Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras

Trabajo Fin de Máster Sistema de Energía Eléctrica Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Autor: Olivia Mariela Domínguez Monge Tutor: Juan Manuel Roldán Fernández Manuel Burgos Payán Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 iii Trabajo Fin de Máster Sistema de Energía Eléctrica Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Autor: Olivia Mariela Domínguez Monge Tutores: Juan Manuel Roldán Manuel Burgos Payán Dpto. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2022 v Trabajo Fin de Máster: Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Autor: Olivia Mariela Domínguez Monge Tutores: Juan Manuel Roldán Fernández, Manuel Burgos Payán El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2022 El Secretario del Tribunal vii A Maria Ela Monge-Hermes Tulio A Honduras-Argentina ix Agradecimiento Con gratitud a: La Divinidad por todo don otorgado para vivir, soñar y superarme, familia Domínguez Monge por su aliento, inspiración y motivación, mi patria Honduras por acunar mi raíz y proveerla de alimento para crecimiento personal. Universidad de Sevilla en adoptarme en su ser científico, como huésped, me acogieron marcando huella de mayor conocimiento que he de aportar a la humanidad donde fuera preciso. Mis tutores, por ser la luz intelectual que, con tolerancia, respeto y confianza acompañaron en este proceso. Ingeniero René Barrientos por ser mentor en el ejercicio profesional. Equipo de compañeros en su totalidad, en particular Rosa, Vicente, Paul, Franco, Rubén, Emely por su amistad. Olivia Mariela Domínguez Monge Sevilla, 2022 Tabla 3–25. Comparación de variables de estudio por escenario 31 Tabla 3–26. Escenario 4: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) 31 Tabla 3–27. Caso 4: Costes totales anuales por tecnología de generación (MUSD/año) 31 Tabla 3–28. Escenario 5: Capacidad en potencia por tecnología (MW) 32 Tabla 3–29. Escenario 5: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) 33 Tabla 3–30. Escenario 5: Capacidad en potencia por tecnología (MW) 33 Tabla 3–31. Escenario 5-1: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) 33 xvii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1-1. Línea de interconexión eléctrica para Centroamérica [5]. 2 Figura 1-2. Niveles de Tensión Sistema Eléctrico de Honduras [8] 3 Figura 1-3. Histórico demanda de energía y máxima demanda de potencia anual [11] 3 Figura 1-4. Curva de producción plantas solares, eólico y geotérmica (GWh) [12] 4 Figura 1-5. Curva de producción plantas térmicas e hidroeléctricas (GWh) [12] 4 Figura 1-6. Comparativa del comportamiento de la demanda en fin de semana y en día laboral (MW) 5 Figura 1-7. Histórico de energía generada por tecnología (GWh) [9] 6 Figura 2-1. Guía de proceso 7 Figura 2-2. Esquema general del modelo EnergyPlan [18] 8 Figura 2-3. Esquema general de la red de electricidad [18] 8 Figura 2-4. Ficha de entrada para la demanda de energía [18] 9 Figura 2-5. Ficha de entrada para suministro de energía [18] 10 Figura 2-6. Ficha de entrada para la distribución del combustible [18] 11 Figura 2-7. Ficha de entrada para generación renovable variable [18] 11 Figura 2-8. Ficha de entrada para almacenamiento [18] 12 Figura 2-9. Ventana gráfica para el ingreso de datos técnicos de almacenamiento [18] 13 Figura 3-1. Proyección mensual de la generación por tecnología (MW) 20 Figura 3-2. Porcentaje de proyección de energía generada por tipo de combustible 20 Figura 3-3. Proyección de la producción de energía que puede y no exportarse (MWh) 21 Figura 3-4. Proyección de la producción de energía exportable ante reducción de FV-eólico (MWh) 21 Figura 3-5. Proyección de importación ante reducción de producción fotovoltaica 24 Figura 3-6. Caso 2: Comparativa de costes anuales del sistema (MUSD/año) 27 Figura 3-7. Comportamiento de la producción con almacenamiento ante reducción de producción eólico y fotovoltaica 29 Figura 3-8. Resultados de incorporar almacenamiento a la matriz de generación del sistema. 29 xix Notación EOR Ente Operador Regional CRIE Comisión Regional de Integración Económica MER Mercado Eléctrico Regional LGIE Ley General de la Industria Eléctrica MEN Mercado Eléctrico Nacional ODS Operador del Sistema de Honduras CREE Comisión Reguladora de Energía Eléctrica SIN Sistema Interconectado Nacional DE Demanda anual de electricidad de Demanda anual 2019 de electricidad tc Tasa de crecimiento de la demanda PES Suministro de energía primaria RES Fuente renovable variable CO2 Emisión dióxido de carbono CV Coste variable O&M PHES CAES CEEP EEP VAN Ah I K Ix Cx P Ianual-x PCOF-x Coste operación y mantenimiento fijo Almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo Almacenamiento por aire comprimido Exceso de producción de energía que no puede exportarse Exceso de producción de energía que puede exportarse Valor actualizado neto Ahorro del sistema Inversión total de la matriz de generación en el sistema Tasa de descuento Inversión total por potencia para cada tecnología de generación Capacidad en potencia por tecnología de generación Potencia para cada tecnología de generación Coste de inversión anual por tecnología de generación Costes fijos de operación y mantenimiento en porcentaje de la inversión 1 INTRODUCCIÓN on la definición de los objetivos y el conocimiento del marco regulatorio regional y nacional, se fundamenta el historial que determina la situación actual de Honduras, incidiendo en la motivación y para el desarrollo de éste trabajo. 1.1. Objetivos 1.1.1. Objetivo general El objetivo general del trabajo es realizar un análisis del Sistema Eléctrico de Honduras con diferentes escenarios para optimizar la alta penetración de generación renovable. 1.1.2. Objetivos específicos  Modelar el sistema eléctrico de referencia para el período de un año.  Desarrollar análisis técnico y económico del Sistema eléctrico de Honduras.  Identificar nuevos escenarios para mejora al sistema de referencia.  Examinar la idoneidad de la herramienta informática EnergyPlan para el análisis técnico y económico del sistema eléctrico de Honduras 1.2. Contexto Regulatorio Legal Regional del Subsector Eléctrico El 13 de diciembre de 1991 se crea el Sistema de la Integración Centroamérica, conformado por ocho países, siendo cada país un sistema: Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Panamá, Belice y Republica Dominicana, convirtiéndose en una región de paz, libertad y desarrollo [1]. En 1996, se suscribe el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, donde los países de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá adquieren el compromiso de integrar sus sistemas eléctricos, materializándose con el proyecto para interconectar los sistemas de la región Centroamericana; el cual consta de la línea de transmisión de aproximadamente 1796,2 kilómetros a una tensión de 230 Kv, 28 bahías en 15 subestaciones y con la capacidad para transportar 300 MW de energía, a lo que se le determina como la Línea SIEPAC [2] [3]. El Tratado actúa mediante los organismos de operación y regulación del Mercado Eléctrico Regional: Ente Operador Regional (EOR) y la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). Siendo así, como se crea un mercado eléctrico regional (MER), superpuesto a los mercados eléctricos nacionales con el objetivo que cada país disponga de un sistema de transmisión con criterios de calidad y seguridad, mayor capacidad de transmisión, integración a gran escala de las energías renovables y reducción en el coste de la generación, mediante la realización de transacciones de energía eléctrica empleando diferentes mecanismos de mercado, tal como se establece en el artículo 4 del Tratado Marco: “ El mercado operará como una actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico regional y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes. El mercado debe evolucionar gradualmente de una situación inicial/limitada hacia una más amplia, abierta y competitiva, apoyado en la infraestructura existente y futura, tanto nacional como regional.” [2] [4] C Introducción 2 Figura 1-1. Línea de interconexión eléctrica para Centroamérica [5]. 1.3. Contexto Regulatorio Legal Nacional del Subsector Eléctrico En 1957, mediante decreto # 48-1957 se crea en Honduras la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), como empresa estatal integrada verticalmente en sus componentes de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. En 1994 (decreto # 158-94) se da la primera reforma del subsector eléctrico hondureño, implementaba un modelo de mercado de único comprador, iniciando la ENEE a contratar el servicio de suministro de energía y potencia a generadores privados. A fin de potenciar tal acción, en el 2007 se crea la Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables y su reforma (decretos # 70-2007, 138-2013), con el objetivo de incentivar a la producción de energía con recursos renovables que retribuyan a la reducción de la contaminación, generación empleo, conservación de los recursos naturales y esencialmente a la estabilidad de precios de la energía a largo plazo [6] [7]. Sin embargo, ante la necesidad de armonizar la legislación del subsector eléctrico hondureño con el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, en 2014 se da la segunda reforma (decreto # 404-2013), creando la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), con el propósito de crear un mercado abierto y competitivo, aplicando nuevas reglas para la operación y funcionamiento del subsector:  Conformación de un nuevo modelo de mercado de energía eléctrica: Mercado Eléctrico Nacional (MEN), regulado y administrado por los organismos creados; Operador del Sistema (ODS) y de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).  Modernización de la ENEE: Escindirse en una empresa de generación, una de transmisión y operación del sistema y al menos una de distribución. El proceso de escisión y normativa no se ejecutó en su totalidad, dando lugar que la nueva administración Nacional implementara en 2022 una tercer reforma con la “Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social” [6], retornando a la ENEE, las facultades de administrar al mercado mayorista y operar el Sistema Interconectado Nacional. 1.4. Descripción del Sistema Eléctrico de Honduras El Sistema Interconectado Nacional está conformado por la red de transmisión con niveles de tensión de 69, 138 y 230 Kv, longitudes de las líneas de aproximadamente 700, 1,025 y 1,015 km, totalizando 2741,5 km de líneas de transmisión, donde 845,86 km son líneas de 69 kV, 923 km de 138 kV y 971,65 km son de 230 kV y una red de distribución con niveles de 34,5 y 13,8 kV [8]. 3 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Figura 1-2. Niveles de Tensión Sistema Eléctrico de Honduras [8] Adicionalmente, existen cuatro sistemas aislados que no están conectados al SIN: La Mosquitia con 0.8 MW instalados, Roatán con una potencia instalada de 40.70 MW, Isla de Utila con 5.60 MW , Isla de Guanaja con 2.35 MW [9] [10]. 1.4.1. Demanda La Figura 1-3, indica como la demanda del sistema históricamente ha ido en crecimiento, para el período 2007 – 2019 la tasa anual de crecimiento fue del 4.5% [11] a excepción del año 2020 que se redujo a consecuencia de las medidas aplicadas para el control de la pandemia Covid-19, declarada el 30 de enero del 2020 por la Organización Mundial de la Salud como una emergencia de salud pública a nivel internacional. Figura 1-3. Histórico demanda de energía y máxima demanda de potencia anual [11] Introducción 4 La demanda del sistema es abastecida en su mayoría mediante la compra en el mercado de contratos de suministro de energía y potencia (PPA), adicionalmente en el mercado de oportunidad Nacional y Regional, en conformidad con la curva de generación por tecnología, que puede verse afectada por la estacionalidad del país. A continuación, se presentan las curvas de producción para planta eólica, solar, hidroeléctrica, geotérmica y térmica para el año 2021 en donde las máximas producciones se dan entre los meses de febrero-abril (verano) para solar, eólica en julio y diciembre, hidroeléctrica entre septiembre-octubre (invierno), la geotérmica permanece constante y la térmica con picos máximos entre los meses de abril-junio, septiembre-octubre. Figura 1-4. Curva de producción plantas solares, eólico y geotérmica (GWh) [12] Figura 1-5. Curva de producción plantas térmicas e hidroeléctricas (GWh) [12] 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 Curva de producción por tecnología (GWh) Eólico Solar Geotérmico 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Curva de producción por tecnología (GWh) Hidroeléctrica con embalse Hidroeléctrica a filo de agua Térmico Total hidroeléctrico 5 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras La curva horaria de la demanda eléctrica está caracterizada por dos picos que se presentan entre las horas de 11:00 a 13:00 y de las 18:00 a las 20:00, correspondiente a las horas de almuerzo y cena, para los días laborales la demanda es menor y la máxima demanda de potencia puede presentarse entre los meses de febrero, marzo, abril o mayo. Figura 1-6. Comparativa del comportamiento de la demanda en fin de semana y en día laboral (MW) 1.4.2. Sistema de Generación La matriz de generación ha ido diversificándose a partir del año 2015 por la aplicación de la segunda reforma al subsector a fin de cumplir con los compromisos internacionales de transformar la matriz de generación a 80% de producción renovable para el año 2038 [13]. La producción de energía para el año 2021 fue de 9649,00 GWh como resultado del 27,15% generación hidroeléctrica nacional con embalse, 11,60% plantas hidro fluyente privado, 0,04% de generación térmica nacional, 34,34% plantas térmicas privadas, , 4,83% plantas biomasa, 8,05% parque eólico, 10,91% parque fotovoltaico y 3,09% geotérmica, correspondiente a un total del 65,63% renovable y el 38,52% térmico [12]. Al presentarse déficit de generación se cumplimenta con importaciones entre un 1 a 3% anual [14]. Tabla 1–1. Potencia Instalada 2020-2022 (MW) [9] [14] 2020 2021 2022 Tipo de Generación MW Porcentaje MW MW Generación hidráulica 836,82 28,49% 848,9 918,9 Generación con combustible fósil 989,35 33,68% 869,9 869,9 Carbón coque 105,00 3,58% 105,00 105,00 Biomasa 221,29 7,53% 221,3 221,3 FV (solar) 510,78 17,39% 510,78 510,78 Eólica 235,00 8,00% 235,00 235,00 Geotérmica 39,00 1,33% 39,00 39,00 Metodología 12 Tabla 2–2. Factores de emisión gases de efecto invernadero por combustible (Kg/GJ) Combustible tCO2/MWh KgCO2/TJ Kg/GJ Diésel, fueloil y gasolina 0,6092 169,22 Gas licuado de petróleo GLP 63100 63,10 Biocombustible 100000 100,00 Gas natural 56100 56,10 Carbón coque 97500 97,50 2.1.1.3. Almacenamiento El modelo considera tecnologías de almacenamiento de calor, electricidad e hidrógeno y almacenamiento de aire comprimido (CAES). EnergyPlan modela el almacenamiento de electricidad como almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo (PHES), con la opción de permitir el funcionamiento simultáneo de la turbina y bomba, es decir, almacena el exceso de energía y entrega cuando es requerido para el balance y estabilidad de la red, por lo que puede emplearse para modelar otro tipo de tecnologías como pueden ser almacenamiento con baterías. Figura 2-8. Ficha de entrada para almacenamiento [18] Los datos técnicos requeridos son el almacenamiento en GWh, la capacidad y eficiencia para la turbinabomba, en [23] se considera la estructura de los costes y dimensionamiento del sistema de almacenamiento con baterías de 50 MW/200MWh (almacenamiento para 4 horas), siendo la referencia en los datos iniciales para la simulación e ir en aumento hasta minimizar el exceso de producción renovable que no puede ser exportada por la restricción de la línea de interconexión regional, suplir la demanda y así obtener el óptimo del sistema. 13 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Tabla 2–3. Datos técnicos iniciales para almacenamiento con baterías [23] Tecnología MW Eficiencia Turbina 50 0,8 Bomba 50 0,8 En la Figura 2-9 se ilustra la ventana gráfica para el ingreso de los datos requeridos. Figura 2-9. Ventana gráfica para el ingreso de datos técnicos de almacenamiento [18] 2.1.1.4. Coste Se requiere de un archivo de inicialización para los costes del sistema, el programa incluye plantillas que pueden utilizarse como base, para nuestro estudio se creó una plantilla con la información que se investigó para Honduras y la región de América. Se definen los siguientes costes: 1. Costes de inversión, operación y mantenimiento fijo por tecnología. 2. Combustible. 3. Costes de operación y mantenimiento variable. 4. Emisión de dióxido de carbono. Metodología 14 En la ficha de costes de inversión, el modelo requiere las capacidades en potencia para las centrales de generación por tecnología, el precio por unidad, tiempo de vida útil de la central, los costes fijos de operación y mantenimiento expresado en porcentaje del coste de inversión y una tasa de descuento. La ecuación 2-1 indica el cálculo para la inversión total por potencia para cada tecnología (Ix), donde Cx es la capacidad y P el precio por unidad. 𝐼𝑥 =𝐶𝑥 ∗ 𝑃 (2-1) EnergyPlan calcula para cada tecnología de generación los costes anuales de inversión como se indica en ecuación 2-2 y de operación y mantenimiento fijo, ecuación 2-3. Siendo n el tiempo de vida útil en años por tecnología, k la tasa de descuento y PCOF-x los costes fijos de operación y mantenimiento expresados en porcentaje del coste la inversión. 𝐼𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙−𝑥 =𝐼𝑥 ∗ 𝑘/[1 − (1 + 𝑘)−𝑛] (2-2) 𝐼𝐶𝑂𝐹−𝑥 = 𝑃𝐶𝑂𝐹−𝑥 ∗𝐼𝑥 (2-3) Los costes para las centrales con combustión interna (búnker y gas natural), son el producto de la revisión, análisis y comparativa de tres fuentes; base de datos del programa EnergyPlan [24], informe de la Comisión Federal de México [25] y del Operador del Sistema Hondureño [11], para el carbón se consideró el coste de operación y mantenimiento de la base de datos del programa EnergyPlan [24] y para el coste de inversión se consultó a desarrolladores de este tipo de centrales en el medio local, obteniéndose así los datos indicados en la tabla 2-4. Las centrales de biomasa se modelaron con los costes definidos para la tecnología de búnker. Tabla 2–4. Costes de instalación centrales de generación de combustión interna (MUSD/MW) Tecnología Coste Inversión MUSD/MW O&M fijo (% inversión) Período Años Búnker 0,946 3,7 25 Gas natural 0,747 3,7 25 Carbón 1,2 1,6 25 Para las plantas de generación fotovoltaica, hidroeléctrica, geotérmica y eólica los datos seleccionados fueron para la región de Centroamérica basados en información publicada por IRENA [26]. Las centrales hidroeléctricas presentan un mayor coste de operación y mantenimiento fijo respecto a las demás tecnologías. 15 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Tabla 2–5. Costes de instalación centrales de generación con fuente renovable Tecnología Coste Inversión (MUSD/MW) O&M fijo (% de la inversión) Período (años) FV (solar) 1,101 1 25 Eólica 2,062 1,5 25 Geotérmica 4,468 1,5 30 Hidroeléctrica de agua fluyente 2,459 3,0 50 Hidroeléctrica con embalse 1,870 2,2 50 Para modelar la capacidad de interconexión se supone que la producción de energía es proveniente de una hidroeléctrica con embalse. A fin de definir los costes de combustible en las tecnologías de motores a combustión interna, gas natural, carbón y biomasa, el precio del búnker (heavy fuel oil) se basa en la publicación “Short Term Energy Outlook” [27], donde se declaran las proyecciones a corto plazo del petróleo crudo (West Texas Intermediate Crude Oil Spot Price WTI), considerando que el búnker es un derivado, su precios son proporcionales por lo que de acuerdo a [19] se aplicó la relación entre el crudo y fuel oil de 1 a 0,70, en el diésel de 1 a 1,25. Para el precio del gas natural se utiliza la proyección del EIA al Henry Hub que para el mes de julio del 2022 fue de 7,28 dólar por MMBtu [27], sumando los costes asociados para utilizar el combustible en el puerto de Honduras se emplearon para éste estudio los datos proporcionados por el Operador del Sistema de Honduras [11], al igual que para los precios del carbón. Para la biomasa se utilizó la data de costes de EnergyPlan, que define una proyección desde el 2015 hasta el año 2035 [24]. Tabla 2–6. Proyección precio de combustible petróleo crudo (USD/barril) Tecnología 2021 2022 2023 Petróleo crudo 68,21 98,71 89,13 Tabla 2–7. Proyección de precio por combustible utilizado (USD/GJ) Combustible 2021 2022 2023 Fueloil 7,8 11,29 10,19 Diésel 13,93 20,16 18,30 Gas Natural 7,6 7,45 7,55 Carbón 4,21 4,13 4,06 Biomasa 4,61 4,61 6,02 Metodología 16 En los costes variables de operación y mantenimiento para las centrales hidroeléctricas se considera la estimación por IRENA de 3 USD/MWh [26], para la geotérmica no se obtuvo datos de la región por lo que se utilizó la base de datos de costes proporcionados por EnergyPlan que es de 15,06 USD/MWh [24] y para las plantas térmica se consultó con desarrolladores de proyectos proporcionando una proyección de 7,3 USD/MWh para plantas que generen con búnker. Sin embargo, estos costes pueden presentar variaciones significativas en función de las tecnologías aplicadas en el sistema. Y concluyendo con el archivo de costes, para el precio de emisiones se ha considerado el dato de EnergyPlan de 11,04 USD t/CO2 [24] y una tasa de descuento real del 9% aplicable a las actividades de generación en Honduras, fue el resultado de la consultoría desarrollada por Mercados Energéticos Consultores para la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica [11]. Tabla 2–8. Costes variables de O&M (USD/MWh) Tecnología USD/MWh Hidroeléctrica 3 Térmica 7,3 Geotérmica 15,06 2.1.2. Simulación técnica La simulación técnica realiza un análisis del sistema considerando la restricción en la capacidad de la línea de interconexión regional para la exportación/importación, las estrategias de regulación establecidas que reduzcan el exceso de producción renovable que no puede ser exportada y el porcentaje de la capacidad en potencia de las centrales eléctricas para estabilizar la red con el objetivo de encontrar el óptimo del sistema creado y satisfacer la demanda. El resultado es un balance energético anual y las emisiones de CO2. La simulación técnica tiene cuatro opciones: 1. Equilibrio de la demanda de calor. 2. Equilibrio de la demanda de calor y electricidad. 3. Equilibrio de la demanda de calor y electricidad para la estabilización de la red. 4. Equilibrio de la demanda de calor con triple tarifa. Hay siete estrategias principales de regulación que minimizan el exceso de producción, siendo posible especificar una o más que tendrán prioridad según el orden establecido: 1. Reducción de RES1 y RES2. 2. Reducción de la producción de la cogeneración en el grupo 2. 3. Reducción de la producción de la cogeneración en el grupo 2. 4. Sustitución de la producción de la caldera por la calefacción en el grupo 2. 5. Sustitución de la producción de la caldera por la calefacción en el grupo 2. 6. Reducción de RES3. 17 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras 7. Reducción de producción combinando RES1, RES2 y RES3 Para nuestro estudio se definió a RES1 para eólica, RES2 fotovoltaica y RES3 hidroeléctrica de agua fluyente y aplicó la opción 3 de simulación, reduce la producción de centrales eléctricas y de cogeneración cuando hay exceso de producción renovable y si es necesario reduce la cogeneración para la estabilidad de la red, de esta manera se optimiza la producción renovable. 2.1.3. Simulación económica El análisis económico busca obtener la solución de menor coste para el Sistema, se ejecuta por dos categorías: 1. Costes socioeconómicos: Minimizar los costes de proporcionar la energía al usuario final, para ello los impuestos no son incluidos, se puede ejecutar por los siguientes pasos:  Determinar el funcionamiento óptimo del Sistema, con el mínimo de exceso de producción que no puede exportarse al no disponer de la capacidad de transmisión necesaria por la restricción de la línea de interconexión regional, mínimo de importaciones y de emisiones de dióxido de carbono (análisis técnico).  Identificar el coste asociado a la simulación técnica mediante el archivo de costes creado. 2. Coste económico: Los impuestos son incluidos, reflejando el costo real. Obteniendo el coste del sistema asociado al análisis técnico para cada escenario, se evalúa la rentabilidad de las inversiones en el parque de generación del sistema, mediante la obtención del valor actualizado neto de una inversión (VAN) indicado en la ecuación 2-4. Siendo N el número de años que dura la inversión, kn la tasa de descuento para cada uno de los años y Ahn el ahorro por cada año. La ecuación 2-5 indica el cálculo para el ahorro en el sistema, siendo el coste del escenario 2 con demanda de 12,4 TWh/año la referencia para cada nuevo escenario desarrollado con esa misma demanda. Para este trabajo se calcula el ahorro para el sistema para un año y se considera que es el mismo para todo el periodo de estudio (Ahn=Ah), con la misma tasa de descuento en todos los años ( kn=k), siendo una simplificación de la realidad, lo que la ecuación 2-4 se reduce a la ecuación 2-6. Siendo I la inversión adicional sobre el escenario de referencia. . 𝑉𝐴𝑁(𝐼)= −𝐼 + ∑𝐴ℎ𝑛 𝑁 𝑛=1 = −𝐼 + ∑𝐴ℎ𝑛 ∏(1+𝐾𝑛) 𝑁 𝑛=1 𝑁 𝑛=1 (2-4) 𝐴ℎ𝑛 =coste escenario referenciacoste nuevo escenario (2-5) 𝑉𝐴𝑁(𝐼)= −𝐼 + 𝐴ℎ (1+𝐾)𝑁−1 𝐾(1+𝐾)𝑁 (2-6) La tasa de descuento utilizada es del 9% aplicable para las actividades de generación en Honduras [11] a un período de 25 años, adicionalmente se evalúa considerando una tasa del 5% y a 30 años en cada escenario, como se indica en la Tabla 2-9. Tabla 2–9. Datos utilizados para cálculo del V.A.N. Escenario Tasa de descuento Período (años) 9 % 5% 25 30 Resultados y Análisis 18 3 RESULTADOS Y ANÁLISIS n el presente capítulo se exponen los resultados y análisis obtenidos de la aplicabilidad del procedimiento descrito en la sección anterior a los diferentes escenarios formulados para la mejora al sistema eléctrico hondureño. 3.1. Resultado de simulación y análisis Partiendo de análisis técnico y económico del modelo de referencia del Sistema Eléctrico de Honduras, se simularon nuevos escenarios que contribuyan al planeamiento energético del Sistema. 3.1.1. Escenario Base En la ecuación 3-1 se presenta el cálculo para la demanda del sistema base, utilizando la demanda total y horaria por energía del sistema Nacional en el año 2019, se le aplicó un crecimiento del 4,5% para proyectar la demanda 2022 con su correspondiente archivo de distribución horaria, obteniendo una demanda de 10,87 TWh/año proyectada para el 2022. La Tabla 3-1 detalla los datos técnicos requeridos para las centrales de generación de energía eléctrica que conforman la matriz energética para el 2022, adicionalmente para la generación hidroeléctrica con embalse, hidroeléctrica fluyente, geotérmica, eólica, FV solar se requiere del archivo de distribución horaria para el período de un año. 𝐷𝐸 =𝑑𝑒 +𝑡𝑐 (3-1) Tabla 3–1. Datos técnicos por tecnología para el caso base: modelo de referencia Central de generación Potencia (MW) Eficiencia Hidráulica de embalse 433,00 0,85 Hidráulica fluyente 485,90 Térmica 1196,20 0,47 FV (solar) 510,78 Eólica 235,00 Geotérmica 39,00 0,23 Línea de interconexión regional 300,00 E 19 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras La tabla 3-2 detalla los considerandos para simular el escenario base. Tabla 3–2. Parámetros técnicos para simular escenario base: modelo de referencia Escenario base: Modelo de referencia Categoría de simulación Requerimientos para estabilización de la red eléctrica Criterio para regular exceso de producción 3-técnica Ninguna Ninguna La tabla 3-3 y 3-4 detallan los resultados de las variables de estudio; la producción primaria de energía en el sistema (PES), las emisiones de dióxido de carbono, exportación e importación de energía, exceso de producción de energía que no puede exportarse por la restricción en la capacidad de la línea de interconexión regional (CEEP) y coste total anual del sistema. Para el escenario base, la demanda del sistema es abastecida sin requerir de la importación y exportación de energía. Tabla 3–3. Escenario base: Resultados simulación Coste anual del sistema CEEP Total PES Exportación Importación CO2 MUSD/año TWh/año TWh/año TWh/año TWh/año TWh/año 0 0 16,73 0 0 5,315 Tabla 3–4. Proyección mensual de la generación por tecnología (MW) Mes Demanda Eólica FV Hidroeléctrica fluyente Hidroeléctrica con embalse Térmica Geotérmica MW MW MW MW MW MW MW Enero 1124 153 119 242 195 380 34 Febrero 1227 123 129 183 195 570 27 Marzo 1245 134 140 139 195 605 32 Abril 1255 67 123 141 195 697 32 Mayo 1306 34 103 185 195 756 34 Junio 1282 90 124 212 195 628 34 Julio 1267 133 127 179 195 600 33 Agosto 1303 92 124 177 195 683 34 Septiembre 1292 50 119 197 195 699 33 Octubre 1241 37 112 305 195 559 33 Noviembre 1185 118 110 262 195 468 34 Diciembre 1124 138 98 208 195 454 31 Total (TWh/año): 10,87 0,85 1,04 1,78 1,71 5,19 0,29 Porcentaje 100% 8% 10% 16% 16% 48% 3% Resultados y Análisis 20 La producción de energía renovable es del 5,67 TWh/año correspondiente a un 52% y la no renovable de 5,19 TWh/año (48%). En la Figura 3-1 se representa el comportamiento de la proyección mensual por tecnología para el período de un año y en la Figura 3-2 el porcentaje de energía generada por tipo de combustible. Figura 3-1. Proyección mensual de la generación por tecnología (MW) Figura 3-2. Porcentaje de proyección de energía generada por tipo de combustible 3.1.2 Escenario 1: Análisis técnico y económico al Escenario Base Para éste caso de estudio se selecciona el desarrollo del escenario base y se le ingresa el archivo de costes creado según lo indicado en la sección 2.1.1.4, se simula definiendo los parámetros técnicos establecidos en la Tabla 3- 5 y el requerimiento para estabilizar la red, el cual es un porcentaje de la capacidad en potencia de las centrales eléctricas para proporcionar el servicio de regulación de frecuencia y evitar desequilibrio entre la oferta y demanda del sistema, adicionalmente se estableció un mínimo técnico de la potencia térmica de 300 MW. 0 500 1000 1500 Mes Proyección de la generación por tecnología (MW) Demanda (MW) Eólica (MW) PV (MW) Hidroeléctrica filo de agua (MW) Hidroeléctrica con embalse (MW) Térmica (MW) Geotérmica (MW) 5,67; 52% 5,19; 48% Porcentaje de energía generada por tipo de combustible Producción renovable ( TWh/año) Producción térmico ( TWh/año) 21 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Tabla 3–5. Escenario 1: Parámetros técnicos para simulación Escenario 1 Categoría de simulación Requerimientos para estabilización de la red eléctrica Criterio para regular exceso de producción Mínimo técnico térmico (MW) 3-técnica 10% 1 300 A consecuencia del requerimiento para estabilizar la red y la cuota mínima de producción termica, se obtiene que 0,078 TWh/año de la producción de energía sea exportable por no superar la capacidad de la línea de interconexión regional (EEP) y 0,000662 TWh/año no pueda exportarse. Al aplicar el criterio para regular el exceso de producción con la reducción de la generación eólica y solar descrito en la sección 2.1.2, se elimina el exceso de generación que no puede exportarse, evitando de ésta manera el valor indadvertido de potencia en las trasnferencias pactadas entre las áreas de control e incurrir en penalizaciones económicas para el Sistema Nacional Hondureño. En la a Figura 3-3 y 3-4 se visualiza la proyección de la producción de energía que puede y no exportarse y el efecto cuando se reduce la producción eólica y solar. Figura 3-3. Proyección de la producción de energía que puede y no exportarse (MWh) Figura 3-4. Proyección de la producción de energía exportable ante reducción de FV-eólico (MWh) 0 100 200 300 400 1 22 43 64 85 106 127 148 169 190 211 232 253 274 295 316 337 358 379 400 421 442 463 484 505 526 547 568 589 610 631 652 673 694 715 MWh Hora año Proyección de la producción de energía que puede y no exportarse CEEP EEP 0 100 200 300 400 1 260 519 778 1037 1296 1555 1814 2073 2332 2591 2850 3109 3368 3627 3886 4145 4404 4663 4922 5181 5440 5699 5958 6217 6476 6735 6994 7253 7512 7771 8030 8289 8548 MWh Horas del año Proyección de la exportación ante reducción de fv-eólico CEEP EEEP Resultados y Análisis 28 (𝐼𝐼𝑆𝑖)= 𝑃𝐵𝐸𝑖𝑘 ∗𝐸𝐼𝑖 (3-2) (𝐸𝐼𝑖)=(𝐻𝐼𝑖− 6)∗ 𝐶𝑀𝐸 ∗ 𝐹𝑃𝐺 (3-3) Tabla 3–20. Nomenclatura para ecuación 3-2 y 3-3 Variable Descripción 𝐼𝐼𝑆𝑖 Pago por indemnización por indisponibilidad del SIN 𝑃𝐵𝐸𝑖𝑘 Precio base de la energía para el mes i del año k 𝐸𝐼𝑖 Energía Mensual a indemnizar (MWh) 𝐻𝐼𝑖 Cantidad de hora acumulada de indisponibilidad 𝐶𝑀𝐸 Capacidad máxima a entregar 𝐹𝑃𝐺 Factor de planta garantizado De los resultados de la simulación para el escenario 2-a sé obtuvo que 0,065669TWh/año de la producción es exportable y 0,000935 TWh/año no lo sea. En el supuesto que la capacidad máxima sea de 610,78 MW de solar a un precio base de 114.14 USD/MWh, una hora acumulada de indisponibilidad mensual y un factor de planta de 14%, se obtiene un coste estimado mensual de 9758,97 USD para la energía disponible que no puede ser despachada, implicando un coste adicional para el sistema. 3.1.4 Escenario 3: Sistema de almacenamiento con baterías conectado a la red. Para modelar el escenario 3, se consideró los datos de demanda y de capacidades de generación por tecnología empleados para el escenario 2, incorporando un sistema de almacenamiento con baterías conectado a la red del sistema eléctrico interconectado de Honduras. Los 28 GWh para el sistema de almacenamiento indicado en la Tabla 3-21, fue el resultado de aplicar el procedimiento detallado en la sección 2.1.1.3. Tabla 3–21. Escenario 3: Parámetros técnicos para simulación Escenarios Escenario Categoría de simulación Requerimiento para estabilizar la red eléctrica Producción térmica mínima Sistema de almacenamiento Reducción renovable % MWh GWh Escenario 3 3-técnica 10 200 28 No 29 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Ante la incorporación del sistema de almacenamiento con baterías conectada a la red, se modifica el archivo de costes, aplicando el precio proyectado para los combustibles indicados en la Tabla 3-10 y adicionando los costes asociados a la tecnología de almacenamiento, suponiendo baterías tipo Litio-ION LFP, capacidad superior a 1000 MW con 4 horas de duración [23] [29] . Tabla 3–22. Costes de instalación sistema de almacenamiento con baterías (MUSD/GWh) Tecnología Coste Inversión (MUSD/GWh) O&M fijo (% de la inversión) Período (años) Almacenamiento-baterías 363 1,7 10 Como resultado de incorporar los 28 GWh de almacenamiento con baterías a la matriz de generación, se reduce la producción renovable que no puede exportarse y la importación, supliendo con la producción térmica (PP2) la demanda máxima en el horario nocturno ante la reducción de generación eólica y fotovoltaica, como se indica en la figura 3-7 y 3-8, sin embargo, cuando en las horas del día hay una sobreproducción fotovoltaica se reduce la producción térmica permitiendo la exportación de la generación fotovoltaica. Figura 3-7. Comportamiento de la producción con almacenamiento ante reducción de producción eólico y fotovoltaica Figura 3-8. Resultados de incorporar almacenamiento a la matriz de generación del sistema. En la Tabla 3-23 se presentan los costes del sistema como resultado de incorporar el sistema de almacenamiento. -100 0 100 200 300 400 123456789 MWh Comportamiento de la producción con almacenamiento ante reducción de producción eólico y fotovoltaica Eólico FV River Importación Export Turbina Hora Demanda Eólico FV River Hydro PP2 Geother. Importación Export CEEP EEP Turbina Bomba 19 1756 5-2 333 311 1091 0000017 682 20 1757 18 -2 338 311 1091 000001680 21 1754 89 -2 258 311 1091 000007672 19 1820 37 -2 176 311 1091 00000208 412 20 1816 36 -2 176 311 1091 00000205 156 21 1755 57 -2 176 311 1091 00000122 4 22 1674 66 -2 176 311 1091 029 00030 19 1826 20 -2 314 311 1091 34 48 00010 0 18 1705 28 3207 311 1091 26 11 00027 0 Resultados y Análisis 30 Tabla 3–23. Escenario 3: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) Escenario Coste total del sistema CV O&M fijo Coste de inversión anual Coste Emisiones VAN (tasa 9% a 25 años ) MUSD/año MUSD/año MUSD/año MUSD/año (MUSD) MUSD Escenario 3 2964,00 533,00 308,00 2123,00 59,14 -11868,02 Si en lugar del sistema de almacenamiento se aumenta la capacidad de transmisión de la línea de interconexión regional a 400 MW, se elimina el exceso de producción que no puede exportarse y el coste del sistema se reduce a 1229,00 MUSD/año sin considerar el coste por reforzar la línea, que según el departamento de estudios electricos del Centro Nacional de Despacho para una fase a 230 KV es de 245,000 USD/Km (incluye herrares, mano de obra, torre), siendo un estimado de 440,07 MUSD por los 1796,2 KM de línea y comparando con el coste de inversión del sistema de almacenamiento que es de 10164,00 MUSD, ampliar la capacidad en línea presenta un ahorro en la inversión, sin embargo este escenario se condiciona por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central entre los países que lo conforman. 3.1.5 Escenario 4: Incorporación de generación con gas natural Analizados los casos anteriormente descritos y ante la evolución de los precios del combustible, se presenta la necesidad de obtener una matriz de generación con la capacidad de regulación y con menores costes para el Sistema. El escenario 4 se modela incorporando la capacidad de 350 MW de generación con motores de combustión interna a base de gas natural al parque térmico del escenario 2 y aplicando los parámetros técnicos de la Tabla 3-24. Para obtener finalmente los 350 MW, se simuló inicialmente desde 100 MW e incrementándose hasta obtener un óptimo con la reducción de importaciones, el exceso de producción que no pueda exportarse y satisfaciendo la demanda del sistema. Tabla 3–24. Escenario 4: Parámetros técnicos para simulación Escenarios Escenario Categoría de simulación Requerimiento para estabilizar la red eléctrica Producción térmica mínima Sistema de almacenamiento Reducción renovable % MWh GWh Escenario 4 3-técnica 10 200 No Eólico-FV La Tabla 3-25 indica los resultados de las variables técnicas que permite comparar y evaluar los casos desarrollados en secciones anteriores, destacando que para el escenario 4 la importación se elimina por el hecho de incrementar la capacidad de potencia en las centrales térmicas (potencia firme). Los costes obtenidos se presentan en la Tabla 3-26 y 3-27. 31 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Tabla 3–25. Comparación de variables de estudio por escenario Escenario Coste anual EEP CEEP Exportación Importación MUSD TWh/anual TWh/anual TWh/anual TWh/anual Escenario 1 1111,00 0,078 0,000662 0,078662 0,000009 Escenario 2 1201,44 0,010 0 0,01 0,010 Escenario 2-a 1207,44 0,065669 0,000935 0,066604 0,010024 Escenario 2-b 1207,44 0,065669 0 0,65669 0,010024 Esc. 2-c 1207,44 0,065669 0 0,065696 0,010018 Escenario 3 2964,00 0,065669 0 0,065669 0,009424 Escenario 4 1208,84 0,065669 0 0,065669 0 Tabla 3–26. Escenario 4: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) Escenario Coste total del sistema CV O&M fijo Coste de inversión anual Coste Emisiones VAN (tasa 9% a 25 años ) MUSD/año MUSD/año MUSD/año MUSD/año (MUSD) MUSD Escenario 4 1208,84 498,00 144,19 566,65 50,97 -12,64 Tabla 3–27. Caso 4: Costes totales anuales por tecnología de generación (MUSD/año) Tecnología Potencia Coste de inversión total Coste de inversión anual Coste de O&M fijo anual MW MUSD MUSD/Año MUSD/Año Motor de combustión interna (búnker) 1091,00 1032,86 105,00 38,00 Motor de combustión interna (gas natural) 350 261,45 26,73 9,67 Interconexión 300,00 561,00 51,17 12,30 Eólico 335,00 690,77 70,32 10,30 Fotovoltaico 610,78 672,71 68,48 6,72 Hidroeléctrica fluyente 490,00 1204,91 109,92 36,15 Hidroeléctrica con embalse 692,00 1294,04 118,05 28,44 Geotérmica 39,00 174,25 16,96 2,61 Total 3907,78 5891,99 566,65 144.19 Resultados y Análisis 32 3.1.6 Escenario 5: Análisis con impacto positivo En consecuencia, a los escenarios anteriores, se modela el escenario 5, los datos definidos para la capacidad en potencia de las centrales de generación se detallan en la Tabla 3-28, al parque térmico se sustituye la central de búnker y biomasa del escenario 2 por una central de carbón de capacidad de 1091 MW. En las centrales renovables se reduce la capacidad en potencia para la hidroeléctrica con embalse, agua fluyente, aumentado la capacidad para eólico y solar. En el dato para la demanda se define 12,4 TWh/año, misma que fue utilizada para los escenarios 2, 3 y 4, por lo tanto, el objetivo de desarrollar el escenario 5, es obtener un parque de generación con alta penetración de generación intermitente como ser eólica y fotovoltaica para obtener rentabilidad en el coste del sistema con el ahorro en los combustibles, obteniendo un valor actualizado neto (VAN) positivo. La combinación de las centrales fue el producto de analizar la proyección en los precios del combustible e identificando las centrales con mayor coste en inversión y operación y mantenimiento. Tabla 3–28. Escenario 5: Capacidad en potencia por tecnología (MW) Tecnología Potencia escenario 2 Potencia escenario 5 MW MW Búnker 869,89 Carbón 105,00 1091,00 Biomasa 221,30 Interconexión 300,00 300,00 Eólico 335,00 500,00 Fotovoltaico 611,00 1000,00 Hidroeléctrica de agua fluyente 490,0 300,00 Hidroeléctrica con embalse 692,00 350,00 Geotérmica 39,00 39,00 Total 3558 3580 Como resultado de la simulación se obtiene los costes para el sistema indicados En Tabla 3-29. 33 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Tabla 3–29. Escenario 5: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) Escenario Coste total del sistema CV O&M fijo Coste de inversión anual Coste Emisiones VAN (tasa 9% a 25 años ) MUSD/año MUSD/año MUSD/año MUSD/año (MUSD) MUSD Escenario 5 990,00 346,00 99,00 545,00 32,59 1141,06 Al ser Honduras un país con elevado potencial hídrico y altamente afectado por las inundaciones producto de las lluvias, se plantea el escenario 5-1, el cual se incrementa la capacidad en potencia para la hidroeléctrica con embalse y se reduce la capacidad en térmico (carbón), la reducción es de 20 MW para térmico, obteniendo un parque de generación con mayor capacidad renovable y menor térmico. La Tabla 3-30 indica la comparativa entre las capacidades de los escenarios propuestos y la tabla 3-31 los resultados de los costes. Tabla 3–30. Escenario 5: Capacidad en potencia por tecnología (MW) Tecnología Potencia escenario 2 Potencia escenario 5 Potencia escenario 5-1 MW MW MW Búnker 869,89 Carbón 105,00 1091,00 1071 Biomasa 221,30 Interconexión 300,00 300,00 300,00 Eólico 335,00 500,00 500,00 Fotovoltaico 611,00 1000,00 1000,00 Hidroeléctrica de agua fluyente 490,0 300,00 300,00 Hidroeléctrica con embalse 692,00 350,00 800,00 Geotérmica 39,00 39,00 39,00 Total 3558 3580 4010 Tabla 3–31. Escenario 5-1: Costes anuales del Sistema (MUSD/año) Escenario Coste total del sistema CV O&M fijo Coste de inversión anual Coste Emisiones VAN (tasa 9% a 25 años ) MUSD/año MUSD/año MUSD/año MUSD/año (MUSD) MUSD Escenario 5-1 1082,00 365,00 117,00 620,00 32,53 796,11 Conclusiones 34 4 CONCLUSIONES El objetivo general del trabajo es realizar un análisis del Sistema Eléctrico de Honduras con diferentes escenarios para optimizar la integración de energía renovable. Para este estudio se ha empleado información existente de próximas inversiones y de planificación de la red. También se ha hecho un esfuerzo por mostrar y explicar el uso de una herramienta abierta y gratuita de planificación y análisis económico de sistemas eléctricos energéticos como es el EnergyPlan, lo que facilitó que se cumpliera con cada uno de los objetivos del trabajo. En este trabajo se ha usado como punto de partida o escenario base el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para Honduras en el período de un año (2022). Siendo el referente para el estudio de situaciones que optimicen la generación renovable en el sistema ante un crecimiento en la proyección de la demanda para el año 2025. Este estudio se ha enfocado desde dos puntos de vista; análisis técnico y económico:  Análisis técnico: Cuando se establece un porcentaje de la capacidad en potencia de las centrales eléctricas para estabilizar la red y una cuota mínima de la producción térmica se incrementa el coste del sistema en un 0,5%. Se proyecta un déficit de potencia firme a corto plazo en el horario nocturno de máxima demanda y un exceso de producción renovable en horas del día especialmente fotovoltaica al no poder exportarse por la restricción en la capacidad de la línea de interconexión regional, siendo técnicamente viable las alternativas para solución: sistemas de almacenamiento con baterías a la red (escenario 3), central eléctrica térmica con gas natural de 350 MW (escenario 4) o ampliar a 400 MW la capacidad de la línea de interconexión regional. Incorporando sistema de almacenamiento con baterías, el cual brinda el servicio de regulación de frecuencia y permite optimizar la producción de energía renovable, almacenando el excedente en horas de sobreproducción renovable y entregando generación cuando el sistema lo requiera, con la central de gas natural además de cubrir el déficit de potencia firme, minimiza la importación de energía que pudiese ser adquirida a un alto coste.  Análisis económico: De los resultados de los diferentes escenarios simulados técnica y económicamente. se obtiene que una alternativa para reducir el coste del sistema es minimizar las emisiones de dióxido de carbono. Lo que se puede lograr cambiando el tipo de combustible para producción de energía, como ser el carbón y gas natural. La tabla siguiente presenta resumen de los resultados, el escenario base corresponde a proyectar para el año 2022 el sistema eléctrico de Honduras con una demanda de 10,87 Twh/año, simulado sin archivo de coste, obteniendo únicamente un balance de energía, el escenario 1 indica los costes asociados al análisis técnico del escenario base, en el escenario 2 el coste variable anual se incrementó y por ende el coste del sistema al establecer un mínimo de producción térmica, los escenarios 2, 3 y 4 el coste de las emisiones se redujo, aun así se obtuvo un VAN negativo para una tasa del 9% a 25 años, siendo el escenario 3 el de menor rentabilidad por el elevado coste de inversión en el sistema de almacenamiento. 35 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras Escenario Coste total del sistema CV O&M fijo Coste de inversión anual Coste Emisiones VAN (tasa 9% a 25 años ) MUSD/año MUSD/año MUSD/año MUSD/año (MUSD) MUSD Escenario 1 1111,00 515,00 124,00 472,00 59,58 Escenario 2 1201,44 527,00 134,52 539,92 58,45 Escenario 2: a, b, c 1207,44 533,00 134,52 539,92 59,14 1207,44 Escenario 3 2964,00 533,00 308,00 2123,00 59,14 -11868,02 Escenario 4 1208,84 498,00 144,19 566,65 50,97 -12,64 Escenario 5 990,00 346,00 99,00 545,00 32,59 1141,06 Escenario 5-1 1082,00 365,00 117,00 620,00 32,53 796,11 Como consecuencia de evaluar el valor actualizado neto de las inversiones en el parque de generación para cada escenario y utilizando una tasa de descuento del 9 y 5 % a 25 y 30 años, se identifica como estas variables inciden en la rentabilidad, además del coste del combustible y coste en las inversiones por tecnología. Al incrementar el período y reducir la tasa de descuento se obtiene un incremento en el valor actualizado neto y al ser positivo se proyecta ahorro en el coste del sistema y rentabilidad en las inversiones futuras. Escenario Tasa descuento 9% (VAN MUSD) Tasa descuento 5% (VAN MUSD) 25 años 30 años 25 años 30 años Escenario 3 -11868,02 -11946,27 -12609,01 -12830,81 Escenario 4 -12,64 -1,21 2540,56 2794,74 Escenario 5 1141,06 1241,43 2091,52 2376,01 Escenario 5-1 796,11 888,82 1673,96 1936,72  Escenario a mejora: El escenario 5, presenta nueva alternativa para inversión con alta incorporación de tecnología solar, eólica y desplazamiento de plantas térmicas con búnker y biomasa por carbón, que el planificador del sistema de Honduras pudiera considerar para suplir a mediano y largo plazo el requerimiento de potencia y energía con reducción en coste para el sistema y optimizando la generación renovable. El escenario 5-1 también es una alternativa, destacando que es el parque de generación con mayor inversión para centrales renovables particularmente hidroeléctrica con embalse y menor capacidad en potencia térmica, obteniendo el menor coste variable entre los escenarios. Para concluir con la propuesta (escenario 5, 5-1) se toma como fundamento el resultado del estudio en cada uno de los escenarios estudiados (1, 2, 3 y 4). Estos escenarios se desarrollaron como consecuencia de analizar cada escenario e ir identificando las restricciones técnicas de la red, el alto coste anual del sistema y como se podría reducir el coste con mayor aprovechamiento de la generación renovable. Conclusiones 36 El escenario 1 simula técnica y económicamente al escenario base con un mínimo de producción térmica de 300 MWh, el escenario 2 fue modelado proyectando para el año 2025 con una demanda de 12,4 TWh/año y con mayor capacidad en potencia renovable y reducción en el parque térmico, el escenario 3 se incorpora a la matriz de generación del escenario 2 un sistema de almacenamiento con baterías conectado a red y el escenario 4 se adiciona a la matriz energética del escenario 2 una central electrica térmica con gas natural. Siendo el escenario 2 la referencia para calcular el valor actualizado neto en los escenarios 3, 4, 5 y 5-1, por ser escenarios desarrollados para suplir la misma demanda de 12,4 TWh/año.  Herramienta EnergyPlan: La aplicación de la herramienta EnergyPlan es idónea para modelar sistemas energéticos de un país, permite integrar los sectores de electricidad, calefacción, refrigeración y transporte, por medio de una interfaz intuitiva que mediante simulación técnica-económica facilita el estudio de casos para un sistema aislado o interconectado, permitiendo definir escenario para mejora. El sistema eléctrico de Honduras se modeló únicamente para electricidad. La experiencia utilizando esta herramienta encontré limitante en la actualización de los datos de distribución horaria teniendo que ser ingresado manualmente. Se hace un reconocimiento con objetivo a mejora respecto a facilitar ingreso de datos de coste para diferentes periodos y no limitándose por tecnología. Con el desarrollo del trabajo se recomiendan nuevos estudios de caso a futuro:  Realizar el cálculo del valor actualizado neto (VAN), considerando escenarios con variaciones en la tasa de descuento y en los ahorros, incremento en coste de los combustible y emisiones de dióxido de carbono a fin de evaluar si se obtiene mayor rentabilidad en escenarios con mayor penetración renovable y mejoras en el VAN.  Haciendo uso de los beneficios que el marco legal Regional y por el hecho que Honduras es actualmente un importador neto, estudiar las restricciones por las que no se exporta energía cuando hay excedente de generación intermitente y derrame en las centrales con embalse.  Realizar el desarrollo del presente trabajo, considerando todos los componentes del sistema energético y no solo con electricidad,  Estudiar la estabilidad del sistema por la alta penetración de centrales que no poseen inercia como ser eólica y solar.  Estudiar del impacto técnico y económico de integrar vehículo eléctrico al sistema y el desarrollo de normativas para regular y administrar nuevas tecnologías como ser sistemas de almacenamiento y los servicios complementarios que deben brindar las centrales de generación. 37 Estudio de Escenarios para Optimizar la Generación Renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de Honduras REFERENCIAS [1] “Estados miembros - Portal del SICA.” https://www.sica.int/estadosmiembros [Último acceso: 24 agosto 2022] . 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