Planificaci n de Largo Plazo 2021 2023 Plan

Planificaci ón de Largo Plazo 2021 -2023 Plan de Generación 2021

CONTENIDO 1. Criterios de Planificación de Largo Plazo en el ROM y NTPO 2. Principales parámetros del modelo 3. Resultados del modelo 4. Sensibilidad de resultados 5. Conclusiones

1. Planificación de largo plazo en el ROM Estructura jerárquica de la programación de la operación centralizada Determinístic Estocástico o Programación de Largo Plazo (1 -5 años) Política desembalse, contratos de compra de combustible, planes de mantenimiento mayores, Costo futuro agua, Predespacho Semanal Predespacho Diario Tiempo Real Compromiso de unidades, despacho económico de centrales térmicas e hidroeléctricas, flujo óptimo de potencia, regulación primaria y secundaria de

1. Planificación de largo plazo en el ROM y NT-PO _____________________________ __ El ROM establece la ejecución de la Programación de Largo Plazo debido a la presencia de centrales hidroeléctricas importantes en el sistema (Cajón, Cañaveral-Rio Lindo, Patuca III), las cuales tienen capacidades de regulación mayor al mes. Principales criterios: Parámetro Valor Horizonte de estudio 3 años Discretización del estudio (detalle) Semanal Modelo red de transporte Flujo DC Intervalo para actualización <= mes Salida Plan de generación, funciones de costo futuro, costos base generación

1. Planificación de largo plazo en el ROM y NT-PO _____________________________ __ Aspectos generales a considerar: 1. Proyección de la demanda eléctrica (aplicación de factores de distribución por barra) 2. Proyección de precios de combustibles 3. Histórico de caudales para las centrales hidroeléctricas con embalses de regulación 4. Proyección de generación no controlable (eólica, solar, biomasa, hidroeléctrica de pasada y geotérmica) 5. Red de transmisión simplificada (modelo reducido de red) 6. Plan de expansión de la generación y la transmisión

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Demanda eléctrica: 2021 Escenario Demanda Máxima Base 1, 595. 13 Alto 1, 616. 65 Impacto horario COVID- Perfil 19 y huracanes ETA e Real IOTA 2020 1, 620. 71 1, 659. 4 [MW] Energía [GWh] 3 10, 329. 06 10, 468. 37 10, 382. 84 06 2022 Escenario Demanda Máxima Base 1, 643. 78 Alto 1, 685. 19 Impacto horario COVID- Perfil 19 y huracanes ETA e Real IOTA 2020 1, 670. 14 1, 710. 0 [MW] Energía [GWh] 10, 329. 5 10, 644. 09 10, 912. 2 3 10, 699. 52 10, 644. 09

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Demanda eléctrica: 2023 Escenario Base Alto Impacto horario COVID-19 y Perfil huracanes ETA e IOTA Real 2020 Demanda Máxima [MW] Energía [GWh] Observaciones: 1, 699. 8 1, 761. 8 4 7 11, 007. 11, 408. 06 73 1, 727. 09 1, 768. 3 6 11, 064. 37 11, 007. 06 • Se anticipa un crecimiento de la demanda de energía del 3. 06% respecto al año 2020, pero éste ha experimentado una reducción del orden del 6% respecto al 2019 • Se asume que habrá una normalización del comportamiento estacional y

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Demanda eléctrica: comparación de proyecciones Proyección de demanda para el año 2021 en los escenarios base En Plan Generación 2020 2021 Demanda potencia máxima [MW] Demanda energía [GWh] Observaciones: 1, 678 1, 595 10, 959 10, 329 • La máxima potencia media registrada en 2020 es de 1, 610 MW, ocurrida en el mes de febrero, pero en el segundo semestre del 2020, con excepción de una incidencia (1, 601 MW), el resto de valores es menor a 1, 578 MW • Frente a un año irregular, se debe aceptar un nivel de incertidumbre en cuanto a cómo evolucionará la recuperación de la demanda

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Capacidad que estaría operativa en 2021 Potencia Disponible (capacidad instalada) [MW] Tecnología Mínima Máxima Hidroeléctrica Regulable 407 582 Térmica 921 962 Solar fotovoltaica 490 Hidroeléctricas de pasada 273 Biomasa 244 247 Eólica 234 Geotérmica 38 38 Total 2, 607 2, 826 Capacidad instalada toma en consideración planes de mantenimiento mayor y dependencia del volumen de las centrales regulables, pero no refleja disponibilidad real frente a: • Variabilidad horaria del recurso solar fotovoltaico y eólico • Variabilidad estacional de la biomasa • Variabilidad estacional de hidroeléctricas de pasada • Indisponibilidades forzadas de corto

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Capacidad disponible real prevista durante el 2020 (escenarios base) Tomando 2600 realizaciones 2400 Potencia disponible [MW] 2200 proyectadas de GRV, la 2000 disponibilidad se reduce 1800 1600 aun sin considerar: 1400 1200 • 1000 600 • Suministro de reservas 200 00 21 8/ 20 /2 11 21 8/ 20 /2 10 02 /2 28 9/ 0: 00 0: 1 /2 28 8/ Fecha 02 02 /2 28 7/ 02 /2 28 6/ 00 00 1 0: 1 1 02 /2 28 0: 00 00 0: 00 5/ 02 /2 28 4/ 02 /2 28 3/ 1 0: 00 00 0: 1 2/ 28 /2 02 1 02 /2 28 1/ 8/ 20 20 0: 00 00 0 /2 Indisponibilidad forzada 800 400 12 las

2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ Análisis de variabilidad horaria durante 2020 ERROR PORCENTUAL MEDIO [%] DEMAN SOLAR EÓLICA DA 2. 72% 9. 67% Programación de reserva secundaria para el 16. 19% Hora % Demanda sistema: 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0. 04 0. 06 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0. 06 0. 07 0. 08 0. 07 0. 05 0. 08 0. 04

2. Principales parámetros del modelo Capacidad disponible real prevista durante el 2020 (escenarios base) 2600 2200 indisponibilidades 2000 forzadas ni restricciones 1800 1600 de la red de transmisión, 1400 1200 se advierten períodos 1000 donde 800 600 la disponible 400 200 generación no es suficiente para cubrir la Disponible Real 00 21 8/ 20 /2 11 21 10 /2 8/ 20 1 02 /2 28 9/ Demanda + Reserva 0: 00 02 /2 28 8/ Fecha 1 0: 00 7/ 28 /2 02 1 0: 00 6/ 28 /2 02 1 0: 00 5/ 4/ 28 /2 02 1 0: 00 3/ 28 /2 02 1 0: 00 0: 1 02 /2 28 2/ 28 /2 02 1 20 0: 00 00 0 1/ /2 12 Aun y sin considerar 2400 8/ 20 Demanda y resrva y Potencia disponible [MW] _____________________________ __ demanda + la reserva mínima requerida

01/2021 03/2021 05/2021 07/2021 09/2021 11/2021 13/2021 15/2021 17/2021 19/2021 21/2021 23/2021 25/2021 27/2021 29/2021 31/2021 33/2021 35/2021 37/2021 39/2021 41/2021 43/2021 45/2021 47/2021 49/2021 51/2021 90. 00 80. 00 $/MWh COSTO VARIABLE PROYECTADO GENERACIÓN TÉRMICA BUNKER 2021 120. 00 110. 00 100. 00 70. 00 60. 00 50. 00 Semana/año PROMEDIO MÍNIMO Semana/año MÁXIMO 01/2021 03/2021 05/2021 07/2021 09/2021 11/2021 13/2021 15/2021 17/2021 19/2021 21/2021 23/2021 25/2021 27/2021 29/2021 31/2021 33/2021 35/2021 37/2021 39/2021 41/2021 43/2021 45/2021 47/2021 49/2021 51/2021 $/MWh 2. Principales parámetros del modelo _____________________________ __ COSTO VARIABLE PROYECTADO GENERACIÓN TÉRMICA DIESEL 2021 190. 00 180. 00 170. 00 160. 00 150. 00 140. 00 130. 00 120. 00 110. 00 100. 00 PROMEDIO MÍNIMO MÁXIMO

2. Resumen parámetros del modelo _____________________________ __ Información utilizada: 1. Como herramienta principal de optimización se utilizó el software SDDP en su versión 16. 0, herramienta para la optimización de largo y mediano plazo de sistemas hidrotérmicos 2. El histórico de los caudales de las centrales con embalse regulable se ha actualizado con información suministrada por la Subgerencia de Generación de la ENEE. Para la proyección estocástica de los caudales de los embalses regulables, se recurre a la herramienta estadística de modelos ARIMA, la cual forma parte de la distribución del SDDP 16. 0 3. Para la demanda eléctrica, se utilizan los resultados del sistema SCADA de la ENEE-ODS para el año 2020, el cual se considera el año base para la demanda. La proyección de la demanda se realiza según el estudio: “Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional de Honduras (2021 - 2035)”, realizado por la Sub-gerencia de Planificación y Gestión Comercial de la ENEE. Para propuesta de los escenarios se analizó la estacionalidad y cronología de otros años más regulares. 4. El costo de generación térmica se obtiene de la base de corto plazo más actualizada (ODS), y la proyección de los costos para los años 2021 -2023 se realiza de acuerdo a lo publicado por la

2. Resumen parámetros del modelo _____________________________ __ Información utilizada: 5. La modelación y proyección de la generación renovable variable de corto plazo (solar fotovoltaica y eólica) se realiza con la herramienta ENERGIX, adquirida en el 2016 por el CND-ENEE con apoyo del Banco Mundial. Esta es la herramienta es la que se utiliza en la actualidad para propósitos de la programación de corto plazo (Predespacho Semanal y Diario). 6. La construcción de los bloques de demanda se realiza utilizando el algoritmo de clusterización k-means, el cual se encuentra disponible dentro de herramientas computacionales como MS Excel, Matlab, GNU-Octave o R. 7. Para efectos de los activos de generación y transmisión que han de incorporarse al sistema durante el período 2021 -2022, se utiliza información de la Subgerencia de Contratos de Generación de la ENEE y de los Planes Indicativos de Expansión de la Generación y de la Transmisión del ODS.

2. Resumen parámetros del modelo _____________________________ __ Destaca en Plan Generación 2021: a) Central térmica Progressive Bunker (PECSA, 3 unidades, 54 MW) habilitada y operando en MEO desde septiembre del 2020 b) Central térmica LAEISZ Ceiba (Diésel, 22 MW), habilitada y operando en el MEO desde octubre del 2020 c) Central térmica El Faro (Rentas Américas), 43 MW, Bunker, operando en el sistema desde diciembre 2020 d) Hidroeléctrica Río Frío, de 3. 4 MW, que inició operación en diciembre de 2020 e) Hidroeléctrica Patuca III, 104 MW, modelando inicio de operación

3. Resultados del modelo __________________________ Generación total 2021 Con compras en el Mercado Sin compras en el Mercado de Escenario 1 2 3 de Oportunidad Regional Energía Tipo Tecnología [GWh] Térmica Hidroeléctrica regulable Hidroeléctrica pasada de [%] Oportunidad Regional Energía [GWh] [%] 3, 841. 69 37% 4, 053. 88 39% 2, 395. 32 23% 2, 374. 67 23% 640. 34 6% 1, 156. 64 11% 1, 156. 61 11% 4 Solar fotovoltaica 5 Eólica 769. 10 7% 769. 12 7% 6 Biomasa 896. 08 9% 7 Geotérmica 319. 86 3% 8 MER Oportunidad 191. 91 2% 0. 00 0%

3. Resultados del modelo __________________________ Generación hidroeléctrica controlable 2021 Plantas Hidroeléctricas de Regulación Nombre EL CAJÓN Generación anual [MWh] 1, 512, 801. 70 LA VEGONA 213, 506. 37 CAÑAVERAL 90, 990. 44 RIO LINDO SHOL PATUCA Total 305, 182. 62 64, 084. 07 208, 762. 03 2, 395, 327. 24 • Resultados corresponden al escenario de hidrología más similar al promedio para El Cajón, es decir, se considera esta serie como la de mayor interés • Las series se construyen a partir de datos históricos, tomando como dato inicialización la hidrología del 2008 • Existen otro grupo de series más optimistas, que resultan en mayores niveles de producción, lo mismo que con hidrologías más

3. Resultados del modelo __________________________ De acuerdo a resultados y para un conjunto importante de series hidrológicas, se podría volver a alcanzar la situación de vertimiento a partir de la semana 37, donde se supera el umbral de los 286 m. s. n. m 288 286 m. s. n. m. 284 282 280 278 276 274 272 270 /2 03 021 /2 05 021 /2 07 021 /2 09 021 /2 11 021 /2 13 021 /2 15 021 /2 17 021 /2 19 021 /2 21 021 /2 23 021 /2 25 021 /2 27 021 /2 29 021 /2 31 021 /2 33 021 /2 35 021 /2 37 021 /2 39 021 /2 41 021 /2 43 021 /2 45 021 /2 47 021 /2 49 021 /2 51 021 /2 02 1 Para la hidrología promedio, el embalse finalizaría el año alrededor de los 286 m. s. n. m, favoreciendo también la operación del 2022 290 01 Para ninguna de las series la cota del embalse desciende por debajo de los 271 m. s. n. m, por lo que se puede garantizar una potencia disponible superior a los 73 MW por turbina Evolución Esperada del Embalse de "El Cajón", Año 2021 Semana/año

3. Resultados del modelo __________________________ Para hidrologías promedio, el embalse debiera finalizar entre 637 y 637. 5 m. s. n. m 637. 7 637. 5 637. 3 637. 1 636. 9 636. 7 636. 5 01/2021 02/2021 03/2021 04/2021 05/2021 06/2021 07/2021 08/2021 09/2021 10/2021 11/2021 12/2021 13/2021 14/2021 15/2021 16/2021 17/2021 18/2021 19/2021 20/2021 21/2021 22/2021 23/2021 24/2021 25/2021 26/2021 27/2021 28/2021 29/2021 30/2021 31/2021 32/2021 33/2021 34/2021 35/2021 36/2021 37/2021 38/2021 39/2021 40/2021 41/2021 42/2021 43/2021 44/2021 45/2021 46/2021 47/2021 48/2021 49/2021 50/2021 51/2021 52/2021 Para un conjunto importante de series, se presentaría vertimiento a partir de la semana 37 Evolución Esperada del Embalse de "Cañaveral", Año 2021 m. s. n. m. El embalse de Cañaveral (Yojoa) se mantendría por arriba de su cota mínima (632 m. s. n. m) en incluso para una serie, podría representar vertimiento desde la semana 20 Semana/año

3. Resultados del modelo __________________________ Se tiene incertidumbre sobre el nivel de llenado inicial del embalse, ya que mantienen un caudal ecológico permanente 291 El empuntamiento de la central estará condicionado por el flujo de potencia en la línea L 441. 287 Se requieren pruebas de operación para afinar la modelación tanto en largo como corto plazo m. s. n. m. 285 283 281 279 /2 03 021 /2 05 021 /2 07 021 /2 09 021 /2 11 021 /2 13 021 /2 15 021 /2 17 021 /2 19 021 /2 21 021 /2 23 021 /2 25 021 /2 27 021 /2 29 021 /2 31 021 /2 33 021 /2 35 021 /2 37 021 /2 39 021 /2 41 021 /2 43 021 /2 45 021 /2 47 021 /2 49 021 /2 51 021 /2 02 1 Capacidad de almacenamiento es menor a otras centrales regulables, por lo cual se presentan las oscilaciones dentro del año 289 01 Debido al caudal mínimo (social) reportado, el volumen optimizable se reducirá. Evolución Esperada del Embalse de "Patuca", Año 2021 Semana/año

3. Resultados del modelo __________________________ Plantas Térmicas Nombre LUFUSSA III LUFUSSA II SANTA FÉ LAEISZ JUTICALPA Plantas Biomasa Generación anual [MWh] Nombre 1, 240, 185. 53 CELSUR 19, 570. 17 LA GRECIA 0. 00 TRES VALLES 3, 097. 09 LOS PINOS Generación anual [MWh] 108, 107. 92 915, 624. 97 POWER ENERSA COGENERACIÓN LA PUERTA CEIBA TÉRMICA LAEISZ CEIBA LAEISZ SAN 6, 393. 32 1, 072, 202. 24 GREEN POWER CARACOL KNITS 65, 576. 35 CHUMBAGUA 4. 29 IHSA Planta Geotérmica 89, 971. 01 13, 784. 94 26, 375. 03 PLANT EMCE CHOLOMA para el 2021 43, 506. 16 MERENDÓN BECOSA Generación térmica, de biomasa y geotérmica 307, 884. 59 111, 775. 63 61, 558. 11 20, 399. 36 23, 647. 98 CAHSA 83, 733. 64 124, 008. 64 YODECO 274. 88 Nombre Generación anual [MWh] GEOPLATANARES 319, 859. 90 Total 319, 859. 90

3. Resultados del modelo __________________________ Plantas Solares Nombre Plantas Eólicas Generación anual [MWh] Generación anual Nombre [MWh] PLANTA SAN Generación y vertimiento solar y eólico 196, 585. 01 para el 2021 Plantas Solares ENERBASA 43, 763. 93 LOS LLANOS SUR 31, 715. 57 CHINCHAYOTE 184, 699. 25 Vertimiento anual SOPOSA 121, 733. 25 CERRO DE HULA 387, 819. 16 anual [MWh] COHESA 120, 084. 30 NACAOME UNO 99, 351. 39 NACAOME DOS 109, 059. 42 POLLITO 37, 105. 42 PRADOS SUR 70, 264. 24 HELIOS 60, 064. 16 FOTERSA 49, 394. 37 LAJAS 20, 764. 65 MARCOVIA 87, 783. 58 MECER 62, 193. 84 CINCO ESTRELLAS 123, 254. 39 CHOLUTECA UNO 48, 218. 44 CHOLUTECA DOS 71, 888. 42 MARCOS Total 8, 183. 67 Plantas Eólicas Total 414. 47 Vertimiento en plan generación 2020 para el 2020: Plantas Solares Total Plantas Eólicas Vertimiento anual [MWh] 5, 929. 20 Total 25. 91

01/2021 -0001 02/2021 -0084 03/2021 -0167 05/2021 -0082 06/2021 -0165 08/2021 -0080 09/2021 -0163 11/2021 -0078 12/2021 -0161 14/2021 -0076 15/2021 -0159 17/2021 -0074 18/2021 -0157 20/2021 -0072 21/2021 -0155 23/2021 -0070 24/2021 -0153 26/2021 -0068 27/2021 -0151 29/2021 -0066 30/2021 -0149 32/2021 -0064 33/2021 -0147 35/2021 -0062 36/2021 -0145 38/2021 -0060 39/2021 -0143 41/2021 -0058 42/2021 -0141 44/2021 -0056 45/2021 -0139 47/2021 -0054 48/2021 -0137 50/2021 -0052 51/2021 -0135 MW 3. Resultados del modelo __________________________ Déficit de Potencia Esperado Año 2021 5 4 Previsión del déficit 3. 5 3 para los años 2020 - 2. 5 2 2022 1. 5 1 0. 5 0 Corresponde a serie hidrológica promedio semana/año

3. Resultados del modelo __________________________ 85 Costos Marginales Promedios Semanales 2021 - 2023 • No se contemplan adiciones de capacidad sino hasta después de 12/2024. 80 • Se esperan incrementos en la demanda para 2022 y 2023 70 65 60 55 01/2021 05/2021 09/2021 13/2021 17/2021 21/2021 25/2021 29/2021 33/2021 37/2021 41/2021 45/2021 49/2021 01/2022 05/2022 09/2022 13/2022 17/2022 21/2022 25/2022 29/2022 33/2022 37/2022 41/2022 45/2022 49/2022 01/2023 05/2023 09/2023 13/2023 17/2023 21/2023 25/2023 29/2023 33/2023 37/2023 41/2023 45/2023 49/2023 $/MWh 75 semana/año

4. Sensibilidades __________________________ 2021 Demanda Escenario Demanda base alta impacto Demanda horario perfil real covid-19 y 2020 [MW] Déficit Máximo Promedio [MW] Déficit energía total (promedio) [MWh] Compra Máxima Absoluta MER OPO [MW] Compra Máxima Promedio MER OPO [MW] Compra Total Promedio MER OPO [MWh] Costo total térmico anual considerar compras en el MER huracanes Déficit Máximo Absoluto base sin Oportunidad 4. 50 14. 20 14. 18 130. 30 63. 35 4. 50 14. 20 14. 18 130. 24 51. 02 10. 72 35. 17 48. 28 881. 80 397. 14 109. 40 109. 40 0. 00 191, 907. 191, 90 59 6. 66 204, 374. 217, 19 191, 910. 191, 874. 78 96 0. 00 207, 688. 206, 769. 219, 431. 3 Valoración del déficit, costos de operación y costos marginales para 3 escenarios adicionales Escenario comportamiento cuyo de demanda era normal hasta inicios de marzo del 2020

1. 5. Conclusiones __________________________ Se anticipa un crecimiento moderado de la demanda para el 2021 (~3%), tomando como base el año 2020, el cual representó una reducción media del orden del 6% respecto al 2019 2. Aun y con el crecimiento moderado de la demanda, la consideración de compras en el MER y la adición de aproximadamente 150 MW de capacidad, se anticipa la ocurrencia de déficit para todos los escenarios de hidrología y de demanda 3. Los embalses Yojoa y El Cajón estarían alcanzando sus volúmenes de espera (máximos) si se tienen hidrologías favorables durante el 2021, lo cual podría representar vertimientos a partir de la semana 37 (mediados septiembre 2021) 4. Se espera la continuidad de la operación de centrales térmicas con vencimiento de

5. Conclusiones __________________________ 5. El sistema de transmisión mantiene la necesidad de incorporar (en el muy corto plazo) refuerzos de compensación reactiva que permitan liberar restricciones de generación de las centrales Cajón y Cañaveral-Rio Lindo, que a su vez aumentarán el margen de volumen de agua que puede ser optimizado en estas centrales. 6. Se requiere que en 2021 se adicionen más centrales al suministro de RSF (AGC), situación que será incentivada con la publicación de la Norma Técnica de Servicios Complementarios