir, la seguridad del sistema puede ser reducida, suponiendo que para la reserva secundaria re- 12.2.2 Requerimientos totales de reserva querida para fluctuaciones, la suma de la demanda de secundaria requerimientos de reserva y el máximo requerimiento de reserva debido a las fluctuaciones de la inyección de En esta sección, se presentan en detalle los requeri- energía eólica y PV es suficiente (compare “Seguridad mientos totales de reserva secundaria para diferentes reducida“ en la sección 7 .1.3). En este caso, el requeri- casos, así como la reserva secundaria de acuerdo con miento total de reserva secundaria no cambia durante la metodología utilizada actualmente por la ENEE (5 % la noche en comparación con el caso base. Durante el de la generación total en Honduras 8 ) para 2016 y 2018. día, que es de alrededor de 20 MW inferior, ya que los requerimientos de reserva debido a las fluctuaciones La Figura 12-7 y Figura 12-8 En el caso base, la pérdida del viento no son tenidos en cuenta la mayor parte del de Becosa (40 MW) se considera como evento de con- tiempo puesto que son generalmente más bajos que la tingencia, y los requerimientos de reserva secundaria reserva secundaria requerida para las fluctuaciones de debido a las fluctuaciones es la suma de los requeri- PV debido a menores capacidades instaladas. El patrón mientos debido a las fluctuaciones de la demanda, e diario es el mismo que en el caso base; sigue la deman- inyección de energía eólica y PV. Durante la noche, la da de reservas debido a la inyección de PV durante el pérdida de Becosa determina la necesidad de reserva día, con un pico adicional en la tarde debido al fuerte secundaria disponible, mientras que durante el día, el aumento de la demanda en este momento. patrón sigue en gran medida el requerimeinto de reser- va secundaria requerido para las fluctuaciones de PV Si solo se considera la pérdida de Becosa y la reserva con una desviación adicional debido a fluctuaciones de secundaria requerida para fluctuaciones de la demanda demanda e inyección de energía eólica. Sin embargo, el (Figura 12-13 y Figura 12-14, 2016 y 2018, respectiva- pico de demanda de requerimiento de reserva entre las mente), la demanda de reserva asciende a 40 MW, la 17:00-19:00 es aún visible en el requerimiento total de capacidad de Becosa, la mayoría de las veces. Solo en- reserva secundaria. El máximo de los requerimientos de tre las 17:00 y las 19:00, la hora en que los trabajado- reservas secundarias es de alrededor de 15 MW más res vuelven a sus casas y preparan la cena, la reserva alto en 2018 que en 2016. secundaria requerida debido a las fluctuaciones de la demanda supera a 40 MW. Durante estas dos horas, Informe Bloque 2: Análisis 2018 186 Figura 12-3: Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido a las fluctuaciones de inyección de PV. Figura 12-4: Requerimientos de reserve secundaria en 2018 debido a fluctuaciones de inyección de PV. 187 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 12-5: Requerimientos de reserva secundaria en 2016 debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica. Figura 12-6: Requerimientos de reserva secundaria en 2018 debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica. Informe Bloque 2: Análisis 2018 188 Figura 12-7: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 en el caso base (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reservas debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV). Figura 12-8: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2018 en el caso base (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reservas debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda, e inyección de energía eólica y PV). 189 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 12-9: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 si la potencia nominal del Cerro de Hula es considerado como evento con- tingente (evento de contingencia: Cerro de Hula (124 MW), reserva debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda e inyección de energía eólica y PV. Figura 12-10: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2018 si la potencia nominal del Cerro de Hula es considerado como evento contingente (evento de contingencia: Cerro de Hula (124 MW), reserva debido a fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda e inyección de energía eólica y PV). Informe Bloque 2: Análisis 2018 190 Figura 12-11: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 en caso de aceptar una reducción del nivel de seguridad (evento de con- tingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda y el máximo de la reserva, debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica y PV). Figura 12-12: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2018 en caso de aceptar una reducción del nivel de seguridad (evento de con- tingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: suma de la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda y el máximo de la reserva, debido a las fluctuaciones de inyección de energía eólica y PV). 191 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Figura 12-13: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2016 teniendo en cuenta solo el evento de contingencia y las fluctuaciones de demanda (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda). Figura 12-14: Requerimientos totales de reserva secundaria en 2018 teniendo en cuenta solo el evento de contingencia y las fluctuaciones de demanda (evento de contingencia: Becosa (40 MW), reserva debido a las fluctuaciones: la reserva debido a las fluctuaciones de la demanda). Informe Bloque 2: Análisis 2018 192 Figura 12-15: Reserva secundaria en el año 2016 de acuerdo a la metodología utilizada actualmente por la ENEE (5 % de la generación total en Honduras8). Figura 12 16: Reserva secundaria en el año 2018 de acuerdo a la metodología utilizada actualmente por la ENEE (5 % de la generación total en Honduras8. 193 Informe Bloque 2: Análisis 2018 el requerimiento de reserva secundaria aumenta hasta LUFUSSA III y LUFUSSA Valle en Honduras del Sur a las 75 MW en 2016 y 80 MW en 2018. unidades más caras del norte. En la Figura 12-15 y Figura 12-16 se muestra la reser- El costo de este redespacho puede estimarse mediante va secundaria en el año 2016 y 2018, respectivamente la comparación de la capacidad disponible de las dos de acuerdo a la metodología utilizada actualmente por plantas de energía, su costo marginal y el costo mar- la ENEE. En la actualidad, el 5% de la generación total ginal del sistema en cada punto en el tiempo. En caso debe ser retenida como reserva secundaria. Como di- de redespacho, el costo marginal del sistema será igual fícilmente se pueden hacer pronósticos acerca de los o mayor que el costo marginal de la unidad considera- intercambios en 2016 y 2018, la reserva secundaria se da, mientras la unidad funciona a una salida inferior a calcula como 5% de la carga nacional pronosticada. Por su capacidad máxima disponible. (Bajo un régimen de lo tanto, el patrón de reserva secundaria sigue el patrón despacho por orden de mérito, si el costo marginal del de demanda. En contraste con los requerimientos de sistema es mayor, la planta de energía tendría que fun- reserva secundaria calculados, los altos requerimientos cionar normalmente a su máxima capacidad). El costo debido a las fluctuaciones de inyección de PV no se re- de redespacho para esta unidad se calcula teniendo en flejan en la reserva secundaria de acuerdo con la meto- cuenta la diferencia de costo para la cantidad de ener- dología utilizada actualmente por la ENEE. gía que no se genera por la unidad considerada (más barata), en el supuesto de que ahora es generada por la 12.3 Costo de redespacho planta de energía marginal más cara: Casi toda la VRE hondureña está instalada en el sur de if ((reference_marginal_price > variable_cost_of_unit) Honduras, donde se encuentra el mejor potencial de && (available_power_of_unit > measured_power_of_ VRE. A medida que se eleva la penetración VRE, más unit)): potencia tiene que ser transferida a través del país a los curtailed_power_of_unit = available_power_of_unit centros de carga en Tegucigalpa (centro de Honduras) – measured_power_of_unit y alrededor de San Pedro Sula (norte de Honduras). La redispatch_cost_of_unit = (reference_marginal_pri- conexión sur-norte consiste principalmente en un doble ce – variable_cost_of_unit)*curtailed_power_of_unit circuito de 230 kV desde Agua Caliente a El Progreso con varias subestaciones entre medio. Como muestran else: los resultados de este estudio, este corredor en sí es curtailed_power_of_unit = 0 suficiente, a excepción de la subestación El Progreso, redispatch_cost_of_unit = 0 que es un cuello de botella frecuentemente conges- tionado. Las centrales térmicas en el Norte (ENERSA, A partir de los datos operativos proporcionados por la Choloma, Sulzer, Alsthom, ELCOSA) se encuentran en- ENEE para el período de tiempo a partir de julio 2015, tre las primeras en ser desplazadas por VRE, dejando a a través de mayo de 2016, el costo de redespacho se toda la zona norte suministrada por VRE y las centrales calculó para las centrales térmicas LUFUSSA III (LUT) y eléctricas convencionales del sur y centro de Honduras. LUFUSSA Valle (LUV). LUFUSSA III tiene dos fases con La zona norte está conectada a El Progreso por varias diferentes precios, con 210 MW siendo despachados a líneas de 138 kV, por lo tanto los transformadores de un precio más bajo y las dos últimas unidades con una 230/138 kV en la subestación (T603, T604) a menudo capacidad combinada de 30,5 MW (LUTex) a un costo están sobrecargados, lo que lleva a la baja tensión allí mayor. Esto quedó reflejado en los cálculos mediante la y en toda la zona norte, y una alta tensión en los trans- división de la potencia restringida, dependiendo de los formadores. Esta situación se vuelve aún más crítica a niveles de potencia disponible y potencia real medida medida que cantidades sustanciales de energía reactiva hacia el umbral de 210 MW. Los resultados extrapola- tienen que ser transferidas al Norte desde la central hi- dos para un año completo15 se dan en la Tabla 12-1, que droeléctrica El Cajón, al sur del cuello de botella, siem- muestran claramente que el redespacho que involucra pre que las centrales eléctricas del norte no se despa- las unidades de carga base más barata LUFUSSA III chen. Actualmente esta situación conduce a frecuentes causan costos significativamente más altos que la más medidas de redespacho, con la potencia siendo redes- cara LUFUSSA Valle. pachada de las plantas más baratas de energía térmica Informe Bloque 2: Análisis 2018 194 Energía restringida en GWh por año Costo de redespacho en millones de USD por año LUFUSSA III ≤ 210 MW (LUT) 101.0 1.067 LUFUSSA III > 210 MW (LUTex) 27.9 0.198 LUFUSSA II (LUFUSSA Valle, LUV) 2.5 0.111 Total LUFUSSA II + III 131.4 1.376 Tabla 12-1: Energía redespachada de las plantas de energía de LUFUSSA y los costos correspondientes. 15 Los datos proporcionados cubren 11 meses. La extrapolación se hizo dividiendo por 11 y multiplicándolo por 12. 195 Informe Bloque 2: Análisis 2018 Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras INFORME FINAL DICIEMBRE 2016 Preparado para: El presente informe ha sido realizado por los consultores Francisco Paradinas y Carlos Hernández, bajo la supervisión de Mariano González, Especialista Senior del Energía. El informe se benefició de las aportaciones y comentarios de Melisa Fanconi, Especialista de Energía, y María Rodríguez de la Rubia, Especialista de Energía. Este informe es un documento técnico de la Práctica Global de Energía e Industrias Extractivas del Banco Mundial para Honduras y no representa una posición oficial del Banco Mundial o de su Junta Ejecutiva. Los comentarios y correspondencias al respecto pueden ser dirigidos a Mariano Gonzalez Serrano (mgonzalezserrano@worldbank.org). Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras Tabla de contenidos 1 RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................ 1 2 INTRODUCCION ................................................................................................................. 5 2.1 CONTEXTO DE PAÍS ................................................................................................................ 5 2.2 OBJETIVO DEL ESTUDIO ....................................................................................................... 10 2.3 ESTRUCTURA DEL INFORME................................................................................................. 10 2.4 DATOS EMPLEADOS EN EL ESTUDIO Y METODOLOGIA ....................................................... 10 2.5 LIMITACIONES DEL ESTUDIO ................................................................................................ 12 2.5.1 DATOS DE DEMANDA ELECTRICA NACIONAL ...................................................................... 12 2.5.2 INFORMACION DE LOS ABONADOS ..................................................................................... 14 3 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 15 3.1 LA GENERACIÓN DE ENERGIA EN HONDURAS EN LA ACTUALIDAD .................................... 15 3.2 LA DEMANDA DE ENERGIA ELECTRICA EN HONDURAS EN LA ACTUALIDAD ...................... 20 4 ANÁLISIS DE LA DEMANDA ELECTRICA DE HONDURAS ..................................................... 22 4.1 EVOLUCION ANUAL DE LA DEMANDA ................................................................................. 22 4.2 PERFIL DE DEMANDA ELECTRICA ......................................................................................... 25 4.2.1 DETERMINACION DEL PERFIL DIARIO TIPICO ....................................................................... 25 4.2.2 CARACTERIZACION DE LA CURVA DE DEMANDA POR SECTORES Y ZONA GEOGRÁFICA ........................................................................................................................ 29 5 EJEMPLOS DE ACTUACIONES DE EFICIENCIA ENERGETICA. IMPACTO POTENCIAL .............. 40 5.1 ALUMBRADO PUBLICO ......................................................................................................... 40 5.2 SECTOR RESIDENCIAL ........................................................................................................... 42 5.2.1 ILUMINACION INTERIOR ...................................................................................................... 42 5.2.2 AIRE ACONDICIONADO ........................................................................................................ 43 5.2.3 AGUA CALIENTE SANITARIA ................................................................................................. 44 5.2.4 OTROS EQUIPOS DE MEDIANO CONSUMO EN EL SECTOR RESIDENCIAL ............................ 45 5.3 SECTORES COMERCIAL E INDUSTRIAL ................................................................................. 46 5.3.1 ILUMINACION ....................................................................................................................... 46 5.3.2 AIRE ACONDICIONADO ........................................................................................................ 47 5.4 ACCIONES EN EL SECTOR AGUA POTABLE ........................................................................... 47 6 ANALISIS DE LA REPERCUSION DE LA NUEVA TARIFA SOBRE LOS PARAMETROS DE CONSUMO DE CADA SECTOR ........................................................................................... 50 6.1 NUEVO PLIEGO TARIFARIO DE MAYO DE 2016 .................................................................... 50 6.2 IMPACTO DE LA TARIFA SOBRE LOS CONSUMIDORES ........................................................ 51 6.2.1 SECTOR INDUSTRIAL SERVIDO EN MEDIA TENSION ............................................................ 51 6.2.2 SECTOR COMERCIAL SERVIDO EN MEDIA TENSION ............................................................ 52 6.2.3 CONSUMIDORES EN BAJA TENSION INDUSTRIALES Y COMERCIALES ................................. 53 6.2.4 SECTOR RESIDENCIAL ........................................................................................................... 55 i 6.3 IMPACTO DE LA TARIFA SOBRE LA DE DEMANDA NACIONAL ............................................. 56 ii Indice de figuras FIGURA 1. DISTRIBUCIÓN DE CONSUMO DE ENERGÍA POR SECTORES Y PÉRDIDAS DE ENERGÍA 5 FIGURA 2. EVOLUCIÓN DE LA INTENSIDAD DE CONSUMO DE ENERGÍA EN C.A. COMO ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA EN MWH POR MLL USD PIB (PPA) 8 FIGURA 3. EVOLUCIÓN DE LA INTENSIDAD DE DEMANDA MÁXIMA ANUAL EN C.A. COMO DEMANDA MÁXIMA ANUAL EN KW POR MILLÓN DE PIB (PPA) EN USD 9 FIGURA 4. COMPARATIVA DEL PERFIL PROMEDIO DE DEMANDA EN DÍA LABORABLE DE MARZO 2015 CONSIDERANDO VALORES DE DEMANDA MÁXIMA EN CADA O VALORES DE DEMANDA PROMEDIO CUARTOHORARIA 12 FIGURA 5. HORAS EQUIVALENTES EN LA DEMANDA LOS DÍAS LABORABLES SOBREPASA EL VALOR INDICADO (PARTIENDO DE DATOS CADA MINUTO) 13 FIGURA 6. HORAS EQUIVALENTES EN LA DEMANDA LOS DÍAS LABORABLES SOBREPASA EL VALOR INDICADO (PARTIENDO DE DATOS DE DEMANDA MÁXIMA DEMANDA CADA HORA) 13 FIGURA 7. FALLOS DE SUMINISTRO DETECTADOS 13 FIGURA 8. OPERACIÓN DE PLANTAS RENOVABLES GENERACIÓN SEMANA 7-13/9/2015 16 FIGURA 9. PERFIL PROMEDIO DIARIO DE GENERACIÓN DE LAS PLANTAS SOLARES, EÓLICA E HIDRO PRIVADAS Y BIOMASA 16 FIGURA 10. OPERACIÓN DE PLANTAS HIDROELÉCTRICAS EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN COMO POTENCIA PROMEDIO MENSUAL 2006-16 16 FIGURA 11. FACTOR DE CARGA PROMEDIO MENSUAL PERÍODO 2006-16 DE LAS PLANTAS HIDROELÉCTRICAS 16 FIGURA 12. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN COMO POTENCIA PROMEDIO MENSUAL 2006- 16 DE LAS PLANTAS RENOVABLES DE BIOMASA, EÓLICAS Y SOLAR FOTOVOLTAICA 17 FIGURA 13. FACTOR DE CARGA PROMEDIO A LO LARGO DEL AÑO DE PLANTAS RENOVABLES DE BIOMASA, EÓLICAS Y SOLAR FOTOVOLTAICA 17 FIGURA 14. DESPACHO DE PLANTA SEMANA 2-8/11/2015 18 FIGURA 15. CAPACIDAD TÍPICA DE GENERACIÓN POR TECNOLOGÍA EN PUNTAS DE DEMANDA 19 FIGURA 16. ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA MENSUALMENTE Y DEMANDA MÁXIMA MENSUAL 20 FIGURA 17. VENTAS ANUALES DE ENERGÍA POR SECTOR 21 FIGURA 18. ENERGÍA TOTAL ANUAL CONSUMIDA POR CADA SECTOR (ESTIMACIÓN) 21 FIGURA 19. EVOLUCIÓN DEL ÍNDICE DE MENSUAL DE ACTIVIDAD ECONÓMICA (IMAE), DE LA ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA Y DEL PROMEDIO DE LA DEMANDAS PUNTA DE LOS DÍAS LABORABLES. 23 FIGURA 20. VARIACIÓN ANUAL DE LAS PUNTAS DE LA MAÑANA Y DE LA TARDE 24 FIGURA 21. VARIACIÓN ANUAL PROMEDIO DE LA ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA) 24 FIGURA 22. PERFILES TÍPICOS DE DEMANDA CUARTOHORARIA LABORABLES, SÁBADOS Y DOMINGOS 25 FIGURA 23. COMPARATIVA PERFILES TÍPICOS DE DEMANDA CUARTOHORARIA LABORABLES, SÁBADOS Y DOMINGOS. AÑOS 2009 Y 2015/16 27 iii FIGURA 24. EVOLUCIÓN DE LA MEDIA MÓVIL ANUAL DE LAS PUNTAS DE LA MAÑANA Y LA TARDE (DÍAS LABORABLES) 28 FIGURA 25. HORAS EQUIVALENTES EN LA DEMANDA LOS DÍAS LABORABLES SOBREPASA EL VALOR INDICADO 29 FIGURA 26. PRINCIPALES NÚCLEOS DE CONSUMO 33 FIGURA 27. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR RESIDENCIAL POR ÁREA GEOGRÁFICA Y ESTRATO 34 FIGURA 28. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR COMERCIAL POR ÁREA GEOGRÁFICA Y ESTRATO 35 FIGURA 29. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR INDUSTRIAL POR ÁREA GEOGRÁFICA Y ESTRATO 35 FIGURA 30. DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA DEL SECTOR PÚBLICO POR ÁREA GEOGRÁFICA Y ESTRATO 36 FIGURA 31. PERFIL DE CONSUMO TÍPICO POR SECTORES - DÍAS LABORABLES 2015-2016 38 FIGURA 32. DESAGREGACIÓN POR SECTORES DEL PERFIL NACIONAL TÍPICO DE DEMANDA DÍAS LABORABLES 2015/2016 38 FIGURA 33. DESAGREGACIÓN DE LAS PUNTAS DE LA MAÑANA Y TARDE PERFIL DE DEMANDA LABORABLES 2016 39 FIGURA 34. PERFIL DE ALUMBRADO PÚBLICO 41 FIGURA 35. PERFIL DE CONSUMO ELÉCTRICO EN BOMBEO DE AGUA POTABLE (PROMEDIO DIARIO) 48 FIGURA 36. PERFIL DE CONSUMO PROMEDIO SECTOR INDUSTRIAL 52 FIGURA 37. PERFIL DE CONSUMO PROMEDIO SECTOR COMERCIAL 53 FIGURA 38. PERFIL DE CONSUMO PROMEDIO ABONADOS BAJA TENSIÓN INDUSTRIAL 54 FIGURA 39. PERFIL DE CONSUMO PROMEDIO CONSUMIDORES RESIDENCIALES ALTO CONSUMIDOR 55 iv Indice de tablas TABLA 1. INTENSIDAD DE CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA CONSUMIDA EN C.A. COMO ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA EN MWH POR MILLÓN DE PIB (PPA) EN USD.. 8 TABLA 2. INTENSIDAD DE DEMANDA MÁXIMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN C.A. COMO DEMANDA MÁXIMA ANUAL EN KW POR MLL USD PIB (PPA) ................................... 9 TABLA 3. POTENCIA INSTALADA Y ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA 2006 Y 2015......... 15 TABLA 5. SUBSECTORES CONSIDERADOS EN EL SECTOR COMERCIAL .............................. 31 TABLA 6. SUBSECTORES CONSIDERADOS EN EL SECTOR INDUSTRIAL .............................. 31 TABLA 7. SISTEMAS QUE SE HAN CONSIDERADO COMO ÁREAS URBANAS Y PERIURBANAS ..................................................................................................................................... 32 TABLA 8. PARÁMETROS DE INCIDENCIA DE LA ILUMINACIÓN RESIDENCIAL ................. 37 TABLA 9. EJEMPLO DE MEDIDA EN ALUMBRADO PÚBLICO ................................................... 40 TABLA 10. INVENTARIO DE LUMINARIAS ENEE ........................................................................ 41 TABLA 11. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA POR ALUMBRADO PÚBLICO ......... 41 TABLA 12. EJEMPLO DE MEDIDA EN ILUMINACIÓN RESIDENCIAL ...................................... 43 TABLA 13. SISTEMAS DE AIRE ACONDICIONADO EN SECTOR RESIDENCIAL .................... 43 TABLA 14. EJEMPLO DE MEDIDA EN CLIMATIZACIÓN RESIDENCIAL .................................. 44 TABLA 15. EJEMPLO DE MEDIDA EN PRODUCCIÓN DE AGUA CALIENTE SANITARIA RESIDENCIAL ....................................................................................................................................... 45 TABLA 16. OTROS ELECTRODOMÉSTICOS ................................................................................... 45 TABLA 17. EJEMPLO DE MEDIDA EN ILUMINACIÓN COMERCIAL E INDUSTRIAL ............. 47 TABLA 18. EJEMPLO DE MEDIDA EN CLIMATIZACIÓN COMERCIAL E INDUSTRIAL ........ 47 TABLA 19. EJEMPLO DE MEDIDA DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN BOMBEO AGUA POTABLE ............................................................................................................................................... 49 TABLA 20. PRECIOS TARIFA MAYO 2016 ....................................................................................... 50 TABLA 21. HORARIOS S/ REGLAMENTO PARA CÁLCULO DE LA TARIFA PROVISIONAL 51 TABLA 22. MEDIDORES A PROGRAMAR Y/O COMPRAR ........................................................... 51 v Acrónimos APP Asociación Público Privada BCH Banco Central de Honduras BM Banco Mundial CA Centro América CND Centro Nacional de Despacho de Honduras de ENEE EEH Energía de Honduras, S.A de C.V. ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica EPHPM Encuesta Permanente de Hogares de Propósitos Múltiples GdH Gobierno de Honduras GIS Sistema de Información Geográfica (en sus siglas en inglés) GOSEN-ENEE Gerencia de Operación del Sistema Eléctrico Nacional - ENEE GWh Gigawatio hora HNL Lempira – moneda nacional de Honduras IMAE Índice de Mensual de Actividad Económica (BCH) INE Instituto Nacional de Estadística kW Kilovatio kWh Kilovatio-hora PEG Plan de Expansión de la Generación PIB (PPA) Producto interno bruto (a Paridad de Poder Adquisitivo) PRISMA Proyecto de Recuperación de Ingresos con Medición Autónoma - PROMEF PROMEF Proyecto de mejora del sector eléctrico - Banco Mundial MW Megavatio MWh Megavatio-hora SIEPAC Sistema Interconectado de Electricidad para América Central SIN Sistema Interconectado Nacional de Honduras USD Dólar de los EE.UU. vi 1 RESUMEN EJECUTIVO El consumo de energía eléctrica de Honduras en 2015 fue de 8,611 GWh y en 2016 se ha alcanzado una demanda máxima de 1,514 MW, lo representa un 18 por ciento del total de Centro América (CA), cuando el PIB (PPA) de Honduras representa el 10 por ciento de la región. Esto significa unas intensidades de consumo de energía eléctrica y demanda máxima por unidad de PIB (PPA) un 75 por ciento superiores a la media de la región. Los restantes países de CA presentan trayectorias descendentes en el indicador de intensidad energética. La demanda de energía eléctrica está creciendo a un ritmo sostenido de 532 GWh/año lo que es más de un 6 por ciento anual, mostrando signos de ralentización en los últimos meses del 2016 en los grandes consumidores. La demanda máxima crece en promedio a un ritmo de 87 MW por año En este sentido, la intensidad de consumo identificada en Honduras indica que existe un amplio margen de mejora en el uso que se hace de la energía eléctrica y por lo tanto, que la implementación de medidas de eficiencia energética puede contribuir significativamente a la sostenibilidad del sector. Acciones dirigidas a un uso más eficiente de la energía y gestión de la demanda conllevarían una serie beneficios directos para los usuarios y para el sistema, como ser la reducción de costos, mejoras en la calidad del servicio y una menor presión en el ritmo creciente de nuevas inversiones para satisfacer el aumento de la demanda. En este informe se realiza un análisis preliminar sobre la demanda eléctrica en Honduras, identificando los sectores responsables del mayor consumo y realizando una distribución geografía inicial de los mismos. El informe analiza el comportamiento y contribuyentes a las puntas de demanda, la relevancia de estas puntas de demanda se debe a que requieren capacidad instalada adicional, la cual es infrautilizada y costosa para el sistema. Asimismo, se analizan algunas medidas de eficiencia energética y se evalúa preliminarmente su potencial impacto. El sector residencial es el mayor consumidor de electricidad, facturando el 26 por ciento del total de la electricidad generada. Este sector de consumo es también el máximo participante de la punta de la tarde con un 34 por ciento. Su participación en la punta de la mañana es inferior, representando un 21 por ciento, pero decisiva. Este sector es el más extenso y disperso, formado aproximadamente por más de 1.500.000 consumidores. Sus principales consumos se encuentran en iluminación (23 por ciento), refrigeración de alimentos (20 por ciento), estufas eléctricas (17 por ciento), climatización (14 por ciento) y calentadores de agua (9 por ciento).En el sector residencial se han analizado posibles intervenciones en la iluminación interior, el agua caliente sanitaria y el aire acondicionado. Un resumen de los análisis se presenta a continuación: Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 1 SECTOR RESIDENCIAL Iluminación Agua Caliente Sanitaria Aire Acondicionado Inversión necesaria (M USD) 8.6 13.3 14.4 Ahorro energético (GWh/año) 50 19.3 25 Ahorro en GWh/año por M USD 5.81 1.45 1.74 invertido Ahorro misiones CO2 (ton/año) 31,500 12,159 15,750 Ahorro económico (M USD/año) 4.6 1.5 2.3 PRS (años) 1.9 8.9 6.2 Reducción demanda (MW) 19.8* 4.8* 10 Inversión en M USD por MW reducido en la punta de demanda 0.45 2.78 1.45 *posiblemente en el pico de la tarde El sector comercial es el segundo sector en importancia, representando el 17 por ciento del consumo. Su aportación a la punta de la mañana es de un 20 por ciento. En la punta de la tarde su aporte es del 12 por ciento. El sector está compuesto por aproximadamente 130,000 consumidores; el 25 por ciento del consumo se concreta en 144 usuarios, y otro 24 por ciento se concentra en los consumidores de carácter medio-alto que son 1.024 usuarios. Todos se concentran en las principales ciudades. Los usos predominantes de la energía eléctrica son la iluminación, aire acondicionado, calentadores de agua y refrigeración de alimentos. En el sector comercial se han analizado posibles intervenciones en la iluminación y el aire acondicionado. SECTORES COMERCIAL Iluminación Aire Acondicionado Inversión necesaria (M USD) 1.2 7.2 Ahorro energético (GWh/año) 2.6 17 Ahorro en GWh/año por M USD invertido 2.17 2.36 Ahorro Emisiones CO2 (ton/año) 1,638 10,710 Ahorro económico (M USD/año) 0.9 1.4 PRS (años) 1.3 5 Reducción demanda (MW) 5* 5.3 Inversión en M USD por MW reducido en la punta de demanda 0.24 1.35 *posiblemente en el pico de la tarde Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 2 El sector industrial es el tercer sector en importancia, representando el 19 por ciento de la energía generada. Su aportación a la punta de la mañana es en torno al 19 por ciento y 14 por ciento a la de la tarde. Está formado por un total de 1.600 consumidores y es el sector que presenta una mayor concentración del consumo. Las 23 mayores industrias suponen el 55 por ciento del consumo del sector y 152 adicionales suman otro 36 por ciento. Prácticamente todas las industrias se sitúan en el corredor que va de Tegucigalpa a Puerto Cortes, con una especial concentración en el área periurbana de San Pedro Sula. Los usos finales de la electricidad varían por subsector predominando los accionamientos y maquinaria. Usos particulares son el calentamiento en plásticos y refrigeración en la industria agroalimentaria y molienda y transporte en cemento y construcción. El sector público, incluyendo gobierno, entes públicos y municipalidades, representa el 3 por ciento del consumo de electricidad, con una notable concentración correspondiendo la mayor parte a Tegucigalpa y San Pedro Sula. El alumbrado público representa el 1 por ciento de la electricidad generada. En el sector público se han analizado posibles intervenciones en el alumbrado municipal y el procesamiento de agua potable. SECTOR PÚBLICO Alumbrado Agua Potable Inversión necesaria (M USD) 31.1 1.25 Ahorro energético (GWh/año) 42 5.8 Ahorro en GWh/año por M USD invertido 1.35 4.64 Ahorro Emisiones CO2 (ton/año) 26,460 3,654 Ahorro económico (M USD/año) 3.17 0.69 PRS (años) 9.7 1.8 Reducción demanda (MW) 10* s/d Inversión en M USD por MW reducido en la punta 3.125 de demanda *posiblemente en el pico de la tarde En conclusión y a la vista de estos resultados, existe un gran potencial de ahorro energético en Honduras, por lo que se recomienda realizar un análisis más detallado de los potenciales subsectores establecidos en este informe como principales consumidores que son:  Sector residencial. Iluminación, refrigeradores, estufas y sistemas de agua caliente sanitaria en las principales áreas urbanas del país, así como el aire acondicionado en la zona norte. Hay que tener en cuenta que las encuestas utilizadas para determinar esta distribución de usos finales son de los años 2004 a 20061 y 20132 y que desde entonces se han producido cambios en los hábitos de consumo. Por lo tanto, sería conveniente actualizar estos datos para establecer un plan de eficiencia energética en este sector. 1 Estrategia de ENEE en Uso Racional de la Energía y Manejo de Demanda en los sectores industrial y comercial. Proyecto GAUREE II, Rev. 01 Marzo 2011 Comisión Europea. 2 Censo de Población y Vivienda 2013 y Encuesta Permanente de Hogares de Propósitos Múltiples (EPHPM) 2015 Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 3  Sector comercial. Iluminación y aire acondicionado de los 144 usuarios identificados como altos consumidores y los 1,024 identificados como consumidores medio-altos. Principalmente son hoteles, grandes edificios de oficinas, hospitales y restaurantes de comida rápida.  Sector industrial. En este caso, sería recomendable realizar auditorías energéticas a las 23 industrias que ocasionan el 55% del consumo del sector y establecer un plan de diagnóstico energético para las 152 industrias que consumen un 36%. Principalmente son industrias textiles, de cemento y construcción, alimentarias, de transformación maderera, químicas y de plásticos, ubicadas en el corredor que va de Tegucigalpa a Puerto Cortes, con una especial concentración en el área periurbana de San Pedro Sula. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 4 2 INTRODUCCIÓN 2.1 CONTEXTO DE PAÍS La energía puesta en el Sistema Interconectado Nacional3 (SIN) de Honduras fue en 2015 de 8,611 GWh, con una demanda máxima registrada de 1,445 MW. Esta energía puesta en el sistema fue principalmente generada en el país y sólo fueron importados 152 GWh, un 1.8 por ciento del total. Las ventas totales reportadas por ENEE fueron de 5.812 GWh. Durante los diez últimos años la evolución de esta energía entregada al sistema ha sido casi siempre creciente, sólo en 2009, como resultado de la inestabilidad política en el país, se percibió un ligero retroceso. El incremento entre 2005 y 2015 ha sido de 3,060 GWh, lo que supone una tasa promedio de crecimiento del 4.5 por ciento. Por su parte, la demanda máxima en el período ha crecido en 431 MW, lo que supone una tasa promedio del 4.0 por ciento. Estas tasas de crecimiento están sólo por debajo de las de Panamá en comparación a todos los países de la región centroamericana. La tasa promedio de incremento de la energía puesta en el sistema para Centro América es del 3.7 por ciento y en el caso de la demanda máxima, del 3.5 por ciento Según los últimos datos disponibles de ENEE, contrastados con los datos del Instituto Nacional de Estadística4 (INE), la cobertura eléctrica a nivel nacional en septiembre de 2016 era del 75.04 por ciento. Figura 1. Distribución de consumo de energía por sectores y pérdidas de energía 124.8GWh; 1% 103.7GWh; 1% 2,799.7GWh; 250.8GWh; 3% 33% 1,645.8GWh; 19% 1,429.0GWh; 17% 2,257.6GWh; 26% RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO AGUA PÉRDIDAS TOTALES Fuente: Elaboración propia en base a Boletines Estadísticos ENEE y Base de datos de Clientes El reparto del consumo de energía eléctrica por sectores y las pérdidas registradas tienen la distribución que se indica en la Figura 1. 3 El Sistema Interconectado Nacional de Honduras abarca gran parte del territorio continental, sólo el Departamento de Gracias a Dios, cuenta con sistemas aislados no conectados al SIN. Las tres principales Islas de la Bahía, Roatán, Utila y Guanaja, cuentan con sistemas independientes. Además pueden existir otras pequeñas redes locales para abastecimiento no contabilizadas. 4 Censo de Población y Vivienda 2013 y Encuesta Permanente de Hogares de Propósitos Múltiples (EPHPM) 2015. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 5 El mayor consumo corresponde al sector residencial con el 26 por ciento (2,258 GWh/año) del total, seguido por el sector industrial con el 19 por ciento (1,646 GWh/año) y el sector comercial con el 17 por ciento (1,429 GWh/año). A mucha más distancia quedan el sector público que supone el 3 por ciento (251 GWh/año), que reúne a los consumidores de Gobierno Central, Entes Autónomos y Municipal. El sector agua que incluye el abastecimiento de agua, saneamiento y riego, que supone un 1 por ciento (104 GWh/año). El alumbrado público se estima5 en otro 1 por ciento (125 GWh/año). En el análisis del consumo es muy notable el porcentaje de pérdidas que significan un 31.18 por ciento del total de la energía generada, de los cuales un 12.5 por ciento6 se estima que corresponde a las pérdidas técnicas. El restante corresponde a pérdidas comerciales, es decir energía no facturada, pero consumida por alguno de los sectores económicos. Según estimaciones7 realizas por los autores, reasignando estas pérdidas no-técnicas por sectores: el sector residencial representaría en torno al 37 por ciento del consumo total, el comercial el 24 por ciento y el industrial un 20 por ciento. La suma de la alta dependencia de Honduras del petróleo en su matriz de generación junto con los altos precios del petróleo de período 2008/2014, supusieron unos elevados costos de generación. Por ello, la política energética ha ido dirigida principalmente a la reducción de esta alta dependencia del petróleo. El resultado ha sido una notable transformación, desde una matriz eminentemente basada en el uso de bunker, a otra con mucha más participación renovable. Esta menor dependencia del bunker conlleva una reducción de las importaciones, una menor volatilidad de los costos de generación y una notable reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) por kWh generado. Sin embargo, en la práctica las condicionantes existentes tanto desde la demanda, las redes de transporte y distribución, como de la variabilidad de la generación renovable y la política de incentivos, ocasionan problemas que se traducen en un poco óptimo aprovechamiento de los recursos y de este cambio de la matriz, un deterioro de la calidad del servicio y unos elevados costos del sistema. Por tanto, si bien la política energética ha supuesto un importante esfuerzo de país para mejorar el sector eléctrico incrementando la oferta, las acciones relacionadas con la demanda han sido más limitadas. Una de las iniciativas de eficiencia energética llevadas a cabo tuvo lugar entre 2008-09 con el reparto en el sector residencial de 6.000.000 lámparas fluorescentes compactas. Esto supuso una 5 El alumbrado público se conecta directamente a las líneas de baja tensión sin medición, por lo que solo existen estimaciones de su consumo en función del inventario de luminarias, lámparas existentes y sus horas de funcionamiento. 6 Este es un dato estimado ya que ENEE no ha realizado un análisis de las pérdidas técnicas, ni su desglose por origen, líneas AT, transformación AT/MT; distribución MT; transformación MT/BT y distribución en BT. 7 Esta estimación se basan en dos vías de análisis:  vía indirecta: históricamente el peso relativo de energía vendida al sector residencial ha variado con respecto al total de ventas conforme las pérdidas totales variaban; las reducciones de pérdidas ha ido aparejadas a un incremento del peso relativo del sector residencial y viceversa. Por otro lado, el mayor incremento de la punta de la tarde respecto a la de la mañana es congruente con un incremento del peso relativo del sector residencial. Una asignación de pérdidas no-técnicas del 58 por ciento al sector residencial, 35 por ciento al comercial y 7 por ciento al industrial es el reparto que presenta un mejor ajuste de la suma de ventas y energía no facturada por sector.  via directa: las conexiones georreferenciadas sin medidor se sitúan preferentemente en áreas residenciales, aunque no se dispone de un análisis detallado por conexión, las previsiones corroboran los resultados anteriores Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 6 reducción de la punta de la tarde estimada en 43 MW (ver Figura 25) y un ahorro estimado de 142 GWh/año8. El costo del kWh evitado, sólo considerando la energía ahorrada en los cuatro años de vida del proyecto, fue de 17 USD/MWh (0.34 Lps/kWh), frente a los 101 USD/MWh de costo medio en generación del período 2009 a 2012. Por otra parte, los proyectos de cooperación internacional PESIC (2005-2008) (Proyecto de Eficiencia Energética en los Sectores Industrial y Comercial 2005 - 2008) financiado por PNUD y GAUREE I y GAUREE II (2003 -2011) (Generación autónoma y Uso Racional de la Energía Eléctrica), financiados por la Comisión Europea, no han tenido continuidad. En la actualidad, la agencia alemana de cooperación GIZ a través de su Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética en Centroamérica 4E está trabajando en formación y promoción especialmente con el sector industrial. A nivel internacional, la generalización de políticas para el uso eficiente de la energía ha dado excelentes resultados. La Agencia Internacional de la Energía indica9 que las políticas gubernamentales han sido un elemento fundamental para que la tasa de reducción de la intensidad energética mundial (consumo de energía por unidad de producto interior bruto) haya pasado del 0.6 por ciento de la pasada década al 1.5 por ciento en 2015 y 1.8 por ciento en 2016. Sin embargo, aun dos terceras parte del potencial económico de mejora siguen sin explotarse. En palabras de su Director Executivo: "Cada vez es más evidente que la eficiencia energética debe ser central en las políticas energéticas alrededor del mundo. Todos los imperativos fundamentales de la política energética - reducir las facturas de energía, descarbonización, la contaminación del aire, la seguridad energética y el acceso a la energía - son más alcanzables si es liderado por una fuerte política de eficiencia energética"10. La demanda de energía eléctrica está influenciada por la tipología, cantidad y parámetros de consumo de los abonados. Esto se traduce en la cantidad de energía total consumida y en qué momento del día, de la semana o del año se consume. Así se tienen dos parámetros básicos para red: el volumen total de energía consumida; y la punta de demanda, o la cantidad máxima de energía que los conjuntos de abonados consumen en un momento dado. Ambos factores condicionan el dimensionamiento de las infraestructuras de generación, transmisión y distribución. Honduras presenta la intensidad de consumo de energía eléctrica por millón de PIB (PPA) más elevado de la región, con 210 MWh/Mll USD PIB (PPA), un 76 por ciento por encima del promedio (120 MWh/Mll USD PIB (PPA)). El resto de países presentan tasas que se sitúan en una franja comprendida entre 145 y 80 MWh/Mll USD PIB (PPA) (ver Tabla 1 y Figura 2). Además, los restantes países de la región presentan importantes tasas de reducción de este ratio, sin embargo, Honduras, presenta el valor más alto, incluso con tendencia a hacerse positivo. 8 Estrategia de ENEE en Uso Racional de la Energía y Manejo de Demanda en los sectores industrial y comercial. Proyecto GAUREE II, Rev. 01 Marzo 2011 Comisión Europea. 9 Energy Efficiency Martket Report 2016. https://www.iea.org/eemr16/files/medium-term-energy-efficiency-2016_WEB.PDF 10 Energy Efficiency Martket Report 2016. "Foreword: It is becoming increasingly clear that energy efficiency needs to be central in energy policies around the world. All of the core imperatives of energy policy – reducing energy bills, decarbonisation, air pollution, energy security, and energy access – are made more attainable if led by strong energy efficiency policy." Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 7 Tabla 1. Intensidad de consumo de energía eléctrica consumida en C.A. como Energía puesta en el sistema en MWh por millón de PIB (PPA) en USD INTENSIDAD DE COSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2000 2005 2010 2015 ∆ 2000/2015% COSTA RICA 214.5 199.5 169.0 143.5 -33% EL SALVADOR 138.1 138.7 133.8 123.8 -10% GUATEMALA 93.3 94.5 84.6 77.8 -17% HONDURAS 233.2 228.7 211.1 209.7 -10% NICARAGUA 159.6 151.5 145.3 132.5 -17% PANAMÁ 191.3 162.1 132.3 107.6 -44% PROMEDIO PONDERADO 155.7 149.6 133.4 119.1 -24% Fuente: Elaboración propia en base a datos de CEPAL y Banco Mundial Figura 2. Evolución de la Intensidad de consumo de energía en C.A. como Energía puesta en el sistema en MWh por Mll USD PIB (PPA) 250 200 COSTA RICA MWh/Mll USD PIB (PPA) EL SALVADOR 150 GUATEMALA HONDURAS 100 NICARAGUA PANAMÁ 50 PROMEDIO REGIÓN 0 2000 2005 2010 2015 Fuente: Elaboración propia en base a datos de CEPAL y Banco Mundial Algo similar se observa en el caso de la demanda máxima anual, con un ratio de 35 kW/Mll USD PIB (PPA), casi un 80 por ciento superior al valor promedio de la región que es de 20 kW/Mll USD PIB (PPA). De la misma forma la evolución desde el 2000 está claramente alejada de los restantes países de la región. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 8 Tabla 2. Intensidad de demanda máxima de energía eléctrica en C.A. como Demanda máxima anual en kW por Mll USD PIB (PPA) INTENSIDAD DEMANDA MÁXIMA 2000 2005 2010 2015 ∆ 2000/2015% COSTA RICA 37.6 34.0 27.2 21.8 -42% EL SALVADOR 25.6 22.2 21.5 20.7 -19% GUATEMALA 18.1 17.6 15.3 13.3 -27% HONDURAS 40.8 41.8 39.0 35.2 -14% NICARAGUA 28.7 26.6 23.8 21.1 -26% PANAMÁ 31.5 27.6 22.2 18.5 -41% PROMEDIO PONDERADO 27.9 26.1 22.7 19.6 -30% Fuente: Elaboración propia en base a datos de CEPAL y Banco Mundial Figura 3. Evolución de la Intensidad de demanda máxima anual en C.A. como Demanda máxima anual en kW por millón de PIB (PPA) en USD 50 45 40 COSTA RICA MWh/Mll USD PIB (PPA) 35 EL SALVADOR 30 GUATEMALA 25 HONDURAS 20 NICARAGUA 15 PANAMÁ 10 5 PROMEDIO REGIÓN 0 2000 2005 2010 2015 Fuente: Elaboración propia en base a datos de CEPAL y Banco Mundial Esto implica que Honduras dispone de un gran potencial de mejora hasta ahora no aprovechado. Así en el caso de reducir su intensidad de consumo eléctrico a niveles ligeramente superiores al de los restantes países de la región (135 MWh/Mll USD PIB PPA) supondría un ahorro de 3,069 GWh/año. De la misma forma, reducir su Intensidad de demanda máxima hasta niveles equivalentes a los restantes países hasta valores entorno a los 22 kW/Mll USD PIB(PPA), supondría reducir la demanda en aproximadamente 540 MW El ejemplo ya indicado del proyecto de lámparas fluorescentes compactas en 2008-2009, tuvo un resultado de 17 USD/MWh ahorrados, frente a la franja de 0 - 50 USD/MWh de referencia internacional actual. La identificación de este proyecto surgió como consecuencia del primer estudio de caracterización de la demanda sistemático que el proyecto GAUREE II realizó para Honduras entre 2004 y 2005. Sin embargo, desde la fecha de ejecución de este proyecto los parámetros de consumo de los usuarios han evolucionado y las circunstancias también, por lo que se hace necesario reeditar un análisis de caracterización de la demanda que sirva para identificar los potenciales de mejora que presenta el país. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 9 Además, la entrada en vigor de la estructura multihoraria (Dic/2016) correspondiente a la tarifa publicada en Mayo de 2016, si bien puede ser una herramienta para la puesta en marcha de acciones en gestión de la demanda y eficiencia energética; también puede suponer un serio incremento de costos para aquellos abonados que continúen con sus parámetros de consumo invariables. La experiencia internacional indica que los consumidores por si solos no disponen ni del conocimiento ni la preparación para aprovechar las oportunidades que un cambio de este tipo supone, lo que puede afectar el nivel de éxito de la iniciativa. 2.2 OBJETIVO DEL ESTUDIO El objetivo de este estudio es realizar un análisis preliminar sobre la demanda eléctrica en Honduras, identificando los sectores responsables del mayor consumo y realizando una distribución geografía inicial de los mismos. En base a este análisis se identificarán los sectores cuya reducción de la demanda pueda tener mayor impacto a nivel nacional y por tanto, serían los más indicados para implementar medidas de eficiencia energética y de gestión de la demanda. 2.3 ESTRUCTURA DEL INFORME El informe se estructura en tres partes: 1) Situación de la generación y la demanda. Por un lado, la situación actual de la generación de energía, composición de la matriz de generación, capacidad de generación y operación para llegar a proporcionar la demanda; y, por otro, los datos generales de la demanda de energía. 2) Análisis de la demanda y caracterización de consumo de energía por cada sector, perfil de consumo diario y variación estacional. 3) Ejemplos de propuestas para reducción del consumo de energía eléctrica y de los picos de demanda. 2.4 DATOS EMPLEADOS EN EL ESTUDIO Y METODOLOGÍA Los datos base para la realización de este estudio han sido los siguientes: 1) Datos relativos a la demanda global nacional facilitados por Gerencia de Operación del Sistema Eléctrico Nacional (GOSEN-ENEE): a) Datos de demanda máxima horaria nacional, desde enero 2015 a octubre 2016. b) Datos de demanda promedio nacional registrada cada minuto de los meses de julio 2015, noviembre 2015, enero 2016 y marzo 2016. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 10 2) Datos de generación, facilitados por GOSEN-ENEE: a) Potencia media horaria generada por cada planta: Marzo, abril, agosto, septiembre y noviembre de 2015. b) Potencia media horaria generada por las plantas fotovoltaicas entre mayo y septiembre de 2015. 3) Energía generada total mensual por cada planta, incluyendo costos fijos y variables, facilitados por ENEE - Generación. 4) Energía facturada por ENEE a cada abonado entre diciembre 2014 y noviembre 2015. Departamento de Informática. 5) Energía consumida por los abonados. Se ha dispuesto de los datos proporcionados por el Proyecto de Recuperación de Ingresos con Medición Autómática (PRISMA) realizado por PROMEF y actualmente bajo la gestión de EEH, formados por ficheros mensuales por día de la semana incluyendo 4,297 abonados tele-medidos pertenecientes a todos los sectores. La base metodológica seguida para el desarrollo de este estudio se compone de las dos fases: 1) Determinación de los perfiles diarios de demanda global nacional. a) Análisis y determinación de los perfiles típicos para días laborables, sábados y domingos y festivos. Elaboración del perfil típico del día laborable de demanda máxima y el perfil típico del día laborable de demanda mínima con objeto de hacer un análisis comparativo. b) Análisis de la distribución geográfica del consumo de energía y repercusiones de esta distribución. c) Análisis de los parámetros más significativos que determinan las fluctuaciones anuales de la demanda eléctrica. Desglose y análisis de los efectos de: la laboralidad; la climatología; y la hora de amanecer y ocaso; localización geográfica; etc. 2) Caracterización de la demanda por sectores y subsectores: a) Selección de sectores y subsectores. b) Estratificación de los sectores y subsectores por tramos de consumo de energía y perfil considerados como homogéneos. c) Determinación de perfiles típicos de comportamiento diario y estacional de los diferentes estratos seleccionados para sectores y subsectores. Para la determinación de los perfiles tipos se toma una muestra aleatoria sobre la población del estrato de tamaño suficiente para obtener un nivel de confianza superior al 98 por ciento. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 11 d) Análisis de la variación estacional del consumo de cada sector/subsector en función de los parámetros principales analizados en la fase anterior. e) Comprobación de la coherencia entre los resultados de la integración global de todos los sectores/subsectores con perfiles globales nacionales obtenidos en la fase anterior. 2.5 LIMITACIONES DEL ESTUDIO 2.5.1 DATOS DE DEMANDA ELÉCTRICA NACIONAL El CND ha utilizado tradicionalmente datos de la demanda punta registrada en intervalos de 1 hora. Con el Scada que ENEE disponía hasta 2013, este tipo de datos le proporcionaban a ENEE información aproximada de la evolución de la demanda y le servía para la realización de pronósticos de corto plazo. Sin embargo, esta información es insuficiente para la realización de estudios de perfil de demanda, ya que maximiza la demanda real y provoca distorsiones de los perfiles de demanda (ver Figura 4). El análisis para la determinación de las horas punta de la tarifa multihoraria se realizó utilizando esta información, lo que ha provocado considerar 10 horas como horas de período punta (de 9:00 - 16:00 y de 18:00 a 21:00), lo cual no parece corresponder con la realidad según se verá a continuación. Figura 4. Comparativa del perfil promedio de demanda en día laborable de marzo 2015 considerando valores de demanda máxima en cada o valores de demanda promedio cuarto-horaria 1,500 1,400 1,300 1,200 MW 1,100 1,000 900 800 11:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 Fuente: Elaboración propia en base a datos del CNE - ENEE Un ejemplo de las imprecisiones a las que conduce este tipo de información es el efecto que se puede observar en la Figura 5 y Figura 6. En ellas se representa el número de horas que la demanda sobrepasa un determinado en este caso 1.500 MW, 1450 MW, 1400 MW y 1350 MW. La Figura 5 presenta los resultados tomando como base datos cada minuto y la Figura 6 datos de demanda Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 12 máxima cada hora. Como se puede apreciar la precisión de los resultados es muy diferente; en el caso de considerar los datos de demanda máxima cada hora, se maximiza el número de horas en el cual la demanda sobrepasa los niveles fijados, lo cual induce a considerar que la prevalencia de la demanda a las 11:00 y a las 13:00 son de magnitudes similares, lo cual no se corresponde la realidad según los datos cada minuto. Figura 5. Horas equivalentes que la demanda Figura 6. Horas equivalentes que la demanda sobrepasa el valor indicado sobrepasa el valor indicado (partiendo de datos cada minuto) (partiendo de datos cada hora) 3.0% 4.00% PORCENTAJE DE HORAS EQUIVALENTES EN PORCENTAJE DE HORAS EQUIVALENTES EN VALOR INDICADO (DATOS CADA MINUTO) LAS QUE LA DEMANDA ES SUPERIOR AL LAS QUE LA DEMANDA ES SUPERIOR AL VALOR INDICADO (DATOS MAXIMA 3.50% 2.5% 3.00% 2.0% 2.50% HORARIA) 1.5% 2.00% 1.50% 1.0% 1.00% 0.5% 0.50% 0.0% 0.00% 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 11:00 11:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 1,500 MW 1.450 MW 1,400 MW 1,350 MW 1,300 MW 1,500 MW 1,450 MW 1,400 MW 1,350 MW 1,300 MW Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Figura 7. Fallos de suministro detectados 1,550 1,500 1,450 1,400 1,350 MW 1,300 1,250 1,200 1,150 1,100 1-may.-16 8-may.-16 4-sep.-16 12-jun.-16 19-jun.-16 26-jun.-16 25-sep.-16 15-may.-16 22-may.-16 21-ago.-16 28-ago.-16 18-sep.-16 29-may.-16 14-ago.-16 10-jul.-16 17-jul.-16 24-jul.-16 31-jul.-16 7-ago.-16 11-sep.-16 3-jul.-16 5-jun.-16 DEMANDA PUNTA DE LA MAÑANA DEMANDA PUNTA DE LA TARDE Fuente: Elaboración propia en base a datos del CNE - ENEE Por otro lado, se observa que durante varios días hay anomalías en la congruencia de datos. Así, por ejemplo, no hay correlación entre las demandas punta de varios días y las respectivas de los días anteriores y posteriores, lo que indica posibles fallos de suministro, que pueden ser debidos a Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 13 problemas en la red o faltas de potencia disponible. Es especialmente significativo que estas "faltas" se producen principalmente en la punta de la tarde, que es la que se produce cuando hay un mayor déficit de potencia en el sistema (ver Figura 7). 2.5.2 INFORMACIÓN DE LOS ABONADOS Para el análisis del consumo de energía por sectores y subsectores se ha dispuesto de 4 meses de datos de PRISMA correspondientes a 4,700 abonados de todos los sectores, principalmente comercial e industrial. Sin embargo, se ha encontrado los siguientes problemas: 1) pérdida de datos: los ficheros presentan numerosas pérdidas de información, que pueden estar motivados por: fallos de suministro, problemas de rango de los medidores instalados, caídas del sistema de recogida de la información, errores en exportación de datos a un formato utilizable, y otros no identificados. 2) falta de consistencia de datos: por alguno de los motivos indicados anteriormente se detectan registros de consumo anómalos. 3) realización de promedios en períodos: durante períodos de tiempo no se ha dispuesto de los datos originales para cada día, sino de promedios mensuales ya elaborados por el sistema. 4) el volumen de información a manejar es muy elevado y muy poco adaptada a la realización de otros estudios que los propios de PRISMA, por lo que no facilita la automatización de los procesos de cálculo. 5) De los 4,700 abonados, se encontró que:  908 no contienen datos válidos  115 corresponde al sector residencial, de los cuales sólo 67 cumplen los criterios11 de continuidad y homogeneidad de datos.  2,404 corresponden al sector comercial de los cuales 1,850 cumplen los criterios de continuidad y homogeneidad de datos.  359 corresponden al sector industrial de los cuales 247 cumplen los criterios de continuidad y homogeneidad de datos.  501 corresponden al sector público de los cuales 350 cumplen los criterios de continuidad y homogeneidad de datos. Estas limitaciones deberán ser tenidas en cuenta en futuros estudios. 11 La desviación típica de la energía consumida mensualmente en el período de datos no supere el 20 por ciento del valor medio y que el consumo medio mensual del período de datos y no sea inferior al 50 por ciento del consumo medio en 2015. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 14 3 ANTECEDENTES 3.1 LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EN HONDURAS EN LA ACTUALIDAD La capacidad instalada en energía renovable ha crecido notablemente en los últimos diez años, lo cual ha supuesto un importante incremento de la energía generada con fuentes renovables y un significativo cambio de la matriz de generación. En 2006 las renovables suponían un 43 por ciento de la potencia instalada y generaban un 37 por ciento de la energía puesta en el sistema. En 2015, ya suponen un 62 por ciento de la potencia instalada, generando un 43 por ciento de la energía. Como se puede comprobar en el período prácticamente no ha habido variación de la potencia instalada en plantas estatales; no así en plantas térmicas, que se ha incrementado en 145 MW, de los cuales 42 MW corresponden a autogeneración en la industria, y especialmente las plantas renovables cuya potencia instalada se han incrementado fuertemente con 959 MW. Tabla 3. Potencia instalada y energía puesta en el sistema 2006 y 2015 2006 2015 Potencia Energía Potencia Energía Tecnología Instalada generada Instalada generada MW % GWh % MW % GWh % Total Plantas ENEE 522 41% 1,906 32% 524 21% 1,657 19% Hidro estatal 463 36% 1,904 17% 464 18% 1,612 19% El Cajón (Francisco Morazán) 300 23% 1,029 15% 300 12% 964% 0% Resto Hidro estatal 163 13% 875 0% 164 7% 647 8% Termica ENEE 60 5% 1 68% 60 2% 45 1% Total Plantas Privadas 756 59% 4,038 9% 1985 79% 6,768 79% Térmicas Privadas Punta 248 19% 536 54% 249 10% 789 9% Térmica privada Base 410 32% 3,184 1% 460 18% 3,659 43% Plantas de restricción 19 1% 31 0% 34 1% 67 1% Co-Generación Térmica 14 1% 13 0% 52 2% 65 1% Carbón 0 0% 0 5% 42 2% 94 1% Renovable Privada 66 5% 272 2% 1148 46% 2,094 24% Biomasa 37 3% 139 2% 210 8% 292 3% Hidro privada 29 2% 134 0% 248 10% 722 8% Eólica 0 0% 0 0% 176 7% 665 8% Solar Fotovoltaica 0 0% 0 0% 514 20% 415 5% Total Importación 2 0% 152 2% Total 1279 5,943 2509 8,576 Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 15 Fuente: Elaboración propia en Boletines estadísticos, CND y Unidad de Contratos - ENEE Durante el 2016 la generación renovable ya ha llegado a sobrepasar el 50 por ciento de la energía total generada durante varios meses, y en el conjunto del año se espera que ya represente en torno al 50 por ciento de la energía total puesta en el sistema. La generación renovable está supeditada a la disponibilidad del recurso y dependiendo de la tecnología se pueden observar variaciones plurianuales, estacionales y diarias. Las 30 plantas hidroeléctricas privadas en su totalidad son a filo de agua (o paso de agua) y/ disponen de embalses con muy poca capacidad. Por ello, la gran mayoría de estas plantas turbinan de forma continua el caudal instantáneo del río y sólo unas pocas tienen capacidad para retener una parte del caudal e incrementar su generación en las horas punta (ver Figura 8 y Figura 9). Esto hace que la producción de estas plantas dependa del caudal instantáneo del río y por tanto, de la configuración de la cuenca y de la pluviosidad. Figura 8. Operación de plantas renovables Figura 9. Perfil promedio diario de generación generación semana 7-13/9/2015 de las plantas solares, eólica e hidroeléctricas privadas y biomasa 375 275 350 250 325 300 225 275 200 250 225 175 200 150 MW 175 MW 150 125 125 100 100 75 75 50 50 25 25 0 10-9-1915 12-9-1915 13-9-1915 11-9-1915 7-9-1915 8-9-1915 9-9-1915 0 11:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 HIDRO PRIVADA SOLAR EÓLICO BIOMASA HIDRO PRIVADA SOLAR EÓLICO BIOMASA Fuente: Elaboración propia a partir de datos CND - ENEE Figura 10. Operación de plantas hidroeléctricas Figura 11. Factor de carga promedio mensual evolución de la generación como potencia período 2006-16 de las plantas hidroeléctricas promedio mensual 2006-16 300 100% POTENCIA GENERARA PROMEDIO MENSUAL 90% 250 80% 70% 200 60% (MW) 150 50% 40% 100 30% 50 20% 10% 0 0% 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 2011 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC FRANCISCO MORAZÁN RESTO HIDRO ENEE HIDRO PRIVADA FRANCISCO MORAZÁN RESTO HIDRO ENEE HIDRO PRIVADA Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 16 Fuente: Elaboración propia a partir de datos CND - ENEE Honduras al situarse al norte de la zona de convergencia intertropical tiene un régimen de lluvias discontinuo, con dos épocas principales de lluvias entre junio y julio y de septiembre a diciembre. Además, el evento climático de Niño/Niña afecta significativamente el régimen de lluvias, provocando unos o dos años secos (Niño) seguido de otros más lluviosos (Niña). Los tres últimos eventos de sequía se han dado con una diferencia aproximada de 10 años (1993-94, 2003-05 y 2014- 15). Esta variabilidad del régimen de lluvias hace que la generación de estas plantas hidroeléctricas varíe sensiblemente a lo largo del año y pase por períodos de baja generación. Se puede observar la evolución de la generación de energía del período 2006-16 y el factor de carga promedio que han tenido las plantas en el período. Las plantas privadas presentan en promedio un mínimo de generación en abril y un máximo en octubre; lo cual supone, con la capacidad instalada actual, pasar aproximadamente de una generación de 60 MW de potencia promedio en la época seca, a 140 MW en la época húmeda. Un efecto diferente se observa en el caso de la biomasa, donde hasta hace pocos meses la generación estaba casi exclusivamente asociada a la generación con bagazo, con lo cual se limitaba la generación a la zafra, y una de residuo de palma aceitera. La entrada de nueva generación con cultivos energéticos ha incrementado la potencia y la disponibilidad de este tipo de plantas. En época de zafra (diciembre a mayo aproximadamente) la generación de los ingenios azucareros era en promedio de 50 MW, que se ha incrementado en 2016, con las nuevas plantas, hasta los 85 MW. Actualmente, fuera de zafra la generación se estima en los 40 MW. Por su parte la energía solar fotovoltaica cuenta con una potencia instalada de 514 MW según la capacidad de los paneles fotovoltaicos. Estas plantas siguen una curva de producción muy característica de campana (ver Figura 9) centrada en las horas diurnas. Figura 12. Evolución de la generación como Figura 13. Factor de carga promedio a lo largo potencia promedio mensual 2006-16 de las del año de plantas renovables de biomasa, plantas renovables de biomasa, eólicas y solar eólicas y solar fotovoltaica fotovoltaica 300 100% POTENCIA GENERARA PROMEDIO MENSUAL 90% 250 80% 70% 200 60% (MW) 150 50% 40% 100 30% 50 20% 10% 0 0% 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 2011 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC BIOMASA EÓLICO FOTOVOLTAICA BIOMASA EÓLICO FOTOVOLTAICA Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 17 Fuente: Elaboración propia a partir de datos CND - ENEE Por su parte, las plantas eólicas tienen una producción condicionada por la disponibilidad del viento. En término medio, el régimen de vientos hace que la forma típica de generación tenga un máximo de generación en torno a las 5:00 - 6:00 y un mínimo en torno a las 15:00 - 16:00 (ver Figura 9). En cuanto a su variabilidad en el año, los meses de mayor generación son noviembre, diciembre, enero, y julio, y con mínima generación abril, mayo, septiembre y octubre (ver Figura 13 y Figura 12). En la Figura 14 se incluye un ejemplo del despacho de plantas para una semana en noviembre. Figura 14. Despacho de planta semana 2-8/11/2015 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 MW 700 600 500 400 300 200 100 0 -100 2/11 12:00 2/11 18:00 3/11 12:00 3/11 18:00 6/11 12:00 6/11 18:00 7/11 12:00 7/11 18:00 4/11 12:00 4/11 18:00 5/11 12:00 5/11 18:00 8/11 12:00 8/11 18:00 3/11 0:00 3/11 6:00 4/11 0:00 4/11 6:00 6/11 6:00 7/11 0:00 7/11 6:00 8/11 0:00 2/11 0:00 2/11 6:00 5/11 0:00 5/11 6:00 6/11 0:00 8/11 6:00 HIDRO PRIVADA BIOMASA PRIVADA COGENERACIÓN CARBÓN RESTRICCIÓN TÉRMICO BASE EÓLICO PRIVADA SOLAR PRIVADA TÉRMICO PUNTA ENEE HIDRO ENEE TÉRMICO COMPRA/VENTA EXTERIOR Fuente: Elaboración propia en base a información del CND - ENEE Por tanto, la operación de plantas se puede resumir de la siguiente forma. Las plantas hidroeléctricas (excepto El Cajón), biomasa, eólicas y fotovoltaicas operan en la base junto con las de térmicas que operan por restricción12, las pequeñas plantas de carbón y los cogeneradores. Para cubrir la demanda las plantas térmicas13 de base proporcionan una parte sustancial de la generación necesaria, que debe ser suplementada en las puntas, principalmente en la de la tarde, por las plantas térmicas de punta14. El Cajón opera a máxima potencia durante las puntas de demanda y mantiene un mínimo operativo para seguir proporcionando los servicios auxiliares durante todo el día. 12 Dos plantas privadas trabajan en Ceiba generando para mantener la caída de tensión debido a la poca capacidad de la línea en 69 kV que alimenta Tela, La Ceiba y Trujillo. 13 Se consideran térmicas de base a Lufussa III, Enersa, excedente de Enersa y Alsthom Vetasa, debido a la son las que presentan precios más competitivos. 14 Se denomina térmicas de punta a Elcosa, Emce Choloma, Lufussa II y la turbina de gas del convenio con Lufussa . Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 18 Dependiendo de la producción solar y eólica disponible y la demanda, la capacidad total de generación puede ser insuficiente para satisfacer la demanda, lo que obliga a la importación y/o restricción. En la figura se observa que es necesario importar durante las puntas de demanda, especialmente en la tarde cuando ya no operan las plantas solares fotovoltaicas, dado que la capacidad de las térmicas y El Cajón es insuficiente para cubrir la demanda. Durante la madrugada, ocasionalmente en esas fechas, se importó energía como una compra de oportunidad y con objeto de reservar el agua del El Cajón. En resumen, la situación que se produce en las puntas de demanda en dos momentos representativos de la operatividad del sistema como son abril/mayo y octubre es la que se indica en la Figura 15. Los valores indicados se han estimado como típicos de la capacidad disponible de cada una de las tecnologías según los análisis establecidos. La información disponible a la fecha no ha permitido hacer un análisis de la probabilidad de generación de cada una de las tecnologías y nivel recomendado mínimo de la generación firme para mantener la confiabilidad del sistema, sin embargo, los resultados se pueden considerar suficientemente representativos de la situación planteada. Figura 15. Capacidad típica de generación por tecnología en puntas de demanda 1,600 1,400 1,200 1,000 MW 800 600 400 200 0 PUNTA DE LA PUNTA DE LA PUNTA DE LA PUNTA DE LA MAÑANA TARDE ABRIL/MAYO MAÑANA OCTUBRE TARDE OCTUBRE ABRIL/MAYO RESTO HIDRO ESTATAL HIDRO PRIVADA BIOMASA EÓLICA FOTOVOLTAICA GENERACIÓN TÉRMICA + IMPORTACIÓN + RESTRICCIÓN D EPOTENCIA EL CAJÓN (FRANCISCO MORAZÁN) Fuente: Elaboración propia Figura 16 Fuente: Evaluación de Impacto de los Fideicomisos en la Sostenibilidad Financiera del Sector Eléctrico de Honduras. BID 2015 Como se observa en la figura anterior, el momento más crítico se presenta durante la punta de la tarde en abril/mayo, cuando se produce la demanda más alta, la generación solar ya no está operativa y la generación eólica e hidroeléctrica de las plantas a filo de agua es menor. Con la demanda actual las necesidades en potencia firme serían de 885 MW, que debe ser provista por las Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 19 plantas térmicas, importación o recurrir a cortes selectivos de suministro. Si bien los meses más críticos son abril y mayo, esta circunstancia se produce durante todo el año, aunque de forma un poco más atenuada. Por ejemplo, el mes de octubre supone aproximadamente 140 MW menos de potencia, por la mayor aportación de las plantas hidroeléctricas a filo de agua y demanda punta 90 MW inferior. Las necesidades durante las puntas de la mañana son menores por la entrada de la generación solar fotovoltaica, sin embargo, el paso de nubes o la existencia de días cubiertos suponen una notable reducción de su generación que debe ser compensada. Por tanto, la optimación de los recursos de generación y el equilibrio del sistema se verían incrementados mediante la introducción de acciones sobre la demanda a través de medidas de optimización en su gestión, que disminuyan las puntas y rellenen los valles, y de eficiencia energética, que limiten el incremento del consumo de energía. 3.2 LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN HONDURAS EN LA ACTUALIDAD El consumo global de energía eléctrica de Honduras en 2015 fué de 8.611 GWh y la demanda máxima de 1,445 MW (este 2016 la demanda máxima ha llegado a los 1514 MW). Figura 17. Energía puesta en el sistema mensualmente y demanda máxima mensual 1,200 1,600 1,100 1,500 1,000 1,400 900 1,300 GWh 800 1,200 MW 700 1,100 600 1,000 500 900 400 800 2011 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA (GWh/mes) DEMANDA MÁXIMA MENSUAL (MW) Fuente: Elaboración propia en base a datos de datos del CND - ENEE Honduras presenta un elevado índice de pérdidas totales por lo que el parámetro que mejor representa la evolución del consumo es la energía inyectada o puesta en el sistema. Esta energía puesta en el sistema coincide de forma aproximada con la energía generada, ya que el volumen de importaciones en muy limitado, y si bien ha crecido en los últimos años no pasa del 3 por ciento de la energía total. De esta forma las pérdidas son incluidas como un consumidor más del sistema. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 20 En la Figura 17 se detalla la evolución mensual de la energía puesta en el sistema y de la demanda máxima mensual desde enero de 2005 hasta los últimos datos disponible de agosto de 2016. La evolución en ambos casos ha sido netamente creciente, con una marcada componente estacional. Según los datos oficiales a finales de 2015 el nivel global de pérdidas era del 31.18 por ciento, si bien este 2016 se estima ha seguido creciendo. ENEE no ha llegado a realizar un análisis sistemático de pérdidas para desglosar las pérdidas técnicas, debidas a pérdidas en el hierro en los escalen de transformación y óhmicas, las no-técnicas o comerciales, debidas a la energía no facturada. Los estudios realizados al respecto arrojan una estimación de pérdidas técnicas del 12.5 por ciento, por lo que las restantes hasta el 31.18 por ciento corresponderían a pérdidas comerciales. En la Figura 18 se incluye la evolución de la energía facturada anualmente. Como se puede apreciar la energía facturada al sector residencial se ha comportado de forma casi constante en el período, resultado que no coincide con el incremento de usuarios que ha experimentado el sector. Sin embargo, incluyendo una estimación de la distribución de pérdidas indicadas en el apartado anterior el resultado es muy diferente (ver Figura 19) Es evidente, por tanto, que el análisis de la importancia e impacto de cada sector sobre la demanda supone realizar una estimación del reparto de la energía consumida pero no facturada por ENEE. Figura 18. Ventas anuales de energía por sector Figura 19. Energía total anual consumida por cada sector (estimación) 3,500 3,500 3,000 3,000 2,500 2,500 2,000 2,000 GWh GWh 1,500 1,500 1,000 1,000 500 500 0 0 2,011 2,011 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010 2,012 2,013 2,014 2,015 2,003 2,004 2,005 2,006 2,007 2,008 2,009 2,010 2,012 2,013 2,014 2,015 PROYEC. 2016 PROYEC. 2016 RESIDENCIAL COMERCIAL RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIA Y ALTOS CONSUMIDORES SECTOR PÚBLICO INDUSTRIA Y ALTOS CONSUMIDORES SECTOR PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO Fuente: Elaboración propia en base a datos de datos de los boletines estadísticos ENEE y estimación de los autores Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 21 4 ANÁLISIS DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DE HONDURAS La demanda eléctrica tiene una forma periódica característica marcada por el uso de la electricidad que hacen los diferentes sectores a lo largo del día, la noche, días laborables y festivos y a lo largo del año con días más o menos cálidos (ver Figura A.1 y Figura A.2 del Anexo). Los hábitos de consumo de los diferentes abonados marcan las características diferenciales de la demanda de un país. Para analizar las características que la demanda eléctrica presenta es habitual utilizar un procedimiento matemático mediante análisis de series temporales que permite descomponer el comportamiento global en una serie de componentes que se pueden estudiar de forma independiente. Las componentes que de forma general se pueden identificar son las siguientes: 1) Una tendencia base de crecimiento a largo plazo debida al incremento del número de abonados y del consumo. 2) Una variación anual debido a variación en la actividad económica, laboralidad (períodos de vacaciones) y la climatología. Esta es una tendencia de variación a lo largo del año, habitualmente con dos temporadas una más cálida y otras más fría. 3) La oscilación diaria marcada por los períodos de actividad comercial, industrial y doméstica y la luz diurna, diferenciándose claramente entre laborables, sábados y domingos. 4) Además, se tiene una componente aleatoria que incluye la variabilidad del comportamiento de los usuarios, las incidencias en la red, problemas en la capacidad de suministros y otros incidentes. 4.1 EVOLUCIÓN ANUAL DE LA DEMANDA Como se ha indicado, la demanda presenta dos componentes de medio/largo plazo: la tendencia de crecimiento y la variabilidad con la climatología y laboralidad estacional. Honduras no presenta temporadas con una laboralidad estacional reducida como en otros países, sin embargo, si hay determinadas fechas que son declaradas festivos y cuya demanda se asemeja a la de un domingo, es el caso de varios días en Navidades, Semana Santa o en las fiestas patrias de Septiembre/Octubre. La tendencia de crecimiento en el tiempo se observa en Figura 20, donde se incluye la evolución15 de la energía puesta en sistema y del promedio de la demanda máxima los días laborables en comparación con la Evolución del Índice de Mensual de Actividad Económica (IMAE). Como se puede observar la evolución ha sido creciente en los últimos años, sólo la inestabilidad política de 2008 y 2009 que supuso una notable bajada de la actividad económica, se reflejó ligeramente sobre el consumo de energía eléctrica. 15 En todos los casos se representa el promedio móvil anual ya que refleja mejor la tendencia de largo plazo eliminando las variaciones mensuales que se producen en todas las variables. En el eje de ordenadas se representa la variación relativa (en por ciento) de los diversos índices respecto a su valor en 2005 (valor en 2005 tomado como de referencia = 100 por ciento) Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 22 Figura 20. Evolución del Índice de Mensual de Actividad Económica (IMAE), de la energía puesta en el sistema y del promedio de la demanda punta de los días laborables. 190 180 170 160 150 % 140 130 120 110 100 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2012 2013 2014 2015 2016 2011 PROMEDIO MÓVIL ANUAL IMAE GENERAL PROMEDIO MÓVIL ANUAL IMAE INDUSTRIA Y MANUFACTURA PROMEDIO MÓVIL ANUAL IMAE COMERCIO PROMEDIO MÓVIL ANUAL DE LA ENERGÍA PUESTA EN EL SISTEMA PROMEDIO MÓVIL ANUAL DEMANDA MÁXIMA Fuente: Elaboración propia en base a datos del IMAE del Banco Central de Honduras (BCH) y ENEE Además, es notable que el estancamiento de la actividad industrial y manufacturera observado en el índice IMAE en 2013 y 2014 apenas tuviera su reflejo en la evolución del consumo de energía y sólo se aprecia una pequeña ralentización del crecimiento a finales del 2014. El crecimiento promedio de la energía puesta en el sistema en el período 2006 a Ago/2016 ha sido de 26 GWh/mes (312 GWh/año) y el de la demanda máxima de 43.3 MW/año. En el último año (Sep 2015 - Ago 2016) el crecimiento está siendo de 49.2 GWh/mes (532 GWh/año) y de 87 MW la demanda máxima. Los ultimo datos disponibles indican una desaceleración del consumo en Agosto y Septiembre que puede ser debido a la subida de precios que ha representado la entrada en vigor del nuevo pliego tarifario. Si bien aún no se cuenta con datos concluyentes del efecto real que está teniendo sobre la demanda global y ni sobre los diferentes sectores. Por sectores, y teniendo en cuenta el total del consumo del sector (facturación + pérdidas comerciales estimadas asignables al sector), el mayor crecimiento se estima corresponde al sector residencial con 327 GWh/año; en el comercial el crecimiento total se estima en torno a los 140 GWh/año, y en el industrial de 55 GWh/año. Por otro lado, el efecto de la climatología se observa tanto sobre las puntas de demanda como en el consumo de energía (ver Figura 21 y Figura 22). La punta de demanda de la mañana es mucho más Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 23 sensible a la variación estacional que la punta de demanda de la tarde. Así los meses más fríos Noviembre, Diciembre y Enero son los que presentan demandas punta más bajas, en contraposición con Abril, Mayo y Junio, que presentan las demandas más elevadas. La punta de demanda de la tarde tiene un comportamiento mucho más estable con una variación estacional mucho menos acusada. Por su parte la energía sigue un comportamiento también marcadamente estacional, con máximo consumo los meses más cálidos y de elevada humedad (Abril a Septiembre). Figura 21. Variación anual de las puntas de la Figura 22. Variación anual promedio de la mañana y de la tarde energía puesta en el sistema) 105% 105% 100% 100% 95% 95% 90% 90% 85% 85% 80% 80% 75% ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 75% DEMANDA PUNTA MAÑANA DEMANDA PUNTA DE LA TARDE ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Fuente: Elaboración propia en base a datos de CNE y Boletines estadísticos ENEE. Período de análisis 2006 a 2015 NOTA: Se ha tomado como referencia en cada caso valor más alto, estando los demás referidos a este La variable principal de esta componente es la temperatura ambiente. Para comprobarlo se ha realizado un análisis sobre la punta de demanda de la mañana de los días laborables de 2015 y 2016, resultando que el mejor ajuste se obtiene en las siguientes condiciones: ∆P (MW)= (TMD -23.0)x 10.5 + (TMD - 27.3) x 23.4 donde: ∆P: oscilación sobre la tendencia de crecimiento anual (puede ser positivo o negativo) TMDTGU: temperatura media diaria de Tegucigalpa TMDSPS: temperatura media diaria de San Pedro Sula El error medio absoluto resultante ha sido de 21.8 MW, que es inferior al 2 por ciento del promedio de la demanda punta. Esto significa que el efecto de temperatura de San Pedro Sula sobre la demanda eléctrica tiene un impacto 2.3 veces superior al efecto de temperatura de Tegucigalpa. Esto representa para los días laborables, una oscilación máxima de 332 MW entre la demanda punta máxima el día de temperaturas máximas y la demanda punta mínima el día de mínima temperatura. Apenas se percibe el uso de calefacción eléctrica que, de darse, estaría restringido a muy pocas zonas del país. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 24 4.2 PERFIL DE DEMANDA ELÉCTRICA 4.2.1 DETERMINACIÓN DEL PERFIL DIARIO TÍPICO La componente de más evidente identificación es el perfil diario, en Honduras este perfil diario presenta claras diferencias entre los días laborables, sábados y domingos y festivos. Por lo que se refiere a los laborables no presentan apenas diferencias entre sí, salvo los lunes que presentan de madrugada una demanda menor que los restantes de días laborables y los viernes que durante las últimas horas del día presenta una demanda ligeramente superior. Sin embargo, no se consideran de relevancia para desagregar la tipología de estos días de los restantes laborables. El análisis de los datos disponibles da como resultado los perfiles típicos de demanda que se incluyen en la Figura 23. En el Anexo se incluyen los perfiles promedio mensual elaborados a partir de datos minuto a minuto de cuatro meses (ver Figura A.3, Figura A.4 y Figura A.5). Las características principales que se observan para el día tipo laborable son: 1) El perfil típico presenta un doble pico: uno en la mañana y uno en la tarde. Figura 23. Perfiles típicos de demanda cuarto-horaria Laborables, Sábados y Domingos 1,400 1,300 1,200 1,100 MW 1,000 900 800 700 600 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00 11:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 LABORABLE SABADO DOMINGO Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND 2) El pico de la mañana, que se produce en torno a las 11:30 - 12:00, no presenta variación apreciable a lo largo del año en cuanto al horario; pero si una notable variación en su magnitud Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 25 dependiendo de la climatología, siendo la demanda en los días más cálidos en torno a los 200 MW superior a la de los días fríos. 3) Desde las 13:00 hasta las 16:00 se prolonga una meseta decreciente que en su parte más alta es 50 MW inferior a la punta de la mañana. 4) Entre las 17:00 y las 16:00 se produce un valle de aproximadamente 130 MW menos que la punta de la mañana. Este valle presenta una variación en el tiempo asociada a la hora del ocaso y una variación en su magnitud de aproximadamente 200 MW entre los días más calientes y los más fríos, muy similar a lo que se observa en la punta de la mañana (ver Figura A.6). 5) Entre las 18:30 y las 19:30 se produce la punta de la tarde. Este desplazamiento se produce también debido a la variación en el ocaso. Esta punta en promedio es 35 MW superior a la de la punta de la mañana, sin embargo, la demanda máxima anual se suele producir durante la punta de la mañana. Además, presenta una variación entre los meses cálidos y fríos de sólo 160 MW. 6) A partir de las 20:00 se inicia un fuerte descenso de la demanda hasta el mínimo que se produce entre las 3:00 y las 4:00. Este valle tiene una variación estacional de aproximadamente 170 MW. 7) La oscilación media diaria entre la demanda máxima y la mínima en promedio es de 570 MW, lo que presenta que la demanda mínima es sólo un 60 por ciento de la demanda punta en el día. La oscilación anual entre la demanda máxima anual y la mínima llega a los 700 MW, lo que es prácticamente el 50 por ciento de la demanda máxima anual. Los sábados, la demanda presenta una forma similar a la de los laborables, pero con una punta de la mañana en unos 80 MW inferior a la punta de la mañana en los laborables y una punta de la tarde en torno a los 70 MW inferior a la punta de la tarde de los días laborables. Tras la punta de la mañana no se produce una meseta tan marcada, bajando paulatinamente la demanda hasta el valle de las 17:00 - 18:00. En la madrugada la demanda es superior en aproximadamente 40 MW a la de los días laborables. En cuanto a la variación con la estación cálida y fría es menos acusada que en el caso de los laborables; siendo la variación debido al horario similar. Por su parte los domingos y festivos presentan una punta de la mañana muy rebajada, siendo la más significativa la punta de la tarde. La punta de la tarde se presenta un poco retrasada con respecto a un laborable, si bien presenta un desplazamiento en el horario similar. Su variación con la temperatura ambiente es mucho menos acusada que en los días laborables. Los perfiles obtenidos son similares a los perfiles obtenidos por el proyecto GAUREE II en 200916 (ver Figura 24) sin embargo se pueden apreciar algunas diferencias, como son: 16 Caracterización de la Demanda de Energía Eléctrica en Honduras. Metodología para la elaborar estudios de caracterización de la demanda. Tegucigalpa MDC Mayo 2009. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 26 1) La demanda promedio del perfil laborable crece 260 MW en el período, observándose un crecimiento relativo de la punta de la tarde y una ligera disminución de la punta de la mañana; la meseta de las primeras horas de la tarde se incrementa y los valles de profundizan. 2) La demanda promedio de los sábados crece en 415 MW, lo que supone un importante crecimiento relativo respecto a la existente en 2009. Los extremos tienden a agudizarse, haciendo que las puntas de la mañana y tarde se acrecienten, y el valle nocturno se hace más profundo. Figura 24. Comparativa perfiles típicos de demanda cuarto-horaria Laborables, Sábados y Domingos. Años 2009 y 2015/16 1,400 1,300 1,200 1,100 MW 1,000 900 800 700 600 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 0:00 9:00 11:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 LABORABLE 2015/16 SABADO 2015/16 DOMINGO 2015/16 LABORABLE 2009 SABADO 2009 DOMINGO 2009 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND y datos del proyecto GAUREE II 3) La demanda promedio de los domingos y festivos crece en 385 MW, lo supone un crecimiento intermedio entre el sábado y los laborables. Dándose un comportamiento similar al observado los sábados, las puntas de incrementan, especialmente la de la tarde, y el valle se profundiza. En resumen, se observa un incremento relativo de la punta de la tarde respecto a la de la mañana y la diferencia entre el valle y las puntas se acrecienta. La importancia relativa de las puntas de demanda de la mañana y de la tarde ha sido variable en el tiempo. Así entre 2005 y 2008 se observaba un incremento paulatino del peso de la punta de la tarde sobre la punta de la mañana, sin embargo aun así la máxima demanda anual se producía durante la punta de la mañana. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 27 Desde finales de 2008 la introducción del proyecto de 6.000.000 de lámparas fluorescentes compactas (conocidos como Focos Ahorradores) en el sector residencial, supuso una importante reducción de la punta de la tarde que se estima en 43 MW (ver Figura 25). Con el tiempo ese efecto fue desapareciendo, volviendo la punta la tarde a ser prevalente sobre la punta de la mañana, y con una mayor tendencia al crecimiento. Figura 25. Evolución de la media móvil anual de las puntas de la mañana y la tarde (días laborables) 1,400 140 1,350 DIFERENCIAL: PUNTA TARDE - PUNTA MAÑANA (MW) 1,300 120 1,250 1,200 100 1,150 1,100 80 1,050 DEMANDA (MW) 1,000 60 950 900 40 850 800 20 750 700 0 650 600 -20 550 500 -40 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 DIFERENCIAL DE MEDIAS MOVILES PUNTA DE LA TARDE-PUNTA DE LA MAÑANA PROMEDIO MOVIL ANUAL DEMANDA MAÑANA PROMEDIO MOVIL ANUAL DE LA PUNTA DE LA TARDE Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Con objeto de analizar cuáles son las horas de mayor congestión del sistema, se han analizado la frecuencia con que la demanda sobrepasa determinados valores. Teniendo en cuenta que la demanda máxima registrada ha sido de 1,515 MW, se han seleccionado como valores límite: 1,500 MW, 1,450 MW, 1,400 MW, 1350 MW y 1,300 MW. Como se puede observar en la Figura 26, por encima de 1400 MW, solo se registran valores entre en la mañana 11:00 y 12:00 y entre 18:00 y 21:00 en la tarde. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 28 Figura 26. Horas equivalentes en la demanda los días laborables sobrepasa el valor indicado 3.0% PORCENTAJE DE HORAS EQUIVALENTES EN VALOR INDICADO (DATOS CADA MINUTO) LAS QUE LA DEMANDA ES SUPERIOR AL 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% 1:00 2:00 4:00 6:00 7:00 8:00 9:00 0:00 3:00 5:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 11:00 1,500 MW 1.450 MW 1,400 MW 1,350 MW 1,300 MW Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Esto indica una punta de la mañana muy estrecha y prácticamente limitada a 1 hora. El tramo entre 13:00 - 15:00 la demanda sufre un decaimiento progresivo, y si bien corresponde a una demanda mantenida, su prevalencia es inferior a los valores registrados a las 11:00 y muy inferiores a los de la punta de la tarde. Por lo que la extensión a 10 horas el período punta de los días laborables, tal y como se ha indica en el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales de la ENEE de Marzo de 2016, parece demasiado extendido, lo que desincentivaría acciones de gestión de la demanda por los usuarios, y más se entendería como una penalización de consumo. Se considera más acertado restringir el período punta a una franja más estrecha que abarcaría de 11:00 a 13:00 y de 18:00 a 21:00. 4.2.2 CARACTERIZACIÓN DE LA CURVA DE DEMANDA POR SECTORES Y ZONA GEOGRÁFICA Caracterizar la demanda y desagregarla por cada uno de los sectores y subsectores económicos implica un conocimiento de la energía que es consumida por cada uno y en qué momento del día, semana y año lo realiza. El análisis se ha realizado en dos fases, por un lado, identificando el consumo de energía de cada uno de los sectores y por otro, delimitando cuando cada uno de los sectores consume esa energía. 4.2.2.1 CONSUMO DE ENERGÍA POR SECTOR En primer lugar, se ha analizado el consumo de cada uno de los sectores económicos con objeto de evaluar el impacto de cada uno sobre el perfil diario y sobre la demanda. El desglose de sectores considerado como base del análisis es el siguiente: Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 29 1) Sector residencial: son abonados clasificados como residenciales por ENEE, y con tarifas 101 (monofásico) y 102 (trifásico), según pliego tarifario 2009. Corresponden a conexiones en baja tensión. 2) Sector comercial: son abonados clasificados como comerciales, tarifas 201 (baja tensión monofásica), 202 (baja tensión trifásica), tarifa C-301 (media tensión con potencia contratada superior a 250 kW) y tarifa D-401 (media tensión y alta con potencia contratada superior a 2,500 kW). 3) Sector industrial: son abonados clasificados como industriales. 4) Sector público: como suma de los abonados pertenecientes a los consumidores gubernamentales, entes autónomos y consumidores municipales. 5) Alumbrado público. El alumbrado público no dispone de líneas específicas con medidor en cabecera de línea, tan solo se dispone de un inventario de luminarias a partir del cual se ha estimado su consumo. Esta clasificación corresponde a la estructura tarifaria de 2009, debido a que se ha trabajado con datos del 2015 y la base de datos aún no estaba estructurada según la tarifa de 2016. Uno de los aspectos relevantes que incorpora la nueva estructura tarifaria de 2016 es la clasificación de los usuarios en función de su tensión de suministro (Baja, Media o Alta tensión). Sin embargo, la tarifa hasta este cambio no realizaba esta diferenciación, en realidad asimilaba abonados que tenían una potencia contratada inferior a 250 kW a una tarifa equiparable a suministros en Baja Tensión (aunque se podía tratarse de abonados conectados a líneas de Baja o Media Tensión). De la misma forma para los abonados consumiendo por encima de los 2,500 kW, que se asimilaban a abonados de Alta Tensión. Por este motivo ENEE no incluye en su base de datos la tensión de suministro del abonado, por lo que los desgloses que se incluyen en este estudio responden a estimaciones o información disponible proveniente del Sistema de Información Geográfica (GIS). 4.2.2.2 SECTORES Y SUBSECTORES ECONÓMICOS Para los sectores comercial e industrial se ha propuesto una desagregación asociada a la clasificación CIIU (Clasificación Industrial Internacional Uniforme) y que se incluyen en las siguientes tablas. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 30 Tabla 4. Subsectores considerados en el sector comercial COMERCIO C.1 1 - PEQUEÑO COMERCIO Y OFICINA C.1.A 1.1 - PEQUEÑO COMERCIO EN GENERAL C.1.B 1.2 - PEQUEÑO COMERCIO ALIMENTACIÓN C.1.C 1.3 - PEQUEÑA OFICINA C.2 2 - MEDIANO COMERCIO C.3 3 - GRAN SUPERFICIE ALIMENTACIÓN C.4 4 - CENTRO COMERCIAL MULTITIENDA C.5 5 - EDIFICIO OFICINAS Y SERVICIOS C.6 6 - CENTROS EDUCATIVOS C.7 7 - HOTELES Y RESIDENCIAS C.8 8 - RESTAURANTES Y COMIDAS C.9 9 - HOSPITALES Y SANIDAD C.10 10 - DEPORTE Y OCIO C.11 11 - IGLESIAS Y CULTO Tabla 5. Subsectores considerados en el sector industrial INDUSTRIA I.1 1 - PRODUCTOS ALIMENTICIOS Y I.2 2 - PRODUCTOS TEXTILES, INCLUYENDO: I.3 3 - CUEROS, TALABARTERÍA Y CALZADO I.4 4 - MADERA, PRODUCTOS DE MADERA, I.5 5 - PRODUCTOS DE METAL, INCLUYENDO: I.6 6 - PRODUCTOS DE MINERALES NO I.7 7 - PAPEL Y PRODUCTOS DE PAPEL Y I.8 8 - MAQUINARIA Y EQUIPO, INCLUYENDO: I.9 9 - SUSTANCIAS Y PRODUCTOS QUÍMICOS I.10 10 - PRODUCTOS DE PLÁSTICO I.11 11 – MAQUILA I.12 12 - MINERÍA EXTRACTIVA I.13 13 – BOMBEO AGUA: RIEGO AGRÍCOLA Sin embargo, hasta la fecha, se ha realizado sólo una desagregación muy parcial debido a que ENEE no incorpora esta información y es necesario realizar una investigación caso por caso. 4.2.2.3 DESGLOSE DEL CONSUMO POR ÁREA GEOGRÁFICA Por otro lado, se ha considerado la distribución geográfica de consumo de energía desagregándose el consumo por cada una de las regiones y separando entre áreas urbanas y rurales. ENEE no dispone hasta la fecha de un criterio para diferenciación entre aéreas urbanas y rurales y tampoco registra el municipio al cual pertenece el consumidor, sin embargo, dispone de una distribución geográfica equivalente al municipio denominada "sistema", aunque no coinciden exactamente, así un sistema puede incluir varios municipios o no coincidir con su misma delimitación. Como criterio provisional se ha establecido como "área urbana" los sistemas con más de 10,000 abonados residenciales, aunque puede incluir abonados en áreas de alta densidad urbana y periurbanas de más baja densidad. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 31 Los sistemas que cumplen este criterio son los que se indican en la tabla siguiente: Tabla 6. Sistemas que se han considerado como áreas urbanas y periurbanas TOTAL URBANO 80.3% REGIÓN CENTRO-SUR 31.8% 001-TEGUCIGALPA MDC 21.6% 050-C O M A Y A G U A 3.5% 190-SIGUATEPEQUE 1.0% 250-SAN LORENZO 0.9% 270-CHOLUTECA 2.8% 330-C A T A C A M A S 0.5% 350-J U T I C A L P A 0.7% 390-D A N L I 1.0% REGIÓN NOR-OCCIDENTAL 43.0% 510-SAN PEDRO SULA 20.5% 520-L A L I M A 1.0% 530-C H A M E L E C O N 0.9% 540-V I L L A N U E V A 4.5% 600-SANTA CRUZ DE YOJOA 0.8% 650-C O F R A D I A 1.3% 660-C H O L O M A 8.3% 680-PUERTO CORTES 1.4% 710-S A N M A N U E L 0.4% 730-P R O G R E S O 2.3% 790-G R A C I A S 0.2% 810-SANTA BARBARA 0.3% 820-SANTA ROSA DE COPAN 0.8% 830-NUEVA OCOTEPEQUE 0.2% REGIÓN LITORAL 5.5% 750-L A C E I B A 4.0% 921-T O C O A 0.7% 922-SONAGUERA 0.3% 935-OLANCHITO YORO 0.5% TOTAL RURAL 19.7% Según este criterio en las aéreas urbanas y periurbanas se concentra el 80.3 por ciento del consumo de energía y sólo un 19.7 por ciento correspondería a las zonas rurales. En la Figura 27 se incluyen los principales núcleos de consumo del país que suman el 67.5 por ciento del consumo de energía. Como se puede observar la mayor concentración de consumo se tiene en el área de San Pedro Sula que suma más del 35 por ciento del consumo de energía, sólo incluyendo los cuatro principales núcleos de consumo (San Pedro Sula, Choloma, Villanueva y Progreso). Tegucigalpa MDC (que incluye los sistemas de Tegucigalpa y Comayagüela) suma el 21.6 por ciento del consumo del país. Muy por debajo se encuentran La Ceiba (4.0 por ciento), Comayagua (3.5 por ciento) y Choluteca (2.8 por ciento). El consumo de energía en Honduras se concentra en el eje que va desde Puerto Cortes en el Norte hasta Choluteca en el Sur, con los dos grandes núcleos indicados. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 32 Figura 27. Principales núcleos de consumo Fuente: Elaboración propia en base a información del Dpto. Informática - ENEE Aunque el consumo de Ceiba y del resto del Litoral Atlántico es que menor cuantía, al estar alimentada por un ramal radial de pequeña capacidad, el consumo crea una excesiva caída de tensión y mala calidad de suministro, que debe ser compensada con generación adicional. Por lo que refiere al consumo de energía de cada sector se ha realizado un análisis que ha incorporado estratificar a los diferentes abonados de cada sector por su nivel de consumo. El número de estratos y el nivel de consumo de corte entre los estratos se han seleccionado de forma que sean los mínimos posibles y que den como resultado grupos que se puedan identificar por tipologías de consumo similares. Los estratos considerados y resultados son los que se incluyen en la Figura 28 para el sector residencial, Figura 29 para el sector comercial, Figura 30 para el sector industrial y Figura 31 para el sector público. Dentro del sector residencial el grupo de más peso son los abonados con consumo entre 100 y 200 kWh/mes de las áreas urbanas de la región Centro-Sur (218.2 GWh/año) que representa el 10 por ciento del consumo del sector, seguido del mismo estrato en el área Nor-Occidental (183.7 GWh/año) que representa el 8 por ciento del consumo del sector. En conjunto, las zonas urbanas de Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 33 las tres regiones de este estrato suponen el 20 por ciento del consumo del sector residencial, y la suma de áreas urbanas y rurales el 29 por ciento del consumo del sector residencial. En grupo de abonados que consumen por encima de 100 kWh/mes y están situados en áreas urbanas de las regiones Centro-Sur y Nor-Occidendal suman el 58 por ciento de la energía consumida por el sector, aunque son (483.000 abonados) el 32 por ciento del número total de abonados del sector residencial. Figura 28. Distribución del consumo de energía del sector residencial por área geográfica y estrato LITORAL RURAL (GWh/año) LITORAL URBANO (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL RURAL (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL URBANO (GWh/año) CENTRO SUR RURAL (GWh/año) CENTRO SUR URBANO (GWh/año) 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0 NOR- NOR- CENTRO SURCENTRO SUR LITORAL LITORAL OCCIDENTALOCCIDENTAL URBANO RURAL URBANO RURAL URBANO RURAL (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) <=600 kWh/año 22.48 28.88 21.91 31.35 6.56 3.96 600 - 1,200 kWh/año 76.08 61.46 72.71 54.91 21.29 12.17 1,200 - 2,400 kWh/año 218.19 91.94 183.67 73.85 54.48 27.97 2,400 - 3,600 kWh/año 170.76 38.33 116.17 27.04 35.84 13.67 3,600 - 6,000 kWh/año 166.44 24.83 125.23 18.96 36.21 11.17 >6,000 kWh/año 126.11 14.83 182.51 14.54 33.28 7.63 Fuente: Elaboración propia en base a información del Dpto. Informática - ENEE Por lo que se refiere al sector comercial, el consumo se concreta principalmente en las franjas de consumo entre 500 y 10.000 kWh/mes y consumo superior a 10.000 kWh/mes con potencia contratada inferior a 250 kW y situados en las zonas urbanas de regiones Centro-Sur y Nor- Occidental. Estos abonados representan el 52 por ciento del consumo de energía, pero sólo el 16 por ciento del número total de abonados del sector. El siguiente estrato en importancia son los abonados con potencia contratada entre 250 kW y 2,500 kW situados en las aéreas urbanas de las regiones Centro-Sur y Nor-Occidenctal, que representan el 18 por ciento del consumo, pero son 120 abonados, el 0.1 por ciento del número total. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 34 Figura 29. Distribución del consumo de energía del sector comercial por área geográfica y estrato LITORAL RURAL (GWh/año) LITORAL URBANO (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL RURAL (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL URBANO (GWh/año) CENTRO SUR RURAL (GWh/año) CENTRO SUR URBANO (GWh/año) 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0 NOR- NOR- CENTRO SURCENTRO SUR LITORAL LITORAL OCCIDENTALOCCIDENTAL URBANO RURAL URBANO RURAL URBANO RURAL (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) <=6,000 kWh/año 50.68 12.37 43.18 10.23 11.40 3.72 6,000 - 120,000 kWh/año 199.40 44.35 199.62 33.16 48.30 12.23 >120.000 kWh/año 175.72 6.26 180.06 14.43 34.45 9.71 DMax > 250 kW 109.17 2.24 157.12 8.96 16.71 13.63 DMAx > 2,500 kW 41.95 0.00 16.07 0.00 0.00 0.00 Fuente: Elaboración propia en base a información del Dpto. Informática - ENEE Figura 30. Distribución del consumo de energía del sector industrial por área geográfica y estrato LITORAL RURAL (GWh/año) LITORAL URBANO (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL RURAL (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL URBANO (GWh/año) CENTRO SUR RURAL (GWh/año) CENTRO SUR URBANO (GWh/año) 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0 NOR- NOR- CENTRO SURCENTRO SUR LITORAL LITORAL OCCIDENTALOCCIDENTAL URBANO RURAL URBANO RURAL URBANO RURAL (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) <=6,000 kWh/año 0.17 0.05 0.13 0.04 0.01 0.00 6,000 - 120,000 kWh/año 7.85 2.29 8.53 1.79 0.56 0.11 >120.000 kWh/año 43.91 5.84 61.05 12.67 2.16 1.57 DMax > 250 kW 135.08 5.14 362.17 39.21 37.29 11.36 DMAx > 2,500 kW 93.14 0.00 591.37 209.21 0.00 0.00 Fuente: Elaboración propia en base a información del Dpto. Informática - ENEE En la industria se observa un notable peso de las grandes industrias con potencia superior a 250 kW, especialmente concretada en la región Nor-Occidental. La pequeña industria, con potencia Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 35 contratada inferior a 250 kW está en recesión y su peso ha pasado se representar el 30 por ciento del consumo de energía sector que era en el año 2000, a un 18 por ciento en la actualidad. La gran industria (más de 250 kW contratados) se concentra especialmente en las áreas periurbanas de la región Nor-Occidental que supone más del 58 por ciento del consumo del sector suponiendo en total 103 industrias, el 7 por ciento del número total del sector. Por su parte el sector público se concreta principalmente en los grandes consumidores situados en Tegucigalpa y San Pedro Sula. Ambas suponen el 60 por ciento del sector. Figura 31. Distribución del consumo de energía del sector público por área geográfica y estrato LITORAL RURAL (GWh/año) LITORAL URBANO (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL RURAL (GWh/año) NOR-OCCIDENTAL URBANO (GWh/año) CENTRO SUR RURAL (GWh/año) CENTRO SUR URBANO (GWh/año) 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0 NOR- NOR- CENTRO SURCENTRO SUR LITORAL LITORAL OCCIDENTALOCCIDENTAL URBANO RURAL URBANO RURAL URBANO RURAL (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) (GWh/año) <=6,000 kWh/año 2.85 3.06 1.86 2.11 1.00 0.59 6,000 - 120,000 kWh/año 32.00 8.81 26.23 7.15 6.09 1.81 >120.000 kWh/año 112.37 2.64 61.36 2.29 15.88 2.89 Fuente: Elaboración propia en base a información del Dpto. Informática - ENEE 4.2.2.4 DESAGREGACIÓN DEL PERFIL DE DEMANDA A partir de la información disponible se ha realizado una desagregación de la demanda para el conjunto del país y el día laborable promedio, que se incluye en la Figura 32 y la Figura 33. El comportamiento del sector residencial a nivel nacional presenta tres picos, uno en torno a las 6:00, otro mucho más reducido en torno a las 11:30 y el tercero mucho más pronunciado en torno a las 19:30. De esta forma, la unión dos efectos que hacen que la demanda residencial marque el perfil de la demanda eléctrica de Honduras, por un lado, el importante peso de la energía global consumida por el sector en su conjunto y, por otro la concentración de consumo a determinadas horas. Aun así, el sector residencial presenta un consumo nocturno que es el más alto de todos los sectores. Como ya se ha indicado el sector residencial es el mayor consumidor de energía (en el año 2015 fue de un 24.3 por ciento de la energía puesta en el sistema y un 39.5 por ciento de la energía facturada), y además se estima que es el sector con mayor contribución a las pérdidas comerciales. Al mismo Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 36 tiempo, el sector residencial es el mayor responsable de la demanda punta de la tarde (ver Figura 32), por lo que se convierte en uno de los objetivos principales de la puesta en marcha de un programa de gestión de demanda para reducirla y de eficiencia energética. Estudios realizados por ENEE en años anteriores identifican dos aparatos como mayores consumidores durante la demanda punta, uno son las estufas eléctricas en la región Centro-Sur y el aire acondicionado en la zona Norte (regiones Nor-Occidental y Litoral). Por otro lado, la introducción de tecnologías más eficientes en iluminación doméstica es otra de las acciones que, según se comprobó en el proyecto de Focos Ahorradores de 2008/09, tiene una incidencia significativa sobre el consumo de energía y la punta de demanda de la tarde. El consumidor residencial, tiene un comportamiento particular ya que una parte sustancial del consumo se realiza durante las horas de tarifa pico y en especial durante la punta de la tarde. Los principales datos que se pueden estimar de las curvas de demanda de los usuarios residenciales son los siguientes: Tabla 7. Parámetros de incidencia de la iluminación residencial Factor de Carga: 63.90% FC individual promedio: 23.00% Factor de coincidencia: 36.00% Factor de Contribución en el pico: 100.00% Partición pérdidas comerciales: 39.00% Fuente: Dpto Elaboración propia Debido a que este sector tiene su mayor demanda en las horas punta de la tarde, es importante tomar medidas encaminadas a la disminución de la potencia máxima durante estas horas, mejorar el factor de carga individual, y por lo tanto el de todo el sector. Para obtener datos más precisos, es necesario hacer un estudio de caracterización de demanda más preciso, que permita desagregar por estratos de consumo con más detalle y poder así tomar las medidas de mayor impacto y menor costo. En los resultados de pérdidas comerciales se aprecia que el pico de la tarde es similar al sector residencial, con la diferencia que dura dos horas más, esto pudiera ser por el uso de equipos de aire acondicionado en la zona Norte, pero siempre dentro del sector residencial. Por otro lado, las demandas comercial e industrial presentan perfiles mucho más planos sin puntas marcadas y unas mesetas tanto de día como de noche, con una transición entre ambas relativamente suaves y coincidentes con las horas de apertura y cierre comerciales y cese de la actividad de las empresas que trabajan a un turno. El sector industrial presenta un consumo nocturno mucho más elevado que el sector comercial resultado de la actividad de la gran industria que trabaja a 3 y 4 turnos. En el sector industrial se observa un pequeño valle a las 12:00, resultado de la parada para la comida. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 37 Figura 32. Perfil de consumo típico por sectores - días laborables 2015-2016 500 450 400 350 300 MW 250 200 150 100 50 0 11:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO PERDIDAS COMERCIALES PÉRDIDAS TÉCNICAS Fuente: Elaboración propia Figura 33. Desagregación por sectores del perfil nacional típico de demanda días laborables 2015/2016 1,400 1,200 1,000 800 MW 600 400 200 0 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 11:00 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO PERDIDAS COMERCIALES PÉRDIDAS TÉCNICAS Fuente: Elaboración propia Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 38 Se ha incluido el efecto de las pérdidas técnicas y comerciales con objeto de verificar el nivel de ajuste la desagregación realizada con respecto al perfil promedio y de representar el impacto que sobre el conjunto suponen las pérdidas. Por lo que se refiere a la aportación de los sectores en los momentos más críticos para el sistema eléctrico como son las puntas de la tarde y de la mañana (ver Figura 34): Durante la punta de la mañana el peso de los tres sectores más significativos (residencial 21 por ciento, comercial 20 por ciento e industrial 19 por ciento) es muy similar. Como ya se ha indicado, el incremento de consumo que experimenta el sector residencial se ve compensado en parte por un descenso de la demanda del sector industrial (parada de la comida), sin embargo, su magnitud no es suficiente para compensarlo, lo que provoca en definitiva la punta de la mañana que se observa en el perfil general. Figura 34. Desagregación de las puntas de la mañana y tarde perfil de demanda laborables 2016 1,400 1,200 14% 15% 1,000 22% 19% 0% 2% 800 5% 3% 14% MW 19% 600 12% 400 20% 200 34% 21% 0 PUNTA DE LA MAÑANA PUNTA DE LA TARDE RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL SECTOR PÚBLICO ALUMBRADO PÚBLICO PÉRDIDAS COMERCIALES PÉRDIDAS TÉCNICAS Fuente: Elaboración propia En la punta de la tarde, es sin embargo, el sector residencial es el que presenta la máxima aportación con un 34 por ciento del total, al cual se le podría sumar su aportación a las pérdidas comerciales, es además quien aporta más a las pérdidas técnicas, ya que su consumo es totalmente en Baja Tensión. El sector comercial aporta un 12 por ciento, aun en descenso hasta su mínimo de la noche, y el industrial un 14 por ciento ya estabilizado en el consumo de la noche. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 39 5 EJEMPLOS DE ACTUACIONES DE EFICIENCIA ENERGÉTICA. IMPACTO POTENCIAL 5.1 ALUMBRADO PÚBLICO Descripción de la medida La iluminación pública es administrada por la ENEE y el cobro se efectúa en la misma factura de energía a un costo que se calcula en base al ingreso medio por kWh. A la ENEE se le permite facturar un máximo de 126 GWh al año por este concepto, lo que ha limitado los ingresos y no ha permitido realizar las inversiones necesarias para la adecuada operación y mantenimiento. El Fideicomiso de alumbrado público (AP) fue asignado al ya extinto Banco Continental, por lo que las labores de mantenimiento y mejora posiblemente vuelvan a recaer en ENEE. Un proyecto de eficiencia en este rubro podría impactar en el pico de la tarde y optimizar el consumo durante toda la noche. Se ha enfocado básicamente en la sustitución de las lámparas de vapor de sodio y vapor de mercurio por lámparas tipo led, principalmente en las ciudades de Tegucigalpa, San Pedro Sula y Ceiba. Resultados de la medida Según estimaciones preliminares en el análisis, es necesaria una inversión de unos 31.1 millones USD para lograr la reducción de 10 MW y unos 42 GWh de ahorro de energía. Tabla 8. Ejemplo de medida en Alumbrado público MEDIDA: ALUMBRADO PÚBLICO INVERSIÓN NECESARIA 31.1 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 10 MW AHORRO DE ENERGÍA 42 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 26,460 t CO2 Fuente: Elaboración propia Justificación de resultados de la medida El consumo de energía por AP es de aproximadamente 170 GWh, y la potencia necesaria estimada de 40 MW. En la Tabla 9 se resume el inventario de las lámparas existentes por tipo y potencia y en la Tabla 10 el consumo de energía declarada cada año. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 40 Tabla 9. Inventario de Luminarias ENEE17 Tipo de lampara LM LM LM LM SODIO SODIO SODIO SODIO SODIO SODIO SODIO Led TOTAL W 100 150 175 250 70 75 100 150 175 250 400 100 LUMINARIAS Total area centro 19969 20 4681 3775 5167 103 71168 185 140 5313 2516 113037 Total Area norte 29243 14 8204 5394 1286 60 96256 273 189 11574 5652 158145 Total Litorial 226 32704 5509 1618 40057 49438 34 12885 9169 6453 163 200128 458 329 22396 9786 7500 318739 Potencia total Kw 4943.8 5.1 2254.875 2292.25 451.71 12.225 20012.8 68.7 57.575 5599 3914.4 750 40362.435 Fuente: Dpto Alumbrado público - ENEE Tabla 10. Evolución del consumo de energía por Alumbrado Público Fuente: Dpto Alumbrado público - ENEE Figura 35. Perfil de Alumbrado Público18 Fuente: Elaboración propia 17 Fuente, elaborado con datos de unidad de activos y Proyecto PROMEF de ENEE. 18 Fuente, Elaborado con datos de Unidad de Activos y Proyecto PROMEF de ENEE Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 41 Las lámparas utilizadas son en su mayoría de vapor de sodio y de mercurio. El uso de estas últimas está prohibido en varios países. Sin embargo, están en uso cerca de unas 50 mil luminarias, las cuales podrían sustituirse y reducir el consumo energético además de mejorar su componente ambiental. Beneficios adicionales Una mejora de la iluminación pública además supondría las siguientes mejoras adicionales: 1) Mejorar en la transitabilidad nocturna de las vías públicas de Honduras que redunden en una mejora de la calidad de vida. 2) Mejorar las condiciones de la seguridad nocturna pública, dando mayor y mejor iluminación a las vías públicas hondureñas. 3) Mejorar las condiciones de la infraestructura de la red de Alumbrado Público de Honduras mediante la incorporación de tecnologías de última generación en los artefactos de iluminación (LED). 4) Mejorar el grado de luminosidad de la red de Alumbrado Público. 5) Disminuir el consumo de energía eléctrica por parte de la red de Alumbrado Público, aumentando capacidad instalada y mejorando el servicio prestado al ciudadano, gracias a la utilización de las nuevas tecnologías. 6) Reducir los costos generados por consumo en la red de Alumbrado Público. 7) Aumentar la vida útil de los artefactos de iluminación del Alumbrado Público, disminuyendo el ciclo y el costo total de reposición de los mismos. 8) Dar sustentabilidad técnica y económica a red de Alumbrado Público. 9) Establecer políticas públicas de expansión de la red de Alumbrado Público. 5.2 SECTOR RESIDENCIAL 5.2.1 ILUMINACIÓN INTERIOR Descripción de la medida Según datos de estudios realizados por ENEE se identifica que la iluminación residencial tiene una participación en el consumo de un 17 por ciento en la Zona Centro Sur y un 10 por ciento en la Zona Norte, por lo que también este se convierte en un atractivo para poder implementar eficiencia energética. Como ejemplo y en el supuesto de que en este sector se utiliza una combinación de lámparas incandescentes y lámparas fluorescentes compactas, se plantea sustituirlas por lámparas tipo Led. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 42 Resultados de la medida Como ejemplo con una inversión de 8.6 millones USD se pueden obtener ahorros de 50 GWh en energía y unos 19.8 MW de potencia (suponiendo 4 focos por hogar, en unos 200.000 usuarios), siendo esta la opción de mayor impacto en la reducción de demanda en la punta de la noche. Tabla 11. Ejemplo de medida en Iluminación residencial MEDIDA: ALUMBRADO PÚBLICO INVERSIÓN NECESARIA 31.1 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 10 MW AHORRO DE ENERGÍA 42 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 26,460 t CO2 MEDIDA: ILUMINACIÓN RESIDENCIAL INVERSIÓN NECESARIA 8.6 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 19.8 MW AHORRO DE ENERGÍA 50 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 31,500 t CO2 Fuente: Elaboración propia 5.2.2 AIRE ACONDICIONADO Descripción de la medida De los datos tomados de la encuesta de hogares del Instituto Nacional de Estadísticas INE de 2013, se identifican 173,464 hogares que utilizan aire acondicionado para climatización, lógicamente las ciudades con mayor cantidad de equipos, son San Pedro Sula en el municipio de Cortés y Tegucigalpa en el Departamento de Francisco Morazán. Tabla 12. Sistemas de aire acondicionado en sector residencial DEPARTAMENTO CANTIDAD DE A.A. Cortés 78.108 Francisco Morazán 25.954 Atlántida 17.078 Yoro 11.589 Olancho 7.564 Choluteca 5.742 Colón 5.648 Comayagua 5.484 Santa Bárbara 5.200 Valle 3.237 Copán 2.780 El Paraíso 2.094 Ocotepeque 886 Lempira 807 Intibucá 685 Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 43 La Paz 608 Fuente: XVII Censo Nacional de Población y VI de Vivienda 2013, Instituto Nacional de Estadística. Los refrigerantes Hidroclorofluorocarbonados como el HCFC-22 constituyen un grave problema ambiental debido al daño que produce a la capa de ozono, es por esta razón que diversos países han suscrito convenios para eliminar el uso de dichos refrigerantes. En Honduras, la mayor parte de equipos importados son reutilizados y contienen refrigerante HCFC-22. Sumado a lo anterior, el consumo de energía en el sector residencial va en aumento por la utilización creciente de estos equipos, y por lo tanto es un buen potencial para implementar eficiencia energética. Resultados de la medida En el mismo estudio realizado por ENEE se identifica cómo el aparato de mayor consumo en el sector residencial de la Región Nor-Occidental es el aire acondicionado, con un 37 por ciento de la factura. En el supuesto de que la tecnología utilizada es de las décadas anteriores y con refrigerantes R22, se visualiza un potencial de ahorro al sustituir estos equipos por tecnología inverter o con el cambio de refrigerantes. Como ejemplo con una inversión de 14.4 millones USD se logra un impacto de ahorro de 25 GWh en energía y unos 10 MW de potencia. Tabla 13. Ejemplo de medida en Climatización residencial MEDIDA: CLIMATIZACIÓN RESIDENCIAL INVERSIÓN NECESARIA 14.4 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 10 MW AHORRO DE ENERGÍA 25 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 15,750 t CO2 Fuente: Elaboración propia Beneficios adicionales Como ya se ha indicado uno de los beneficios adicionales sería la retirada de equipos obsoletos y las evidentes mejoras ambientales por la eliminación de equipos utilizando refrigerante R22. Esto se puede unir a una campaña de tipo similar con refrigeraciones y sistemas de climatización en los sectores comercial e industrial. 5.2.3 AGUA CALIENTE SANITARIA Descripción de la medida Comúnmente se utilizan duchas eléctricas en los baños y en las zonas residenciales, principalmente de Tegucigalpa, se utilizan tanques calentadores eléctricos de 5Kw de potencia. En los últimos años son de alto uso los calentadores eléctricos de flujo continuo de hasta 12kW de potencia, sin ninguna limitante para su importación. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 44 Para la zona de Tegucigalpa, el calentamiento de agua representa un 16 por ciento del consumo y para la zona Norte un 6 por ciento. Como alternativa a estos sistemas se comercializan en el país los calentadores termosolares, cuyo costo inicial es unas 4 veces superior a un calentador eléctrico, pero con beneficios a mediano plazo. Resultados de la medida Como ejemplo, con una inversión en el reemplazo de equipos eléctricos de unos 13.3 millones USD, se tienen ahorros de unos 19.3 GWh de energía y 4.8 MW de potencia. Esta acción es compatible con otra similar en hoteles, restaurantes y ocio. Tabla 14. Ejemplo de medida en Producción de agua caliente sanitaria residencial MEDIDA: AGUA CALIENTE RESIDENCIAL INVERSIÓN NECESARIA 13.3 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 4.8 MW AHORRO DE ENERGÍA 19.3 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 12,159 t CO2 Fuente: Elaboración propia 5.2.4 OTROS EQUIPOS DE MEDIANO CONSUMO EN EL SECTOR RESIDENCIAL Otros equipos para estudio, son las refrigeradoras y las lavadoras eléctricas. Estos equipos en su mayoría reutilizados se introducen al país en grandes cantidades. Algunos programas de sustitución de equipos en países vecinos han dado muy buen resultado. En la siguiente tabla se muestran las cantidades identificadas por la encuesta de hogares del INE (año 2003), donde principalmente en las ciudades de Tegucigalpa y San Pedro Sula son las que registran mayor cantidad de equipos. Tabla 15. Otros electrodomésticos Cantidad de Departamento Cantidad de Lavadoras Refrigeradoras Cortés 304,147 109,723 Francisco Morazán 252,109 88,921 Atlántida 69,855 27,231 Yoro 73,420 17,730 Olancho 48,140 10,770 Choluteca 42,177 5,048 Colón 40,171 9,371 Comayagua 56,335 14,233 Santa Bárbara 43,620 8,989 Valle 19,706 1,700 Copán 37,983 7,927 Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 45 El Paraíso 32,914 4,915 Ocotepeque 15,832 2,910 Lempira 15,875 2,247 Intibucá 12,473 2,403 La Paz 12,596 2,366 TOTAL 1,077,355 316,486 Fuente: XVII Censo Nacional de Población y VI de Vivienda 2013, Instituto Nacional de Estadística. 5.3 SECTORES COMERCIAL E INDUSTRIAL El sector comercial representa un 17 por ciento respecto a la energía generada y el sector industrial el 19 por ciento. Estos sectores contribuyen significativamente al pico de demanda durante el día, sin embargo, en el pico de la noche la tendencia es a bajar su consumo. Aunque estos sectores no son los que más influyen en la demanda punta de la noche, si hay acciones que se pueden realizar y, al igual que el sector residencial, el consumo más significativo se produce en iluminación y aire acondicionado. Con la aplicación de la tarifa horaria en este sector, los usuarios servidos en baja tensión se verán muy beneficiados. Sin embargo, los que están servidos en media tensión tendrán que aplicar medidas para desplazar el consumo de energía a las horas que no sean pico. Ambos sectores presentan un gran potencial de mejora de su eficiencia energética. Dependiendo de las características del sector y subsector al que pertenecen, existen diversas tecnologías que reducirían notablemente el consumo eléctrico de los usuarios, por ejemplo: calentamiento de agua con sistemas solares en hoteles y restaurantes, sistema eficientes en la preparación de alimentos, refrigeración eficiente, ventilación y renovación de aire eficiente, motores eléctricos eficientes, aprovechamiento de calores residuales, sistemas de velocidad variable, optimización del uso y producción en sistemas de aire comprimido, mejora en control y regulación, eficiencia en hornos, eficiencia en secaderos, medición y gestión energética, etc. 5.3.1 ILUMINACIÓN Descripción general Aunque las nuevas tecnologías en iluminación son comercializadas en el país, todavía se utilizan equipos obsoletos como tubos fluorescentes T12 con balastro electromecánico. Como ejemplo de mejora se presenta la sustitución de este tipo de luminarias por lámparas tipo LED. Resultados de la medida A modo de ejemplo, se puede citar que una inversión de 1.2 millones USD produciría ahorros de 18 GWh y una disminución en potencia de 5MW. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 46 Tabla 16. Ejemplo de medida en iluminación comercial e industrial MEDIDA: ILUMINACIÓN COMERCIAL E INDUSTRIAL INVERSIÓN NECESARIA 1.2 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 5 MW AHORRO DE ENERGÍA 18 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 11,340 t CO2 Fuente: Elaboración propia Beneficios adicionales Es compatible con medidas equivalentes en el sector residencial y se conseguirían beneficios ambientales al retirarse sistemas fluorescentes que contienen metales pesados. Además, la reducción de las cargas internas por iluminación reduciría el consumo energético en climatización. 5.3.2 AIRE ACONDICIONADO Descripción general Al igual que en el sector residencial, se utilizan aires acondicionados convencionales con valores de eficiencia EER de valores inferiores a 3, cuando en el mercado hay equipos con valores EER superiores a 10 con tecnología Inverter. Aunque estos son inicialmente con costos 2 veces superiores, los ahorros son significativos y amortizan la inversión en menos de 2 años. Además, se puede complementar con mejoras en los sistemas de ventilación. Resultados de la medida A modo de ejemplo se puede indicar que una inversión de 7.2 millones USD generaría ahorros de 17 GWh de energía y 5.3 MW de potencia. Tabla 17. Ejemplo de medida en climatización comercial e industrial MEDIDA: CLIMATIZACIÓN COMERCIAL E INDUSTRIAL INVERSIÓN NECESARIA 7.2 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA 5.3 MW AHORRO DE ENERGÍA 17 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 10,710 t CO2 Fuente: Elaboración propia 5.4 ACCIONES EN EL SECTOR AGUA POTABLE A partir de la información recolectada con la encuesta realizada por el personal del Programa de Agua y Saneamiento (WSP) se analizaron los datos de sistemas de bombeo, obteniendo la información necesaria para hacer un estimado de las inversiones que deben realizarse para lograr procesos eficientes y por lo tanto una mejora en el servicio. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 47 Con una muestra significativa de mediciones de potencia se extrapoló la curva de demanda de todo el sector, estimándose una demanda máxima de 7.6 MW sobre los cuales se pueden aplicar medidas que conlleven a la optimización del consumo. Figura 36. Perfil de consumo eléctrico en bombeo de agua potable (promedio diario) Fuente: Informe Análisis De Consumos Energéticos Del Sector De Agua y Saneamiento en Honduras para Identificación de Oportunidades de Mejora con Proyectos de Eficiencia Energética. Banco Mundial. Con la implementación de la tarifa horaria en el mes de enero, este sector no se verá tan afectado, ya que tiene un factor de carga bastante alto, sin embargo, si se pueden tomar acciones que puedan bajar el precio de la energía aprovechando los horarios valle. Debido a que el equipo utilizado tanto en las estaciones de bombeo como en las plantas de potabilización de agua ya tiene varios años de operación (según lo reportado en la encuesta), se considera que existe un potencial importante para el ahorro de energía. Para identificar las soluciones específicas que pueden optimizar al máximo las estaciones de bombeo, será necesario realizar auditorías energéticas en cada una de las estaciones a fin de analizar diferentes alternativas como: sustitución de motores standard por otros de alta eficiencia y agregar en el sistema reguladores electrónicos de velocidad, conocidos también como variadores de frecuencia. En algunos casos solamente la corrección del factor de potencia con capacitores ya generaría importantes ahorros. Resultados de la medida Del estudio realizado se estima que con una inversión de US$ 1.25 millones USD se lograrían ahorros de energía 5.8 GWh y ahorros económicos de 0.69 millines USD por concepto de ahorro de energía y corrección de factor de potencia. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 48 Tabla 18. Ejemplo de medida de eficiencia energética en bombeo agua potable MEDIDA: EFICIENCIA EN EL SECTOR AGUA POTABLE INVERSIÓN NECESARIA 1.25 Mll USD REDUCCIÓN DE LA DEMANDA s/d MW AHORRO DE ENERGÍA 5.8 GWh REDUCCIÓN EMISIONES DE CO2 3,654 t CO2 Fuente: Informe Análisis De Consumos Energéticos Del Sector De Agua y Saneamiento en Honduras para Identificación de Oportunidades de Mejora con Proyectos de Eficiencia Energética. Banco Mundial. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 49 6 ANÁLISIS DE LA REPERCUSIÓN DE LA NUEVA TARIFA SOBRE LOS PARÁMETROS DE CONSUMO DE CADA SECTOR 6.1 NUEVO PLIEGO TARIFARIO DE MAYO DE 2016 Según la resolución publicada el 31 de mayo de 2016 en cuanto a la aplicación de las tarifas a partir del 1 de junio de 2016, y transcurrido el plazo de seis meses indicado, la ENEE aplicará las tarifas horarias a: 1) Todos los usuarios residenciales y usuarios del Servicio General en Baja Tensión con consumos mayores de 500 kWh por mes. 2) Todos los usuarios del Servicio en Media Tensión y del Servicio en Alta Tensión Debido a que no todos estos usuarios tienen medidores que discriminen el consumo horario, seguramente esta aplicación será gradual para el año 2017, y apenas los medidores que se manejan a través de la unidad PRISMA podrán ser facturados de esta manera. La resolución establece los siguientes costos, unos vigentes a partir del 1 de junio de 2016, como ser las tarifas simples y otros vigentes a partir del 1 de enero de 2016, tarifa horaria. Tabla 19. Precios Tarifa Mayo 2016 El Artículo 3 del reglamento para cálculo de la tarifa establece los siguientes horarios: Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 50 Tabla 20. Horarios s/ reglamento para cálculo de la tarifa provisional Para aplicar la tarifa horaria, la ENEE deberá comprar los medidores necesarios para poder registrar el consumo horario. Con datos obtenidos hasta el 31 de junio de 2016, la cantidad de medidores que tendrían que reprogramarse y/o comprarse para la aplicación de la tarifa horaria, sería la siguiente: Tabla 21. Medidores a programar y/o comprar CANTIDAD Medidores Monofásicos 84,000 Medidores Trifásicos 4,000 Total 88,000 Estos 88,000 usuarios que representan el 62 por ciento del consumo de energía, de los cuales apenas 324 clientes se encuentran en media tensión. Sin embargo, tanto la reprogramación como la compra de nuevos medidores están retrasadas. 6.2 IMPACTO DE LA TARIFA SOBRE LOS CONSUMIDORES 6.2.1 SECTOR INDUSTRIAL SERVIDO EN MEDIA TENSIÓN En promedio este sector consume la mayor cantidad de energía, desde las 7:00 am a las 6:00 pm, abarcando al menos 7 horas punta. Una observación importante es que con respecto a las horas de tarifa punta por la noche, este sector disminuye su consumo, caso contrario a la demanda nacional. Entre las 18:00 a las 21:00 horas prácticamente consumen demanda mínima, por lo que será un poco complejo implementar medidas que disminuyan el consumo es estas horas, sólo las industrias que trabajan veinticuatro horas podrán realizan acciones de gestión de la demanda para limitar su consumo durante esas horas. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 51 Figura 37. Perfil de consumo promedio Sector Industrial PU 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 00:00 04:00 05:00 06:00 07:00 12:00 13:00 17:00 18:00 19:00 20:00 23:00 01:00 02:00 03:00 08:00 09:00 10:00 14:00 15:00 16:00 21:00 22:00 11:00 LABORABLE SÁBADO DOMINGO Fuente: Elaboración propia NOTA: indicadas distribución de horas punta, intermedio y valle día laborable Al hacer un análisis del sector en sus patrones de consumo de energía entre los meses de mayo a septiembre al aplicar la tarifa horaria, muestran los siguientes resultados:  El 74 por ciento de los clientes sufriría un incremento de hasta el 20 por ciento adicional.  El 26 por ciento de los clientes tendría una disminución en su factura de hasta un 10 por ciento En este caso se recomienda hacer un estudio por cada empresa para poder hacer análisis de modificaciones en sus procesos productivos, con inversiones y proyectos que sean atractivos para aprovechar los descuentos de las horas valle e intermedias. 6.2.2 SECTOR COMERCIAL SERVIDO EN MEDIA TENSIÓN Básicamente este sector está compuesto por los grandes centros comerciales. Su patrón de consumo es similar de lunes a sábado y con una pequeña disminución el domingo. Igual que el sector industrial conectado en media tensión, estos tienen su mayor consumo durante las horas de tarifa punta, con la diferencia de que el consumo en las horas de tarifa punta de la noche es más extendido, por lo que sería de esperar que estuviera más afectado por la aplicación de la tarifa horaria. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 52 Entre las 18:00 a las 21:00 horas la demanda disminuye considerablemente sin embargo si hay un potencial importante para tomar medidas que disminuyan aún más el consumo. Figura 38. Perfil de consumo promedio Sector Comercial PU 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 11:00 LABORABLE SÁBADO DOMINGO Fuente: Elaboración propia NOTA: indicadas distribución de horas punta, intermedio y valle día laborable Al hacer un análisis del sector en sus patrones de consumo de energía entre los meses de mayo a septiembre y aplicar la tarifa horaria se muestran los siguientes resultados.  El 87 por ciento de los clientes, sufriría un incremento de hasta el 17 por ciento adicional.  El 13 por ciento de los clientes, tendría una disminución en su factura de hasta un 5 por ciento Igual que en el sector industrial, aquí es recomendable hacer un estudio caso por caso para poder identificar oportunidades de mejora en el patrón de consumo para aprovechar los descuentos en las horas de tarifa valle y semi-valle. 6.2.3 CONSUMIDORES EN BAJA TENSIÓN INDUSTRIALES Y COMERCIALES Los consumidores en baja tensión comerciales e industriales tienen diferentes patrones de consumo, sin embargo, es notorio que el promedio en el consumo de energía de todo el sector es mayoritario en el horario de tarifa pico, con una disminución considerable en las horas de tarifa pico de la noche. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 53 Entre las 18:00 a las 21:00 horas prácticamente consumen demanda mínima igual que el sector industrial servido en media tensión. Por lo tanto, es factible la aplicación de medidas de gestión de la demanda para reducción la punta de la mañana y de eficiencia energética que reduzca su consumo de energía, pero será más difícil aplicación de medidas de gestión de la demanda para reducir el pico de la noche. Figura 39. Perfil de consumo promedio Abonados Baja Tensión Industrial PU 0.35 0.30 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.00 00:00 04:00 05:00 06:00 07:00 12:00 13:00 17:00 18:00 19:00 20:00 23:00 01:00 02:00 03:00 08:00 09:00 10:00 14:00 15:00 16:00 21:00 22:00 11:00 LABORABLE SÁBADO DOMINGO Fuente: Elaboración propia NOTA: indicadas distribución de horas punta, intermedio y valle día laborable Al hacer un análisis del sector en sus patrones de consumo de energía entre los meses de mayo a septiembre, al aplicar la tarifa horaria se muestran los siguientes resultados.  El 60 por ciento de los clientes, sufriría un incremento de hasta un 483 por ciento adicional, esto para aquellos casos en que la demanda máxima es muy superior a la demanda promedio.  El 40 por ciento de los clientes se vería beneficiado hasta un 23 por ciento de disminución en sus costos, En este caso los costos por demanda inciden fuertemente en algunos clientes por lo que se convierte en un potencial muy importante para hacer un manejo adecuado de la demanda. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 54 6.2.4 SECTOR RESIDENCIAL Por lo que respecta al sector residencial, el número de registros con datos confiables ha sido de 133 puntos de medida. En consecuencia, ha sido necesario realizar estimaciones para poder evaluar la incidencia en los dos períodos de tarifa punta. Figura 40. Perfil de consumo promedio consumidores residenciales Alto Consumidor PU 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 11:00 LABORABLE SÁBADO DOMINGO Fuente: Elaboración propia NOTA: indicadas distribución de horas punta, intermedio y valle día laborable Al hacer un análisis del sector en sus patrones de consumo de energía entre los meses de mayo a septiembre, al aplicar la tarifa horaria se muestran los siguientes resultados.  El 67 por ciento de los clientes, sufriría un incremento de hasta un 387 por ciento adicional, para casos muy específicos los costos se triplican debido al componente de demanda.  El 33 por ciento de los clientes, se beneficiaría con descuentos de hasta un 16 por ciento Igual que el servicio general de baja tensión, el costo total se ve muy influenciado por la demanda máxima registrada, lo que en algunos casos lleva a que el costo por demanda lleva a superar al costo por consumo de energía. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 55 6.3 IMPACTO DE LA TARIFA SOBRE LA DE DEMANDA NACIONAL Como consecuencia de lo indicado en los apartados anteriores se pueden esperar los siguientes resultados:  El sector residencial ha tenido una significativa reducción de subsidios además de un incremento del precio base, lo que se ha traducido en significativos incrementos del precio, especialmente para los estratos de bajo y medio consumo. Este incremento del precio de la energía, por lo general, va acompañado de una reducción de su consumo como respuesta del consumidor que quiere limitar el gasto. Este efecto ya se ha notado en otras ocasiones como respuesta a revisiones tarifarias e incrementos de precio y parece percibirse en función de los primeros datos disponibles de los meses de Agosto y Septiembre.  La aplicación en Diciembre de 2016 de la segunda fase de aplicación del pliego, es previsible que refuerce aún más esta respuesta. Sin embargo, en la mayor parte de la población esta respuesta está basada en limitar el consumo, pero no en verdaderos cambios de hábitos o sustitución de equipos de baja eficiencia por otros de alta eficiencia, que sólo es esperable en un número restringido de abonados. Esto se debe a la falta de información del consumidor hondureño, que no conoce los beneficios económicos que supone el uso de equipos más eficientes y decide la adquisición de equipos en función del precio de compra.  En cuanto a la evolución de la demanda punta, especialmente la de la tarde, sólo es esperable una pequeña reducción como consecuencia de la reducción del consumo de energía global, pero no una reducción significativa debido a que la gran mayoría del sector no se le aplica un cargo por demanda y, por lo tanto, no limitará la concentración de uso de electrodomésticos durante las puntas. Como ya se ha indicado, con la extensión del uso de estufas eléctricas en la zona centro, aire acondicionado en la zona norte y de electroduchas instantáneas, es previsible que se haga un uso durante menos tiempo, pero no su sustitución de equipos.  La primera fase de la aplicación del pliego tarifario apenas ha supuesto un incremento de precios para los abonados comerciales e industriales, por lo que se espera que su introducción haya tenido poco impacto. La entrada en vigor de la segunda fase del pliego tarifario con la aplicación de la tarifa multihoraria a los consumidores de más de 500 kWh/mes está retrasada por falta de medidores y de reprogramación de los existentes y no hay certeza sobre la fecha previsible de su aplicación real. Por lo tanto, es previsible que apenas haya un impacto hasta la aplicación completa de la estructura multihoraria.  El sector público, en buena parte, va a percibir una reducción de precio, pero en realidad los usuarios no son conscientes del costo de la energía, y sólo va a suponer un menor gasto para los organismos públicos por el concepto de energía. En resumen, es previsible que se perciba una reducción del consumo de energía como consecuencia del incremento de precios percibido por el consumidor residencial, que se puede traducir en estancamiento de crecimiento del consumo de energía a nivel global, pero no son esperables reducciones significativas, ni en la demanda punta de la mañana ni de la tarde. Informe final. Análisis Preliminar de Oportunidades para la Mejora de la Eficiencia Energética en Honduras 56 ANEXOS 0 200 400 600 MW 800 1,000 1,200 1,400 1,600 600 700 800 900 1,000 MW 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1-6-15 0:00 7-3-16 0:00 7-3-16 12:00 8-3-16 0:00 2-7-15 0:00 8-3-16 12:00 9-3-16 0:00 2-8-15 0:00 9-3-16 12:00 10-3-16 0:00 10-3-16 12:00 2-9-15 0:00 11-3-16 0:00 11-3-16 12:00 12-3-16 0:00 3-10-15 0:00 12-3-16 12:00 13-3-16 0:00 3-11-15 0:00 13-3-16 12:00 14-3-16 0:00 14-3-16 12:00 4-12-15 0:00 15-3-16 0:00 15-3-16 12:00 4-1-16 0:00 16-3-16 0:00 16-3-16 12:00 17-3-16 0:00 4-2-16 0:00 17-3-16 12:00 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND 18-3-16 0:00 18-3-16 12:00 6-3-16 0:00 19-3-16 0:00 Figura A.2. Demanda de Honduras Junio 2015/Mayo 2016 Figura A.1. Demanda de Honduras Junio 2015/Mayo 2016 19-3-16 12:00 6-4-16 0:00 20-3-16 0:00 20-3-16 12:00 21-3-16 0:00 7-5-16 0:00 21-3-16 12:00 1 Figura A.3. Perfiles promedios Laborables 1,500.0 1,400.0 1,300.0 1,200.0 1,100.0 MW 1,000.0 900.0 800.0 700.0 600.0 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 11:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 ENERO 2016 MARZO 2016 JULIO 2015 OCTUBRE 2015 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Figura A.4. Perfiles promedios Sábados 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 MW 1,000 900 800 700 600 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 11:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 ENERO 2016 MARZO 2016 JULIO 2015 OCTUBRE 2015 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND 2 Figura A.5. Perfiles promedios Domingos/Festivos 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 MW 1,000 900 800 700 600 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 11:00 0:00 1:00 2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 ENERO 2016 MARZO 2016 JULIO 2015 OCTUBRE 2015 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND Figura A.6. Perfiles promedios mensuales demanda máxima horaria días laborables 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 MW 1,000 900 800 700 600 10:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 0:00 1:00 3:00 4:00 6:00 7:00 9:00 2:00 5:00 8:00 11:00 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 Fuente: Elaboración propia en base a datos de demanda del CND 3 BANCO MUNDIAL Práctica Global de Energía e Industrias Extractivas ANÁLISIS DE CONSUMOS ENERGÉTICOS DEL SECTOR DE AGUA Y SANEAMIENTO EN HONDURAS PARA IDENTIFICACIÓN DE OPORTUNIDADES DE MEJORA CON PROYECTOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA Autor Principal: Carlos Hernández Patrocinio: Korean Green Growth Trust Fund* Marzo 2016 Índice de Contenido I. ANTECEDENTES DEL ESTUDIO ..................................................................................................... 5 II. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN DEL BOMBEO EN EL SECTOR AGUA ................................................ 5 A. Información General ............................................................................................................... 5 B. Cantidad de Equipos y su Potencia ......................................................................................... 7 C. Análisis de la Información, Oportunidades de Mejora............................................................ 7 III. ALTERNATIVAS PARA EFICIENTAR EL CONSUMO .................................................................... 9 a) Alternativa 1. Corrección del Factor de Potencia.............................................................. 10 b) Alternativa 2. Optimización del Consumo de Energía en Motores de Estaciones de Bombeo ..................................................................................................................................... 10 IV. OPORTUNIDADES CON EL PROYECTO PROMOSAS ............................................................... 11 ANEXO 1. Datos de los Equipos para Realizar un Estudio de Eficiencia Energetica en el Sector de Agua y Saneamiento.......................................................................................................................... 14 ANEXO 2. Borrador de Términos de Referencia ............................................................................... 15 Índice de Tablas Tabla 1. Datos Generales Sobre los Alcances del Análisis ................................................................... 6 Tabla 2. Tabla Resumen de los Equipos Identificados en la Muestra Analizada................................. 7 Tabla 3. Resumen de Ahorros Potenciales .......................................................................................... 8 Tabla 4. Estimación de Beneficios Potenciales por la Implementación de la Alternativa 1 .............. 10 Tabla 5. Estimación de Beneficios Potenciales por Implementación de la Alternativa 2 ................. 11 Tabla 6. Resumen Análisis Situación Actual Sistemas de Aguas de Alcaldías PROMOSAS ............... 12 Tabla 7. Resumen de Estimaciones de Ahorros en Alcaldías PROMOSAS por Implementación de Medidas de Eficiencia Energética...................................................................................................... 13 Índice de Ilustraciones Ilustración 1. Gráficos de Distribución de Consumos de Energía y Puntos de Medición que Reflejan Comportamiento con Oportunidades de Mejora de la Eficiencia ...................................................... 6 Ilustración 2. Comportamiento de Curvas de Demanda en el Sector Agua (promedios diarios) ....... 8 Ilustración 3. Curva de Operación de Carga de un Motor y Factores de Potencia Equivalentes...... 10 Ilustración 4. Gráficos de Relación de Cuentos de los Proveedores de Servicios de Agua están Beneficiados con el Proyecto PROMOSAS ........................................................................................ 11 Ilustración 5. Gráfico de Distribución de PM con Problemas de Bajo FP .......................................... 12 Ilustración 6. Puntos de Medición con Problemas de bajo Factor de Potencia por Alcaldía ............ 12 2 * Sobre el KGGTF El Fondo Fiduciario Coreano para el Crecimiento Verde o Korea Green Growth Trust Fund (KGGTF, por sus siglas en inglés) es un programa del Grupo Banco Mundial provisto de fondos por un único donante. Este programa de 88 millones de dólares fue fundado en el 2011 en colaboración con la República de Corea. El KGGTF financia el desarrollo de conocimientos técnicos operativos en el ámbito de crecimiento verde para influir en el diseño de proyectos de inversión de clientes del Banco Mundial y del IFC. El concepto de crecimiento verde engloba soluciones y vectores de crecimiento económico que integren necesidades de múltiples sectores, innovación tecnológica e inclusión social. El KGGTF se apoya en la experiencia práctica de hacedores de políticas y profesionales técnicos especialistas en crecimiento verde a nivel mundial para promover e integrar estos conceptos en las decisiones de inversión. 3 4 RESUMEN DE ANÁLISIS DE CONSUMOS ENERGÉTICOS DEL SECTOR AGUA Y SANEAMIENTO PARA FORMULAR UN PROYECTO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA I. ANTECEDENTES DEL ESTUDIO 1. El equipo de Energía del Banco Mundial en Honduras en colaboración con el equipo de Agua y Saneamiento (WSP), como parte del trabajo de análisis para identificar oportunidades de inversiones de alto impacto en el sector energía como colaboración para el Gobierno de Honduras para la preparación de una posible nueva operación de inversión, ha realizado un análisis preliminar de oportunidades para mejorar la eficiencia energética en el bombeo de los sistemas de agua (ya sea estatales o de proveedores de servicio de gobiernos locales, base comunitaria o privados) para consumo humano. 2. Para el análisis, se desarrolló un formato sencillo de encuesta para recolectar información de los medidores y características de las estaciones de bombeo en los sistemas de agua. Esta información fue analizada por el equipo de energía, en complemento a información de consumos de energía registrados en cada punto de medición reportado, identificando un potencial de mejora de hasta 5,755,232 Kwh/año para los sistemas de bombeo de agua que representan en promedio un 12.8 por ciento del total del consumo de los puntos de medición identificados en el sector de bombeo de agua y un 17.5 por ciento de mejora en los consumos de los puntos específicos que reflejan problemas. Las oportunidades de mejora por implementación de medidas de eficiencia energética implican beneficios financieros tanto para los sistemas de agua como para la ENEE. 3. El potencial de mejora en eficiencia, conforme al análisis, no representa un impacto significativo en la gestión de la demanda de energía eléctrica, pero si un impacto muy importante en los sistemas de agua. 4. En coordinación con el equipo del WSP se ha concluido que existe oportunidad de tomar acciones inmediatas para beneficiar a las Municipalidades incluidas en el Proyecto PROMOSAS. Para las cuales se ha definido una línea de acción. 5. Existen además oportunidades importantes de mejora para las estaciones de bombeo del SANAA y de Aguas de San Pedro Sula, sin embargo estos no son beneficiarios del Proyecto PROMOSAS, por lo que el equipo del WSP identificará en coordinación con los interesados las acciones a seguir con los insumos de análisis generados. II. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN DEL BOMBEO EN EL SECTOR AGUA A. Información General 6. En colaboración del personal del Programa de Agua y Saneamiento (WSP) se realizó una encuesta denominada “Datos de los Equipos para Realizar un Estudio de Eficiencia Energética en el Sector de Agua y Saneamiento” (ver Anexo 1) para identificar las principales características de los equipos instalados en las estaciones de bombeo de agua potable, y con los datos obtenidos de los números de medidores se procedió a seleccionar para análisis los consumos energéticos para el año 2015 con la información de la base de datos de facturación de la ENEE. 5 7. La encuesta fue distribuida a los proveedores de servicios de agua distintos del SANAA. Se recibieron 12 respuestas a la solicitud de información a través de las encuestas, por las Municipalidades de Danlí, San Pedro Sula, Choloma, La Lima, Teupasenti, Puerto Cortés, Comayagua y Villanueva. Los datos más relevantes obtenidos de la encuesta realizada se reflejan en la Tabla 1 e Ilustración 1. 8. De los 182 PM que corresponden a proveedores de servicios de agua fuera del SANAA, 77 (42.3 por ciento) reflejan un bajo factor de potencia. De estos, 12 están actualmente pagan recargos anuales por arriba de los L.50,000 con un FP promedio de 0.73, siendo estos los puntos más críticos a analizar y 42 PM reciben recargos entre L.10,000 y L.50,000 con FP promedio de 0.85. Siendo estos últimos 42, el segundo grupo de prioridad. Tabla 1. Datos Generales Sobre los Alcances del Análisis Número de puntos de medición (PM1) en el sector bombeo analizados 338 Consumo anual de energía (total 338 PM) 44,931,154 Kwh/año Consumo anual de energía usuarios SANAA (156 PM) 21,477,363 Kwh/año Consumo de Otros proveedores de servicios de agua (182 PM) 23,453,791 Kwh/año Usuarios con recargos por bajo factor de potencia (del total de los 338 PM, con 119 un consumo agregado de 33,460,159 Kwh/año) Usuarios del SANAA con bajo factor de potencia (consumo agregado 42 11,225,587 Kwh/año) Otros Usuarios del sector de bombeo de agua con bajo factor de potencia 77 (consumo agregado 22,234,572 Kwh/año) 9. En relación a los 156 PM del SANAA analizados, 42 (27 por ciento) presentan un bajo factor de potencia. De estos 42 PM, 24 presentan recargos por arriba de L.50,000 con un FP promedio de 0.79 y 16 con recargos entre L.10,000 y L.50,000 con un FP promedio de 0.77. Ilustración 1. Gráficos de Distribución de Consumos de Energía y Puntos de Medición que Reflejan Comportamiento con Oportunidades de Mejora de la Eficiencia Distribución Consumos de Energía Distribución de Puntos de Medición por el Sector Bombeo con Problemas de Factor Potencia 35.3%, 47.8% 42 PM 52.2% 64.7%, 77 PM SANAA Otros Proveedores SANAA Otros Proveedores 1 Para el análisis se asume que el PM está dedicado exclusivamente al funcionamiento de una estación de bombeo. 6 B. Cantidad de Equipos y su Potencia 10. Con la información de las 12 encuestas, que representan 165 PM, se logró identificar las características de las bombas de la mayoría de las estaciones de bombeo. Ver detalles en Tabla 2. Tabla 2. Tabla Resumen de los Equipos Identificados en la Muestra Analizada HP Cantidad Bombas Kw 0.5 7 2.611 0.75 10 5.595 1 1 0.746 1.5 1 1.119 2 1 1.492 3 19 42.522 5 38 141.74 7.5 22 123.09 10 16 119.36 12 8 71.616 15 15 167.85 18 4 53.712 20 18 268.56 25 10 186.5 30 8 179.04 35 6 156.66 40 13 387.92 50 6 223.8 60 15 671.4 75 5 279.75 84 8 501.312 100 1 74.6 125 1 93.25 150 4 447.6 200 2 298.4 330 4 984.72 Total 226 5484.965 11. Estos datos no incluyen características de las bombas del SANAA. C. Análisis de la Información, Oportunidades de Mejora 12. A partir de la información recolectada con la encuesta, se analizaron los datos de sistemas de bombeo, motores de corriente alterna, variadores de frecuencia y su uso en las estaciones de bombeo2. Con la identificación de cada medidor, reflejado en la encuesta, se recopiló la información de los consumos de potencia activa y reactiva y con una muestra significativa de mediciones de potencia se extrapoló la curva de demanda de todo el sector. 13. La curva de demanda del sector (reflejada en la Ilustración 2) incluye también como parte del análisis los puntos de medición del SANAA que fueron obtenidos también por el equipo del WSP. 14. A partir del análisis del comportamiento en el PM, se calcularon los factores de potencia en cada PM y con estos se calcularon los recargos por consumo de energía reactiva (que se deriva 2 Se considera una estación de bombeo como todos los equipos necesarios para que el sistema de bombeo de agua pueda funcionar incluyendo motor, bomba y cualquier otro equipo. 7 de tener un bajo factor de potencia) además de identificar un importante potencial de ahorro energético. Ilustración 2. Comportamiento de Curvas de Demanda en el Sector Agua (promedios diarios)3 Mw Demanda Sistemas de Bombeo 8000 6000 4000 2000 0 Hora 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo 15. Conforme al análisis realizado, se identifican varios puntos de medición que tienen un potencial considerable para ahorrar energía, que de manera agregada se muestran en la Tabla 3. Tabla 3. Resumen de Ahorros Potenciales Consumo anual de energía actual (338 PM analizados) 44,931,154 Kwh/año Consumo anual de energía de los 119 PM con FP bajo 33,460,159 Kwh/año Estimación promedio del potencial de ahorro de energía con mejoras en la 5,755,232 Kwh/año eficiencia4 (considerando los 119 PM con bajo FP) (17.2%) Estimación promedio del potencial de ahorro de energía en los 36 PM con 3,909,469 Kwh/año recargos anuales arriba de Lps.50,0005 Estimación promedio del potencial de ahorro de energía en los 67 PM con 1,618,331 KWh/año recargos anuales entre Lps.10,000 y de Lps.50,0006 Recargos por bajo FP que pagan anualmente los proveedores de servicios de agua US$ 248,647 actualmente (119 PM con bajo FP) 16. Aun cuando las estadísticas analizada reflejan que el sector de agua potable en general representa apenas un 0.8% de la demanda en energía del país que corresponde al 0.5% de la potencia instalada, los impactos que pueden generarse en las comunidades beneficiarias de una mejora en la eficiencia de los sistemas de agua son muy significativos ya que impactarán directamente en los costos del suministro, pudiendo finalmente reflejarse en una mejora en la calidad de los servicios o mejora en las tarifas. 3 Fuente: propia. Preparado con los insumos obtenidos por el equipo del WSP y los consumos registrados en cada PM en la ENEE. 4 Esta estimación de potencial de ahorro en energía considera el total de 119 PM. 5 Estos PM reflejan: i) para los PM del SANAA un FP promedio de 0.79 con un potencial de mejora de la eficiencia del sistema de bombeo de 18% y ii) para los otros proveedores de servicios de agua un PF promedio de 0.73 con un potencial de mejora de 20% del sistema de bombeo. 6 Es Estos PM reflejan: i) para los PM del SANAA un FP promedio de 0.77 con un potencial de mejora de la eficiencia del sistema de bombeo de 29% y ii) para los otros proveedores de servicios de agua un PF promedio de 0.85 con un potencial de mejora de 14% de la eficiencia del sistema de bombeo. 8 17. En la Ciudad de Tegucigalpa los servicios de agua los hace la institución del estado SANAA (Servicio Autónomo Nacional de Acueductos y Alcantarillado) y en San Pedro Sula este servicio está tercerizado a la Empresa Aguas de San Pedro. El SANAA tiene presencia en un total de 14 ciudades del país. Con un consumo anual de unos 21,477,363 Kwh, representando un 47.8 por ciento del consumo total de energía de todo el sector de agua. 18. Conforme los datos estadísticos, la demanda máxima alcanzada durante el año 2015 fue de 7.2 Mw y un consumo anual de unos 44.9 Gwh. III. ALTERNATIVAS PARA EFICIENTAR EL CONSUMO 19. Debido a que el equipo utilizado tanto en las estaciones de bombeo como en las plantas de potabilización de agua ya tiene varios años de operación (según lo reportado en la encuesta), se considera que existe un potencial importante para el ahorro de energía. Para identificar las soluciones específicas que pueden optimizar al máximo las estaciones de bombeo será necesario realizar auditorías energéticas en cada una de las estaciones a fin de analizar diferentes alternativas como: (i) sustitución de motores standard por otros de alta eficiencia7, (ii) la solución clásica de torneado del rodete (esta manera de regular el funcionamiento de un sistema de bombeo puede resultar muy cara), (iii) instalación motores de polos conmutables para dos velocidades (en nuevos proyectos), mejor conocido como variador de velocidad de dos etapas8, y (iv) agregar en el sistema reguladores electrónicos de velocidad, conocidos también como variadores de frecuencia9. 20. Con base en el análisis de los FP, se han considerado dos alternativas para la optimización energética en sistemas de bombeo: a. Corrección de Factor de Potencia: La primera alternativa sería la simple corrección del factor de potencia (FP), mediante la instalación de bancos de capacitores para cada uno de los motores, en las estaciones de bombeo con bajo factor de potencia. Esta solución permitiría generar la energía reactiva necesaria para mantener el FP por arriba de 0.9 que es el valor mínimo permitido por la ENEE, evitando los recargos por energía reactiva estimados en US$248,64710. b. Optimización del Consumo de Energía en Motores de Estaciones de Bombeo: La segunda alternativa implica la instalación de variadores de frecuencia, que permitirían que el motor trabaje en condiciones óptimas conforme a la carga de la bomba, generando ahorros en consumo de energía y corrigiendo el factor de potencia. Por lo tanto esta alternativa incluye un doble beneficio. 21. La alternativa de no hacer nada implica un costo monetario promedio de hasta US$1.18 millones anuales para los prestadores de servicio de agua (incluyendo el SANAA) y un costo promedio aproximado de US$0.69 millones anual en la ENEE para suministrar dicha energía. 7 Un estudio desarrollado en 2010 en México por FIDE, al probar múltiples opciones en campo comprobó que la solución óptima para muchos de los sistemas es la sustitución de motores estándar por motores de alta eficiencia. El estudio reflejó como segunda alternativa optima la adición de variadores de frecuencia a los sistemas. 8 Este equipo permite regular la velocidad del motor para que trabaje a plena carga conforme a las necesidades reales del sistema de bombeo de agua. 9 Este equipo permite variar la velocidad del motor para alcanzar la carga ideal de la bomba (conforme al caudal de agua). 10 La ENEE ha establecido un FP de 0.9 como el valor mínimo permisible. Cualquier valor por debajo de esta referencia ocasiona una multa por consumo de energía reactiva. Este valor de los recargos fue estimado a partir de los FP por abajo de 0.9 según los historiales de consumos mensuales de 2015 de los 338 puntos de medición incluidos en el análisis. 9 a) Alternativa 1. Corrección del Factor de Potencia 22. El factor de potencia se calcula como el desfase entre las ondas de tensión y corriente, producido por la corriente reactiva. En la medida que este factor se acerca a 1 significa que el desfase es menor y por lo tanto el equipo funciona más eficientemente. A mayor desfase, mayor ineficiencia. Este desfase puede ser anulado (o corregido) con el uso de capacitores de potencia, lo que hace que el funcionamiento del sistema sea más eficaz y, por lo tanto, requiera menos corriente. Este proceso técnicamente se denomina compensación. 23. La corrección del factor de potencia no solo es una ventaja económica, sino también energética puesto que disminuye las pérdidas por efecto joule en largas distancias. 24. Este problema de bajo factor de potencia fácilmente se puede corregir instalando capacitores, los resultados potenciales que pueden esperarse de implementar esta medida se incluyen en la Tabla 4. Tabla 4. Estimación de Beneficios Potenciales por la Implementación de la Alternativa 1 Cantidad aproximada de energía reactiva a instalar11 2,546 Kvar Costo aproximado de los capacitores a instalar (119 bancos de capacitores)12 US$254,645 Ahorro para los usuarios US$ 248,647/año 25. La instalación de estos capacitores no involucra un ahorro de energía pero si evitan los recargos actuales que se generan por consumo de energía reactiva producto de tener un bajo factor de potencia (menor al 0.9 permitido por la ENEE). Al comparar el costo de inversión con el ahorro por evitar los recargos, se refleja que el tiempo de recuperación de la inversión podría llegar a ser poco más de un año. b) Alternativa 2. Optimización del Consumo de Energía en Motores de Estaciones de Bombeo 26. El bajo factor de potencia es una señal de que los motores para mover las bombas no están convirtiendo su potencia nominal en trabajo. Una ilustración práctica sobre la curva de operación de carga de un motor se muestra en la ilustración 3, donde se puede apreciar que un motor con un factor de potencia alrededor de 0,8 (FP=0.8) indica que la carga del motor está cercana a un 75 por ciento13. En la muestra analizada, se identificaron algunos casos de FP por debajo de 0.5, en estos casos los motores están trabajando casi en vacío. Ilustración 3. Curva de Operación de Carga de un Motor y Factores de Potencia Equivalentes 11 1,023 Kvar para PM del SANAA y 1,522 Kvar para los otros proveedores de servicio de agua analizados. 12 Inversión estimada de US$152,253 para los proveedores de servicio de agua distintos al SANAA y US$102,392 para los PM del SANAA. 13 A menor porcentaje de carga del motor, menor eficiencia en el trabajo. Significa que el motor consume la energía pero no la transforma toda en trabajo. 10 27. De instalarse variadores de frecuencia en los motores que tienen factor de potencia por debajo de 0.9, implica una inversión aproximada de US$1,255,700, logrando (en un escenario conservador) los siguientes beneficios: Tabla 5. Estimación de Beneficios Potenciales por Implementación de la Alternativa 2 Ahorro de energía para el usuario 5,755,232 Kwh/año Ahorro por menor consumo de energía para usuarios US$ 935,851/año Ahorro para usuarios por evitar recargos US$ 248,647/año Ahorro de energía en generación 6,330,755 Kwh /año Ahorro en dólares en generación de energía US$ 688,301 /año 28. La Alternativa 2 permite lograr los beneficios de la alternativa 1 más ahorros por menor consumo de energía eléctrica por el aumento en la eficiencia de la operación de los equipos. Ver detalles en Tabla 5. 29. La implementación de la Alternativa 2 puede además acompañarse de medidas adicionales, que permitan conocer las condiciones de operación de estación de bombeo y así identificar las oportunidades de ahorro que puedan aplicarse adicionalmente a la instalación de variadores de frecuencia. Estas medidas adicionales podrían incluir: a. Realizar auditorías energéticas. b. Recorte de impulsor de la bomba para mejorar su punto de operación. c. Sustitución por una bomba de mayor eficiencia (o un arreglo de bombas). d. Disminución de pérdidas en el sistema de bombeo. e. Instalación de equipos de control. IV. OPORTUNIDADES CON EL PROYECTO PROMOSAS 30. Del total de PM analizados, 127 corresponden a alcaldías bajo el proyecto PROMOSAS, implementado con financiamiento del Banco Mundial y actualmente en ejecución por la Secretaría de Finanzas, con fecha de cierre 31 de Diciembre de 2016. Ver detalles de representatividad de la muestra analizada en Ilustración 4. Ilustración 4. Gráficos de Relación de Cuentos de los Proveedores de Servicios de Agua están Beneficiados con el Proyecto PROMOSAS Distribución de Otros Proveedores Puntos de Medición de Otros de Servicios de Agua - Segun Proveedores de Servicios de Agua Consumo 127 PM 53.11% 55 PM 46.89% Prov. PROMOSAS Prov. no incluidos en PROMOSAS Prov. PROMOSAS Prov. no incluidos en PROMOSAS 11 31. El PROMOSAS trabaja apoyando a las alcaldías de Danlí, Comayagua, Siguatepeque, Tutule, Teupasenti, Puerto Cortés, Lima, Villa Nueva (que de manera mancomunada sirve a los municipios de Villanueva, San Manuel y Pimienta) y Choloma. Todas las alcaldías bajo el proyecto PROMOSAS, a excepción de la Alcaldía de Tutule, proporcionaron información a través de la encuesta y pudieron ser analizadas. El análisis se refleja en la Tabla 6. Tabla 6. Resumen Análisis Situación Actual Sistemas de Aguas de Alcaldías PROMOSAS # PM con Recargos # Consumo Energía Alcaldía Menor Entre Lps.10,000 y Mayor a PM (Kwh/año) Lps.10,000 50,000 Lps.50,000 Danlí 9 1,721,741 2 5 2 Siguatepeque 14 1,244,693 5 5 3 Teupasenti 1 2,103 -- -- -- Puerto Cortés 31 1,086,538 4 5 -- Lima 18 915,018 -- 3 2 Villa Nueva 33 1,625,373 2 3 1 Choloma 17 4,323,122 2 5 4 Comayagua 4 78,231 -- -- 1 Totales 127 10,996,819 15 26 13 Ilustración 5. Gráfico de Distribución de PM con Problemas de Bajo FP 32. Del total de los 127 PM de los Distribución de Puntos de Medición con proveedores de servicios de agua Bajo Factor de Potencia - Segun los Recargos bajo el PROMOSAS, 54 presentan aplicables bajos factores de potencia, lo que 13 PM, implica que estos PM son los que 24% Menor Lps.10,000 15 PM, deben enfocarse para buscar 28% oportunidades de mejora en Entre Lps.10,000 y eficiencia. Ver talles de la 50,000 distribución en Ilustraciones 5 y 6. Mayor a Lps.50,000 26 PM, 48% Ilustración 6. Puntos de Medición con Problemas de bajo Factor de Potencia por Alcaldía 13 11 9 9 6 5 1 12 33. Las oportunidades de mejora promedio estimadas para cada una de las alcaldías, a partir de la información analizada se reflejan en la Tabla 7. Tabla 7. Resumen de Estimaciones de Ahorros en Alcaldías PROMOSAS por Implementación de Medidas de Eficiencia Energética Estimación de Ahorros por Consumo Estimación Total FP % de Ahorro en Eliminar Alcaldía Energía ahorros en Estimación Promedio Consumo de recargos (Kwh/año) Kwh/año Ahorros Energía $/año Danlí 1,721,741 0.87 12% 206,608 10,565 44,161 Siguatepeque 1,244,693 0.81 17% 211,598 16,740 51,148 Teupasenti 2,103 1 -- -- -- -- Puerto Cortés 1,086,538 0.82 16% 122,235 6,583 26,459 Lima 915,018 0.77 19% 113,029 8,491 26,870 Villa Nueva 1,625,373 0.79 18% 100,295 6,413 22,722 Choloma 4,323,122 0.86 13% 402,766 26,525 92,018 Comayagua 78,231 0.33 50% 39,115 11,372 17,732 Totales 10,996,819 1,195,646 86,689 281,111 34. Dado que el proyecto PROMOSAS cuenta con recursos disponibles para las acciones de mejora en estas alcaldías, se propone se realicen auditorías energéticas en cada uno de sus puntos de medición, con el fin de identificar las alternativas optimas que pueden implementarse para mejorar la eficiencia de las estaciones de bombeo y consecuentemente los costos de operación del sistema. 35. Para esto se propone lo siguiente: a. Planteamiento a las alcaldías del análisis realizado y oportunidades de mejora, con el fin de verificar quiénes están interesados en sumarse a la iniciativa de mejora de la eficiencia. b. Contratación de consultores (en la cantidad que defina el PROMOSAS) para el desarrollo de auditorías energéticas en cada una de las estaciones de bombeo y propuesta de solución óptima para cada estación, incluyendo una cuantificación de los costos para implementar la propuesta. Ver Borrador de Términos de Referencia en Anexo 2. c. Con una propuesta aprobada, los proyectos de mejora de la eficiencia serían financiados con recursos del PROMOSAS, en el marco de implementación del proyecto. 13 ANEXO 1. DATOS DE LOS EQUIPOS PARA REALIZAR UN ESTUDIO DE EFICIENCIA ENERGETICA EN EL SECTOR DE AGUA Y SANEAMIENTO. NÚMERO DE CLAVE O NÚMERO DE CONTADOR DE LA ENEE: este dato se encuentra en el recibo de pago por energía, si no, también se puede obtener del medidor mismo, por ejemplo, el número de contador de la figura mostrada es ENEE201310200734 DATOS RELEVANTES DEL MOTOR  Cantidad de motores  Potencia (Kw o HP)  Voltaje  Año de instalación o de fabricación DATOS RELEVANTES DE LA BOMBA  Cantidad de bombas  Tipo de bomba (centrifuga, axial, diagonal, etc)  Año de entrada en operación o fecha de fabricación OTROS DATOS RELEVANTES  Cantidad de agua bombeada (mts3/hora)  Horas de trabajo mensual  Utiliza variador de frecuencia (si o no) 14 ANEXO 2. BORRADOR DE TÉRMINOS DE REFERENCIA CONSULTORÍA PARA EL DESARROLLO DE AUDITORÍAS DE EFICIENCIA ENERGETICA EN EL MARCO DEL PROYECTO DE MODERNIZACIÓN DEL SECTOR DE AGUA POTABLE Y SANEAMIENTO (PROMOSAS) I. ANTECEDENTES El Gobierno de Honduras (en adelante denominado “el Prestatario”) ha recibido de la Asociación Internacional de Fomento (AIF), un crédito para financiar parcialmente el costo del Proyecto de Modernización del Sector de Agua Potable y Saneamiento (PROMOSAS); ejecutado por la Secretaría de Finanzas (SEFIN), a través de la Unidad Administradora de Proyectos (UAP) con fecha de cierre 31 de Diciembre de 2016. El PROMOSAS apoya la modernización y mejora de los proveedores de servicios de agua potable y saneamiento en las Alcaldías de Danlí, Comayagua, Siguatepeque, Tutule, Teupasenti, Puerto Cortés, Lima, Villa Nueva (que de manera mancomunada sirve a los municipios de Villanueva, San Manuel y Pimienta) y Choloma. En el marco del PROMOSAS, las Municipalidades de (a ser definido por el proyecto), han decidido realizar auditorías de eficiencia energética en sus estaciones de bombeo de agua, con el fin de identificar la mejor alternativa viable para optimizar al máximo la operación de su sistema aumentando la eficiencia. II. OBJETIVOS DE LA CONSULTORÍA 1. Desarrollar auditorías energéticas a cada estación de bombeo asignada en el alcance de la consultoría, con el fin de identificar oportunidades viables de mejora en la eficiencia de operación del sistema orientado a la reducción de costos energéticos. 2. Preparar una propuesta de proyecto de inversión con la mejor alternativa más adecuada para optimizar a operación de la estación de bombeo, incluyendo en detalle: (i) el diseño de la alternativa a implementar, (ii) los costos de inversión desglosados, (iii) cálculos financieros de rentabilidad y recuperación de la inversión, (iv) plan de trabajo y estimación de tiempos para la implementación del proyecto y (v) especificaciones técnicas genéricas de los equipos propuestos. 3. Supervisar la implementación del proyecto. Esta actividad se activará solamente si se logran completar en tiempo las adquisiciones y procesos de contrataciones necesarios para la implementación del proyecto antes de la fecha de cierre del PROMOSAS. III. ALCANCE DE LA CONSULTORIA La consultoría incluirá el desarrollo de un diagnóstico, preparación de alternativas de proyecto a nivel de perfil y desarrollo y supervisión de un proyecto de mejoramiento de la eficiencia en consumo energético para cada una de las estaciones de bombeo enumeradas a continuación: 15 Aquí se deberá detallar las estaciones de bombeo o proveedores de servicio de agua a ser auditados por el consultor. IV. PRINCIPALES ACTIVIDADES A DESARROLALRSE EN EL MARCO DE LA CONSULTORÍA a. El Profesional a contratar, deberá realizar diferentes pruebas y mediciones eléctricas y de caudales, para establecer un diagnóstico de la situación actual en cada una de las estaciones de bombeo de agua potable asignadas bajo su responsabilidad. b. Preparar con base a los resultados del diagnóstico alternativas de mejora viables para hacer más eficiente la operación de la estación de bombeo. Las alternativas podrían incluso incluir el reemplazo de equipos o adicionar de equipos complementarios para mejorar la eficiencia del sistema. Estas alternativas deberán reflejar información preliminar (a nivel de perfil de proyecto) de costos de inversión, estimaciones de ahorros y mejora de la eficiencia y periodo de recuperación. c. Desarrollar una presentación a la alcaldía y miembros del equipo PROMOSAS los detalles de alternativas propuestas para cada estación de bombeo, con el fin de que sea seleccionada la alternativa (de acuerdo a las restricciones de tiempo, financieras, etc.) a implementar en cada estación de bombeo. d. Con la decisión de la alternativa que será implementada en cada estación de bombeo, el consultor deberá desarrollar la propuesta detallada de proyecto para cada estación, incluyendo como mínimo: (i) el diseño de la alternativa a implementar, (ii) los costos de inversión desglosados, (iii) cálculos financieros de rentabilidad y recuperación de la inversión, (iv) plan de trabajo y estimación de tiempos para la implementación del proyecto y (v) especificaciones técnicas genéricas de los equipos propuestos. e. Elaborar un manual para la optimización del consumo de energía en sistemas de bombeo de agua, que sirva para que las nuevas estaciones entren en operación con los mínimos costos energéticos. f. Desarrollar la supervisión a la implementación del proyecto, conforme al plan aprobado en la propuesta de proyecto. g. Verificar el adecuado funcionamiento de la estación de bombeo conforme al proyecto diseñado y aprobado. V. DURACIÓN ESTIMADA El tiempo estimado de la Consultoría será de seis meses (agregar cálculo de esfuerzo consultor en número de días, según el número final de alcaldías que participen en el estudio). 16 VI. FORMA DE PAGO La forma de pago se desarrollará conforme la entrega de los siguientes productos: Producto % a Pagarse Informe de diagnóstico de las estaciones de Bombeo y presentación de 30% alternativas de optimización a nivel de perfil Propuesta de proyecto detallado para la mejora de la eficiencia de cada 30% estación de bombeo asignada en el alcance de la consultoría y Manual para la Optimización del consumo de energía en estaciones de bombeo. Informe final de supervisión de implementación de proyecto y pruebas de 40% verificación de funcionamiento de la estación de bombeo conforme al diseño (verificación de indicadores de mejora de eficiencia). VII. SUPERVISIÓN Y DEPENDENCIA El desarrollo de la consultoría será supervisado por la Coordinadora del Proyecto PROMOSAS en la UAP de la Secretaría de Finanzas. VIII. LUGAR DE PRESTACION DE LOS SERVICIOS La consultoría se desarrollará con base en Tegucigalpa y trabajo de campo en las estaciones de bombeo asignadas conforme al alcance del proyecto (Sección III de estos términos de referencia). IX. CALIFICACION Y EXPERIENCIA Formación Académica: Profesional universitario en el área de Ingeniería Eléctrica o Mecánica o similar. Se valorará formación específica en temas de eficiencia energética relacionados al objeto de la consultoría. Experiencia Profesional: Experiencia relevante mínima de 5 años en Proyectos de eficiencia energética, al menos dos años en proyectos vinculados al sector de agua y saneamiento. Resultados comprobables de implementación exitosa de proyectos de eficiencia energética. Experiencia mínima de 3 años en preparación y evaluación de proyectos, incluyendo análisis de viabilidad técnica y financiera. Personalidad dinámica, pro-activa y orientada a solución de problemas. Capacidad de liderazgo y de trabajo en equipo. Otros; Certificación en la Norma ISO 50001, Colegiado solvente., Experiencia en la elaboración de auditorías enérgicas y análisis financiero para proyectos. 17