Acuerdo Ejecutivo — Modificación No. 1 al Contrato No. 061-2014 de Suministro de Energía Eléctrica con San Marcos Wind Energy
Articulos
Articulo 9
artículo 9 de la Ley General de la Industria Eléctrica, en relación al despacho del parque eólico. El despacho de la central se realizará de conformidad con lo dispuesto en -- 91 of 273 -- 92 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 la Norma Técnica de Programación de la Operación, correspondiendo la prioridad de despacho a la programación y operación que resulte por orden de mérito económico. En el caso de contratos preexistentes de centrales con fuentes de generación renovables con compromiso de despacho, incluyendo la central San Marcos Wind Energy, el despacho se efectuará por medio de la toma de la declaración de costo variable que será considerada con valor cero, esto de acuerdo con lo establecido en el Artículo 115 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM). V. Las Partes acuerdan que en base a los acuerdos alcanzados y en uso de las facultades establecidas en Contrato No. 061-2014 y conferidas expresamente en la CLÁUSULA 18: PREVISIONES VARIAS: 18.1 MODIFICACIÓN; es necesario MODIFICAR el Contrato No. 061- 2014 en la SECCIÓN 1: ACUERDO CONTRACTUAL, específicamente los Literales: B. TERMINACIÓN DEL CONTRATO; C. DESCRIPCIÓN G E N E R A L D E L A P L A N T A ; D . F E C H A P R O G R A M A D A DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL; E. INSTALACIONES DE INTERCONEXIÓN, PUNTO DE ENTREGA Y MEDICIÓN; F. AMPLIACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL; G. PRECIO DE COMPRA DE E N E R G Í A Y P O T E N C I A ; H . COMUNICACIÓN ENTRE LAS PARTES; I. COMPROMISO DE VENTA AL COMPRADOR. En la SECCIÓN 2: CONDICIONES GENERALES, específicamente: CLÁUSULA 1: DEFINICIONES; 1.1 Definiciones. Modificación de numerales: 23. Contrato de Operación, 43. Fuerza Mayor y eliminación de los Numerales: 20. Comisión Nacional de Energía; 24. Costo Marginal de Corto Plazo de la Energía; 25. Costo Marginal de Corto Plazo de la Potencia; y, 44. Grandes Consumidores; e inclusión de las definiciones: Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, Consumidor C a l i f i c a d o , M e r c a d o E l é c t r i c o Nacional, Mercado de Oportunidad y Secretaría de Energía; - CLÁUSULA 2. Objeto del Contrato; Numeral 2.1 Descripción General del Objeto del Contrato, CLÁUSULA 3: PERÍODO ANTERIOR A LA OPERACIÓN C O M E R C I A L , N u m e r a l e s 3 . 1 ; CLÁUSULA 4: VIGENCIA, PLAZO Y TERMINACIÓN DEL CONTRATO, Numerales, 4.5, 4.5.1 y 4.6; CLÁUSULA 9: PRECIOS FACTURACIÓN Y PAGOS, NUMERALES 9.2, 9.4, 9.5.1, 9.6 y 9.6.1 y se ELIMINA la -- 92 of 273 -- 93 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 CLÁUSULA 9.3: PAGO POR SUMINISTRO ANTES DE LA FECHA DE INICIO DE LA OPERACIÓN COMERCIAL; CLÁUSULA 12: RESPONSABILIDAD, INCUMPLIMIENTO Y GARANTÍAS, Numeral 12.5; CLÁUSULA 13: FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO NUMERAL 13.5; CLÁUSULA 14: IMPUESTOS Y RECLAMOS, Numeral 14.1; y finalmente los ANEXOS siguientes: ANEXO I, : ANEXO II; ANEXO III; ANEXO IV; ANEXO V, ANEXO VI y ANEXO VII, del Contrato No. 061-2014. VI. Las Partes establecen que para mayor claridad de los alcances de la Modificación No. 1 al Contrato No. 061-2014, a continuación, se enuncian como se deberá leer las Cláusulas contractuales modificadas y que, a partir de la suscripción de la presente modificación, serán de obligatorio cumplimiento para las Partes. En base a estas declaraciones las Partes ACUERDAN: PRIMERO. Las Partes acuerdan modificar las siguientes cláusulas del Contrato No.061-2014, como sigue: SECCIÓN 1: ACUERDO CONTRACTUAL, Literales: B. TÉRMINO DEL CONTRATO. El Término de este contrato para los fines establecidos en la Cláusula 2.1 Descripción General del Objeto del Contrato, De las Condiciones Generales es de Veinticinco (25) años contados a partir de la Fecha de Inicio de Operación Comercial. C. DESCRIPCION GENERAL DE LA PLANTA. LOCALIZACIÓN Municipio: San Marcos de Colón Departamento: Choluteca Coordenadas: 514905E,1480560N (WGS84 UTM16N) Tecnología: EÓLICA Capacidad Instalada (MW): 118.00 Producción Anual de Energía (MWh): 275,940 Capacidad Máxima a Entregar (MW): 112.50 Punto de Entrega: Subestación EL BIJAGUAL Barra 230 kV, Punto de Medición: Subestación EL BIJAGUAL Barra 230 kV, Factor de Planta Garantizado: 28.00 -- 93 of 273 -- 94 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 D . F E C H A P R O G R A M A D A DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL. El VENDEDOR establece que tiene programado poner en Operación Comercial la Planta, a más tardar el día 13 de noviembre del año 2026, como Fecha Programada de Inicio de Operación Comercial. E . I N S T A L A C I O N E S D E INTERCONEXIÓN, PUNTO DE ENTREGA Y MEDICIÓN. Para los fines establecidos en la Cláusula 7.1 Instalaciones de Interconexión de las Condiciones Generales, el Punto de Interconexión estará ubicado, en la Subestación EL BIJAGUAL localizada en el municipio de San Marcos de Colón, departamento de Choluteca. F. AMPLIACIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Las Partes acuerdan que, para recibir la energía producida por la Planta, se requiere que previo al Inicio de Operación Comercial de la Planta, el VENDEDOR en apego a las Leyes Aplicables, realice el desarrollo, el financiamiento y la construcción de las obras de expansión del SIN, las cuales al momento de su comisionamiento, serán transferidas al COMPRADOR y serán reembolsadas por el COMPRADOR en el término de 15 años, aplicando como instrumento legal de primera instancia el Contrato No. 061-2014. El detalle de las obras de ampliación del SIN, es el siguiente: I. Construcción de una Línea de Transmisión en 230 kV desde la Subestación El Bijagual hacia la S u b e s t a c i ó n Z a m o r a n o y d e l a Subestación Zamorano hacia una nueva Subestación de Maniobras entre la línea existente entre la Subestación Amarateca y la Subestación Suyapa, así como las obras de refuerzo a realizar en las Subestaciones El Bijagual y Zamorano, el (“Refuerzo al SIN”). II. Construcción de una Subestación de Maniobras. III. Además, deberá comprender un espacio mínimo de un inmueble de aprox. 2 (dos) manzanas; dicho Inmueble será transferido el dominio a propiedad del COMPRADOR, una vez que las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional hayan sido recepcionadas por parte del COMPRADOR. Las ampliaciones serán regidas según lo establecido en este Contrato, en especial lo establecido en la Cláusula 2.8 Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional. En caso de existir retrasos de más de 60 días en el desarrollo y obtención de permisos para la construcción, implementación -- 94 of 273 -- 95 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 y subsecuente comisionamiento de las Obras de Ampliación al Sistema Interconectado Nacional, se aplicará el mecanismo establecido en la Cláusula 3.3 del Contrato. G. PRECIO DE COMPRA DE ENERGÍA Para los fines establecidos en la Cláusula 9.2 en relación con el pago de la energía se establece que el Precio Base de Energía tiene un valor de noventa y siete punto cincuenta dólares de los Estados Unidos de América por Megavatio-hora (97.50 US$/MWh), es decir (0.0975 US$/KWh), el cual es enfocado en el pago por energía generada por el parque eólico una vez operativo, valor acordado por las Partes; este precio no incluye ni incluirá en ningún tiempo, el pago por Potencia, ni el pago del Incentivo para Generadores Renovables, únicamente se aplicará el ajuste de la variación anual del Índice de la Inflación de los Estados Unidos de América al Precio Base de Energía, por el plazo establecido en la Cláusula 9.2 del Contrato. H. COMUNICACIONES ENTRE LAS PARTES Para los fines establecidos en la CLÁUSULA 17 AVISOS de las condiciones Generales, la dirección de las Partes será la siguiente: Para el VENDEDOR: San Marcos Wind Energy S.A. de C.V. Lomas del Guijarro Sur, Torre Alianza No.2, No.807 Tegucigalpa, M.D.C., Francisco Morazán, Honduras Atención: Héctor Leonel Rodríguez Salinas Email hector.rodrigez.externe@total- eren.com Para el COMPRADOR: Empresa Nacional de Energía Eléctrica Centro Cívico Gubernamental Edificio Cuerpo Bajo C, 7 piso Tegucigalpa, MDC, Honduras, C.A. Atención: Gerente General Email: eneeger@enee.hn I. COMPROMISO DE VENTA AL COMPRADOR El VENDEDOR se compromete a vender al COMPRADOR no menos de 275,940 Megavatios hora anuales y una Capacidad Máxima de Entregar (potencia) de 112.50 Megavatios. J. MONTO DE LA GARANTÍA. Para los fines de la Cláusula 12.7 Garantía de Cumplimiento, El VENDEDOR constituirá una Garantía a nombre del COMPRADOR por un monto de seis millones ciento noventa y seis mil ciento sesenta y ocho dólares de Estados Unidos de Norte América (6,196,168.00 -- 95 of 273 -- 96 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 USD). A partir de la aprobación de la vigencia de esta modificación y cuando se tenga que hacer la primera renovación de esta garantía, el monto de la misma se adecuará a un monto de cuatro millones treinta y cinco mil seiscientos veintidós dólares con cincuenta centavos de dólar de Estados Unidos de Norte América (4,035,622.50 USD) anualmente hasta finalizar el contrato. S E C C I Ó N 2 : C O N D I C I O N E S GENERALES:
Articulo 1
CLÁUSULA 1. DEFINICIONES. Contrato de Operación: Documento mediante el cual el Estado autoriza a una empresa generadora a operar en el subsector eléctrico, emitido por autoridad competente, conforme a la legislación vigente en el país, al momento de formalizarlo. Fuerza Mayor. Se considera Fuerza Mayor, la proveniente de la acción del hombre, acontecimiento imprevisible, o que previsto no ha podido evitarse y que imposibilita el cumplimiento, parcial o total de las obligaciones derivadas de este Contrato. Se consideran Casos de Fuerza Mayor, entre otros, los siguientes eventos: guerras, revoluciones, insurrecciones, disturbios civiles, bloqueos, embargos, h u e l g a s , s a b o t a j e s , a c c i d e n t e s , incendios, los eventos que obstaculicen la finalización de las obras de ampliación del SIN (descritas en la Sección 1, inciso F), por circunstancias no previsibles por las Partes, así como cualesquiera otras causas, que sean del tipo antes señalado, siempre y cuando ocasione de una manera directa que cualquiera de las Partes no pueda cumplir oportunamente con las obligaciones contenidas en el Contrato. S E C C I Ó N 2 : C O N D I C I O N E S GENERALES:
Articulo 2
CLÁUSULA 2. OBJETO DEL CONTRATO. 2.1 Descripción General del Objeto del Contrato El presente Contrato No. 061-2014, tiene por objeto: El suministro de energía por EL VENDEDOR al COMPRADOR durante el término del Contrato, debiendo EL COMPRADOR comprar la energía generada por la Planta que sea entregada, medida y facturada por EL VENDEDOR en el Punto de Entrega, hasta un límite de 112.5 Megavatios. C L Á U S U L A 3 . P E R Í O D O ANTERIOR A LA OPERACIÓN COMERCIAL 3.1. Programa de Construcción. A más tardar (168) Días Calendario contados a partir de la entrada en vigencia de la presente Modificación No.1 al contrato No. 061-2014, El VENDEDOR -- 96 of 273 -- 97 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 deberá entregar al COMPRADOR un Programa de Construcción de las instalaciones con un Cronograma de Ejecución de las Obras, elaborado con un paquete de software de control de proyectos, que incluya las actividades e hitos con sus tiempos, fechas, correlaciones entre sí y que permita establecer la ruta crítica para alcanzar la Fecha de Inicio de Operación Comercial de la Planta. El plazo de construcción e instalación de la Planta no podrá exceder del plazo establecido en el literal D, FECHA PROGRAMADA DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL. Sin perjuicio de lo establecido en la Cláusula 4.2 Puesta en Operación Comercial, los plazos del Programa de Construcción quedarán automáticamente prorrogados si durante el periodo de construcción se produce uno o más eventos de Fuerza Mayor o Caso Fortuito. La prórroga será otorgada de acuerdo a lo establecido en la Cláusula 13.5 Prórroga de Límites de Tiempo.
Articulo 4
CLÁUSULA 4. VIGENCIA, PLAZO Y TERMINACIÓN DEL CONTRATO 4.5. Terminación Anticipada del Contrato por parte del Comprador. El COMPRADOR, sin perjuicio de todos los derechos y obligaciones contraídas por las Partes bajo las disposiciones de este Contrato y sin perjuicio de su derecho de proceder a proteger y a hacer valer sus derechos conforme las Leyes Aplicables para cobrar cualquier indemnización a la que pueda tener derecho y para hacer cumplir sus obligaciones a la Parte que incurra en incumplimiento, puede terminar anticipadamente este Contrato, siguiendo el procedimiento establecido en la Cláusula
Articulo 4.5.1
4.5.1 Procedimiento de Terminación Anticipada del Contrato por Parte del COMPRADOR, en caso de que el VENDEDOR incumpliere materialmente las obligaciones y plazos siguientes. A) En cualquier caso: i. La entrega de la Garantía de Cumplimiento de Contrato en el término de quince (15) Días Hábiles Administrativos contados a partir de la fecha en la cual se hace la publicación del Decreto mediante el cual el Congreso Nacional de la República apruebe la Modificación No. 1 del Contrato 061-2014, o la renovación anual de la Garantía de Cumplimiento de Contrato. ii. Si transcurridos cincuenta y ocho (58) días antes de la Fecha Programada de Inicio de Operación Comercial, el VENDEDOR no ha iniciado la instalación del equipo de generación que conforma parte de la Planta. iii. Si luego del inicio de los trabajos de construcción e instalación de la Planta, se produce sin justificación y sin el consentimiento escrito del COMPRADOR, una interrupción no programada o abandono de los -- 97 of 273 -- 98 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 trabajos por parte del VENDEDOR o de sus subcontratistas, por un término mayor de veintiún (21) Días Hábiles Administrativos. No se aplicará esta causal, cuando la interrupción o abandono sea ocasionado por causa de Fuerza Mayor o Caso Fortuito, acreditado por el VENDEDOR de conformidad con las cláusulas de este Contrato. iv. La quiebra declarada del VENDEDOR o su petición de quiebra, siempre y cuando dicha petición o declaración de quiebra no sea levantada por el tribunal competente en un período no mayor de cuarenta y cinco (45) Días Hábiles Administrativos; v. La Cesión de los Bienes del VENDEDOR que formen parte de la planta, cuando esta cesión afecte sustancialmente su operación, en favor de sus acreedores o la presentación por este de una petición ante el tribunal competente de suspensión de pago o concurso de sus acreedores; vi. La liquidación o disolución anticipada, a no ser que esta fuera voluntaria con el propósito de fusión, modificación o transformación del VENDEDOR y hubiera sido previamente aceptada por el COMPRADOR; vii. Si los bienes del VENDEDOR resultaran embargados por un periodo mayor de cuarenta y cinco (45) Días Hábiles Administrativos y afectare la operación de la Planta; v i i i . S i e l V E N D E D O R v e n d e , transfiere, hipoteca o prenda la Planta, o cede total o parcialmente el Contrato sin la autorización expresa y escrita del COMPRADOR siguiendo el procedimiento establecido en la CLÁUSULA 20 CESIÓN Y DERECHO A GRAVAR, a otro que no fuera un Financista al que el VENDEDOR le cede este Contrato de acuerdo con la CLÁUSULA 20; b) La no operación o mantenimiento de la Planta por parte del VENDEDOR, de sus sucesores o Cesionarios, de acuerdo con Prácticas Prudentes de la Industria Eléctrica, de tal forma que la seguridad de las personas, de la propiedad, de la Planta o el servicio del COMPRADOR a sus clientes se vea afectado en forma adversa de manera sustancial. c) No sujetarse reiteradamente a las instrucciones del CND enmarcadas dentro de las Prácticas Prudentes de la Industria Eléctrica. d) El cambio de operador de la Planta sin el consentimiento expreso y por escrito del COMPRADOR. e) Cualquier modificación fraudulenta en el sistema de medición por parte del VENDEDOR. -- 98 of 273 -- 99 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 f) Que no haya reiniciado la construcción y montaje de la Planta, concluido el plazo fijado según CLÁUSULA 13 FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO, numeral 13.5, después de ocurrido un evento o eventos de Fuerza Mayor o Caso Fortuito. g) La falta de capacidad técnica y/o financiera sobreviniente de parte del VENDEDOR o de sus sucesores o cesionarios. h) La terminación por cualquier causa del Contrato de Operación, concesión o licencia ambiental del VENDEDOR, que resulte y se materialice en la privación del derecho del VENDEDOR de llevar a cabo actividades de generación y entrega de energía, requeridas para dar cumplimiento a las obligaciones estipuladas a su cargo en el presente Contrato. i) Si se comprueba que el VENDEDOR mintió en relación con la declaración jurada, de no estar comprendido en ninguno de los casos a que se refieren los artículos 15 y 16 de la Ley de Contratación del Estado contenida en el Decreto Legislativo No. 74-2001. j) Si en cualquier momento la energía producida por el VENDEDOR para la venta al COMPRADOR no proviene de la fuente renovable establecida en el Acuerdo Contractual. k) Cualquier otro incumplimiento de este Contrato por parte del VENDEDOR para el cual no se hubiera establecido expresamente otro recurso (tal como la entrega de información precisa sobre las reducciones de capacidad o falta de entrega de la Capacidad Comprometida o la Energía Asociada que no sea remediado dentro de los veintiún (21) Días Hábiles Administrativos siguientes a la fecha en que el VENDEDOR haya recibido un Aviso de incumplimiento por parte del COMPRADOR, salvo que se acredite que resulta razonablemente imposible remediar el referido incumplimiento en ese término de veintiún (21) Días Hábiles Administrativos, en cuyo caso se concederá automáticamente al VENDEDOR veintiún (21) Días Hábiles Administrativos adicionales para remediar su incumplimiento, o más, de acordarlo el COMPRADOR. 4.5.1 Procedimiento de Terminación Anticipada del Contrato por Parte del COMPRADOR El COMPRADOR, para dar por terminado el presente Contrato antes de su vencimiento deberá seguir el proceso descrito a continuación: 1. El COMPRADOR deberá enviar u n A v i s o d e I n c u m p l i m i e n t o al VENDEDOR y si procede, con copia al Financista y en el cual se especifica el caso de incumplimiento del VENDEDOR que lo motivó (el “Aviso de Incumplimiento”). -- 99 of 273 -- 100 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 2. Después de veintiún (21) Días Hábiles Administrativos o el plazo que aplique conforme a lo estipulado en la cláusula 4.5, literal k), de que el Aviso de Incumplimiento ha sido recibido por el VENDEDOR y si procede, la copia ha sido recibida por el Financista, si el incumplimiento no ha sido subsanado, el COMPRADOR podrá enviar un Aviso de Terminación escrito dirigido al VENDEDOR (el “Aviso de Terminación”), y si procede, con copia al Financista. El Aviso de Terminación también deberá notificar el caso de incumplimiento del VENDEDOR que lo motiva y que aún no ha sido remediado o subsanado. Si la causa que motiva el envío del Aviso de Terminación anticipada ha sido subsanada o remediada previa al recibo de dicho aviso, la subsanación elimina la causa de la terminación del Contrato. 3. Una vez enviado el Aviso de Terminación del Contrato al VENDEDOR, y en caso de que el VENDEDOR haya notificado la Cesión a la que tiene derecho con el Financista del proyecto, el Financista tendrá el derecho (pero no la obligación) de remediar el hecho en nombre del VENDEDOR dentro de los veintiún (21) Días Hábiles Administrativos de recibido dicho aviso. Si el Financista remedia la causa que motiva el envío del Aviso de Terminación en el plazo señalado, la subsanación eliminará la causa de la terminación del Contrato, en caso contrario, transcurridos los veintiún (21) días Hábiles Administrativos de recibido el Aviso de Terminación, el Contrato se dará por terminado.
Articulo 4.6
4.6 Terminación Anticipada del Contrato por Parte del VENDEDOR El VENDEDOR, sin perjuicio de todos los derechos y obligaciones contraídos por las Partes bajo las disposiciones de este Contrato y sin perjuicio de su derecho de proceder a proteger y a hacer valer sus derechos conforme las Leyes Aplicables para cobrar cualquier indemnización a la que pueda tener derecho y para hacer cumplir sus obligaciones a la Parte que incurra en incumplimiento, puede terminar anticipadamente este Contrato, antes de su vencimiento, siguiendo el procedimiento establecido en la Cláusula 4.6.1, en los siguientes casos: a) En caso de que el VENDEDOR no obtenga el Acuerdo de Apoyo suscrito por la Secretaría de Finanzas y Procuraduría General de la República, aprobado por el Congreso Nacional y publicado en el Diario Oficial La Gaceta. Lo anterior sin ningún perjuicio u obligación de pago para el COMPRADOR. b) En el caso de la disolución del COMPRADOR de acuerdo con la ley, excepto si el propósito es de fusión, reorganización, privatización de sus actividades y restructuración que no afecte la capacidad del Cesionario de cumplir con sus obligaciones de acuerdo con este Contrato; -- 100 of 273 -- 101 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 c) En el caso de que el COMPRADOR ceda este Contrato sin cumplir con las disposiciones establecidas en la CLÁUSULA 20 CESIÓN Y DERECHO A GRAVAR; d) En el caso que el COMPRADOR mantenga un saldo en mora de sus obligaciones de pago por más de cuatro (4) meses; e) En el caso que transcurridos doce (12) meses desde la Fecha de Vigencia del Contrato, al VENDEDOR no se le hubieran extendido cualquiera de las licencias y permisos, que haya solicitado en debida forma y plazo a entes gubernamentales o, incluyendo la Licencia Ambiental y el Permiso de Construcción, o no se haya suscrito el Acuerdo de Apoyo por parte de Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas y la Procuraduría General de la República; f) En el caso que eventos fuera del control del VENDEDOR que obstaculicen de cualquier manera la construcción de la Planta; g) Cualquier incumplimiento de este Contrato por parte del COMPRADOR que no sea remediada dentro de l o s v e i n t i ú n ( 2 1 ) D í a s H á b i l e s Administrativos, siguientes a la fecha en que el COMPRADOR haya recibido un Aviso de Incumplimiento por parte del VENDEDOR, que declare que ha ocurrido algún incumplimiento del Contrato que podría resultar en la terminación del mismo. Esta notificación deberá identificar el incumplimiento en cuestión en detalle razonable y exigir la subsanación de ello. Mientras el COMPRADOR o un ente descentralizado, desconcentrado o no desconcentrado de la administración pública del Estado de Honduras sea la Parte compradora de este Contrato, el VENDEDOR deberá seguir el p r o c e d i m i e n t o d e r e s o l u c i ó n y terminación anticipada del Contrato establecido en el artículo 129 de la Ley de Contratación del Estado, (siendo de plena aplicación la Sección Quinta (Terminación y Liquidación) de dicha ley a todos sus efectos), que alude: “El incumplimiento por la Administración de las Cláusulas del Contrato originará su resolución solo en los casos previsto en esta Ley; en tal caso el Contratista tiene derecho al Pago de la parte de la prestación ejecutada y al pago de los daños reales efectivamente causados que se le ocasionaren”. C L Á U S U L A 9 : P R E C I O S , FACTURACIÓN Y PAGOS
Articulo 9.2
9.2 Pago de Suministro de Energía. El COMPRADOR se obliga a pagar al VENDEDOR por el Suministro de Energía que le facture el VENDEDOR en un determinado mes “i” de cada año de Operación Comercial “k”, en función del año de vigencia “j” del Contrato de la manera como se indica a continuación: -- 101 of 273 -- 102 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 CLAUSULA 9: PRECIOS, FACTURACIÓN Y PAGOS 9.2 Pago de Suministro de Energía. El COMPRADOR se obliga a pagar al VENDEDOR por el Suministro de Energía que le facture el VENDEDOR en un determinado mes “i” de cada año de Operación Comercial “k”, en función del año de vigencia “j” del Contrato de la manera como se indica a continuación: El Pago de Suministro de Energía se calculará de las siguientes maneras: PSi,k = PBE i,j * EFi,k Donde PSi,k Pago por suministro de energía entregada en el mes “i” del Año de Operación Comercial “k”. PBEi,j Precio Base de Energía para el mes facturado “i” del año de vigencia “j”, expresado en USD/MWh, el cual se calculará de la manera siguiente: PBE i,j = PBE i,(j-1) * (1 + RI j ) Donde: RI j = (CPI j – CPI j-1) / CPI j-1 - 136 - RIj Es la relación de inflación anual y siempre será positivo y nunca mayor que 0.015. En el caso que su cálculo resulte en valores negativos, RI j tomará el valor de cero. En el caso que su cálculo resulte en valores mayores que 0.015, RI j tomará el valor de 0.015. PBEi,1 Es el Precio Base por Energía para el primer año de vigencia, y que será igual al establecido en el literal G Precio de Compra de Energía del Acuerdo Contractual. EFi,k Es la Energía Eléctrica Facturada (MWh) al COMPRADOR en el mes “i” del Año de Operación Comercial “k”. CPI1 Es el índice de Precios al Consumidor para el mes inmediato anterior al Mes de entrada en vigencia del Contrato. CPIj Es el índice de Precios al Consumidor para el mes inmediato anterior al Mes que se desea actualizar el PBE. i Es el índice del mes en que se presenta la factura, en cada Año de Operación Comercial “k”, donde “i” varía del mes 1 al 12. Entiéndase como mes 1 el mes en que se presenta la primera factura de cada Año de Operación Comercial “k”. k Índice del Año de Operación Comercial “k” donde “k” varía de uno (1) al valor establecido para el Término del Contrato definido en el literal B TÉRMINO DEL CONTRATO del Acuerdo Contractual. Entendiéndose como año uno (1) el primer año de la Operación Comercial. j Índice del año de vigencia del Contrato, varía desde dos (2) hasta “Término del Contrato” + n, en donde “n” - 137 - es el número de años que transcurren desde la vigencia del Contrato hasta el primer afio de Operación Comercial. Al final de cada año de vigencia del Contrato y durante los primeros diez (10) Años de Operación Comercial de la Planta, el Precio Base de Energía (PBE i,j ) será ajustado en función de la variación anual del Índice de la Inflación de los Estados Unidos de América. A partir del siguiente mes, después de que hayan - 136 - RIj Es la relación de inflación anual y siempre será positivo y nunca mayor que 0.015. En el caso que su cálculo resulte en valores negativos, RI j tomará el valor de cero. En el caso que su cálculo resulte en valores mayores que 0.015, RI j tomará el valor de 0.015. PBEi,1 Es el Precio Base por Energía para el primer año de vigencia, y que será igual al establecido en el literal G Precio de Compra de Energía del Acuerdo Contractual. EFi,k Es la Energía Eléctrica Facturada (MWh) al COMPRADOR en el mes “i” del Año de Operación Comercial “k”. CPI1 Es el índice de Precios al Consumidor para el mes inmediato anterior al Mes de entrada en vigencia del Contrato. CPIj Es el índice de Precios al Consumidor para el mes inmediato anterior al Mes que se desea actualizar el PBE. i Es el índice del mes en que se presenta la factura, en cada Año de Operación Comercial “k”, donde “i” varía del mes 1 al 12. Entiéndase como mes 1 el mes en que se presenta la primera factura de cada Año de Operación Comercial “k”. k Índice del Año de Operación Comercial “k” donde “k” varía de uno (1) al valor establecido para el Término del Contrato definido en el literal B TÉRMINO DEL CONTRATO del Acuerdo Contractual. Entendiéndose como año uno (1) el primer año de la Operación Comercial. j Índice del año de vigencia del Contrato, varía desde dos (2) hasta “Término del Contrato” + n, en donde “n” El Pago de Suministro de Energía se calculará de las siguientes maneras: -- 102 of 273 -- 103 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 Al final de cada año de vigencia del Contrato y durante los primeros diez (10) Años de Operación Comercial de la Planta, el Precio Base de Energía (PBEi,j) será ajustado en función de la variación anual del Índice de la Inflación de los Estados Unidos de América. A partir del siguiente mes, después de que hayan transcurrido los primeros diez (10) años de Operación Comercial, o sea en el mes 121 de operación comercial, el Precio Base de la Energía será reducido al Precio Base de Energía vigente a la firma de este Contrato, valor que será indexado de allí en adelante, cada año, o sea a partir del mes 133 de operación comercial, conforme a los ajustes inflacionarios definidos en el Decreto Legislativo No. 70-2007. Todas las indexaciones serán aplicadas al final de cada año de vigencia del Contrato y el valor máximo de ajuste por inflación anual será de uno y medio por ciento (1.5%).
Articulo 9.4
9.4 Cargo por Obras Financiadas por el VENDEDOR al COMPRADOR (COF). Es el cargo que el COMPRADOR deberá reembolsar al VENDEDOR para reconocer los costos asociados al desarrollo, construcción y puesta en servicio de las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional. Este cargo será facturado por el VENDEDOR y pagado por el COMPRADOR, durante ciento ochenta (180) Meses consecutivos a partir de la fecha de comisionamiento y recepción de las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional por parte del Comprador.
Articulo 9.5.1
9.5.1 Indisponibilidad del SIN para recibir la Energía de la Planta Si debido a fallas en el SIN no atribuibles al VENDEDOR, se restringe el suministro de energía por más de diez (10) horas acumuladas durante un Mes, el VENDEDOR debe ser indemnizado con un monto por la energía que el VENDEDOR no pudo entregar por estas causas durante ese Mes, habiendo tenido posibilidad de generar y por el tiempo que exceda de las diez (10) horas indicadas, de acuerdo con la siguiente estructura: 1. Cualquier interrupción no atribuible al VENDEDOR menor o igual a una (1) hora no se acumula para el límite de diez (10) horas de interrupciones permitidas por Mes; 2. Cualquier interrupción no atribuible al VENDEDOR mayor a una (1) hora se acumulará para el cálculo de indemnización al VENDEDOR; 3. Si la acumulación de horas de restricción no atribuibles al VENDEDOR es menor a Diez (10) horas en el Mes, no habrá indemnización al VENDEDOR; -- 103 of 273 -- 104 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 4. Si la acumulación de horas de interrupción no atribuibles al VENDEDOR es mayor a diez, (10) horas, la indemnización al VENDEDOR se calculará como se indica a continuación, sobre la cantidad de horas en exceso de las diez (10) horas permitidas mensualmente: una (1) hora se acumulará para el cálculo de indemnización al VENDEDOR; 3. Si la acumulación de horas de restricción no atribuibles al VENDEDOR es menor a Diez (10) horas en el Mes, no habrá indemnización al VENDEDOR; 4. Si la acumulación de horas de interrupción no atribuibles al VENDEDOR es mayor a diez, (10) horas, la indemnización al VENDEDOR se calculará como se indica a continuación, sobre la cantidad de horas en exceso de las diez (10) horas permitidas mensualmente: IIS i = PBE i,k × EI i Donde: IISi Pago por indemnización por indisponibilidad del SIN en el Mes “i” facturado. PBEi,k Precio Base de Energía para el mes “i” del Año de Operación Comercial “k”, expresado en USD/MWh. EIi Energía mensual a indemnizar (MWh) al VENDEDOR calculada como sigue:- 139 - EIi = (HI i - 10) × CME × FPG Donde: HIi = Cantidad de horas acumuladas de indisponibilidad del SIN en el Mes “i” facturado. CME= Capacidad Máxima a Entregar FPG= Factor de Planta Garantizado.
Articulo 9.6
9.6 Forma de Pago y Facturación. El suministro de energía será facturado y pagado mensualmente, de una sola vez y a plazo vencido vía transferencia bancaria a través del Sistema de Administración Financiera Integrada (SIAFI), o en su defecto vía cheque. La facturación de la Energía Eléctrica Facturada entregada por el VENDEDOR al COMPRADOR, así como otros cargos o rembolsos, se hará mediante el cálculo correspondiente a los cargos siguientes: a) Cargo por Energía (PS) se calculará conforme lo establecido en la Cláusula 9.2 Pago del Suministro de Energía. b) Cargo Obras Financiadas (COF), conforme a lo establecido en la Cláusula 9.4. c) Cargo por Otros Cargos Aplicables (OCA) en virtud del presente Contrato. d) Ajuste por Reembolso de Diferencias - se calculará conforme a lo establecido en la Cláusula14.2 Rembolso de Diferencias. Así, el pago mensual (PMi ) que el VENDEDOR hará al COMPRADOR será la suma de los diferentes Cargos ajustados en su caso conforme a la Cláusula 14.2 y que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: PMi = PSi,k + COFi + OCAi + Ajuste
Articulo 9.6.1
9.6.1 Facturación y Pagos Inmediatamente después de haberse terminado el período de 9.6 Forma de Pago y Facturación. El suministro de energía será facturado y pagado mensualmente, de una sola vez y a plazo vencido vía transferencia bancaria a través del Sistema de Administración Financiera Integrada (SIAFI), o en su defecto vía cheque. La facturación de la Energía Eléctrica Facturada entregada por el VENDEDOR al COMPRADOR, así como otros cargos o reembolsos, se hará mediante el cálculo correspondiente a los cargos siguientes: a) Cargo por Energía (PS) se calculará conforme lo establecido en la Cláusula 9.2 Pago del Suministro de Energía. b) Cargo Obras Financiadas (COF), conforme a lo establecido en la Cláusula 9.4. c) Cargo por Otros Cargos Aplicables (OCA) en virtud del presente Contrato. d) Ajuste por Reembolso de Diferencias - se calculará conforme a lo establecido en la Cláusula 14.2 Reembolso de Diferencias. Así, el pago mensual (PMi) que el VENDEDOR hará al COMPRADOR será la suma de los diferentes Cargos ajustados en su caso conforme a la Cláusula 14.2 y que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula: PMi = PSi,k + COFi + OCAi + Ajuste -- 104 of 273 -- 105 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 9.6.1 Facturación y Pagos Inmediatamente después de haberse terminado el período de operación a ser facturado y comprendido dentro del plazo de vigencia del Contrato, el VENDEDOR enviará al COMPRADOR una factura indicando para el período a ser facturada, la Energía Eléctrica Facturada y en su caso, la Energía Eléctrica entregada durante el Período de Prueba, las penalidades y ajustes que correspondieran, así como los precios e índices aplicables para dicho período y el total de pago mensual. Esta factura deberá ser acompañada con los cálculos de los componentes del pago mensual, junto con los comprobantes sobre cualquier otra suma adeudada (Otros Cargos o Créditos Aplicables) por el COMPRADOR al VENDEDOR, o viceversa, según los términos de este contrato para los efectos de las disposiciones aquí contenidas, sin perjuicios de las verificaciones y ajustes posteriores. El formato de la factura será definido por el Comité Operativo. Cada factura deberá incluir una descripción detallada y la siguiente información de apoyo: a) Todos los datos y cálculos indicados en la Cláusulas 9.2 9.3 9.4 9.5 y 9.5.1 que respaldan los cargos presentados al COMPRADOR; y, b) Las penalidades y ajuste aplicables al VENDEDOR según lo establecido en la CLÁUSULA 12 RESPONSABILIDAD, INCUMPLIMIENTOS Y GARANTÍAS. Los datos detallados que respaldan cada factura deben ser mantenidos por el VENDEDOR, en cualquier sitio comunicado al COMPRADOR, durante un período de cinco (5) años contados desde el Mes que se presenta la factura, debiendo permanecer disponibles para su revisión o copiado por los representantes del COMPRADOR durante el horario de trabajo de un Día Hábil Administrativo y previa notificación del COMPRADOR con veinticuatro (24) horas de anticipación. Las facturas serán pagadas por el COMPRADOR al VENDEDOR, a más tardar cuarenta y cinco (45) Días Calendario después de la recepción de la factura sin errores (la Fecha de Pago). Las facturas adeudadas en dólares de los Estados Unidos de América serán pagadas en Lempiras de conformidad con la Tasa de Cambio vigente tres (3) Días Hábiles Administrativos antes de la Fecha de Pago. En caso de que el COMPRADOR objetare una porción de la factura deberá informar por escrito al VENDEDOR dentro de los diez (10) Días Hábiles Administrativos después de la presentación de dicha factura. En lo que resta del plazo para -- 105 of 273 -- 106 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 efectuar el pago, las Partes discutirán el reclamo u objeción presentada y de proceder el mismo, el VENDEDOR deberá emitir una nueva factura ajustándose a lo resuelto sobre la objeción que proceda. Si las Partes no se ponen de acuerdo sobre el reclamo, cualquier porción objetada no será pagada por el COMPRADOR y el VENDEDOR recibirá el pago de la porción no objetada de la factura y el caso será sometido al Comité Operativo previsto en este Contrato para resolver la desavenencia en un plazo de once (11) Días Hábiles Administrativos. Una vez que se obtengan los resultados de la porción objetada, se procederá a realizar los ajustes correspondientes a esa facturación y el COMPRADOR pagará el valor resultante con sus respectivos intereses a la tasa que resulte de la aplicación de la Cláusula 9.6.3 Intereses.
Articulo 12.5
12.5 Ajuste por no alcanzar el Factor de Planta Anual Garantizado. Si en cualquier Año de Operación Comercial, el Factor de Planta Anual es menor que el Factor de Planta Garantizado, se aplicará al VENDEDOR una penalidad calculada de la siguiente forma: - 142 - PIFPGk = (FPG- FPk ) × PBE i,k × CC × 8760 Donde: PIFPGk Ajuste por no alcanzar el Factor de Planta Anual Garantizado para el año “k”, en dólares. FPG Factor de Planta Garantizado. FPk Factor de Planta Anual para el Año de Operación Comercial “k”. PBEi,k Precio Base de la Energía para el Año de Operación Comercial “k” tal como se establece en la cláusula 9.2. CC Capacidad Comprometida Promedio Anual (MW) Donde: FPk EEFi Suma en cada mes de Energía Eléctrica Facturada en el mes “i” del Año de Operación Comercial “k” y Energía Mensual Perdida Ei. Ei Energía Mensual Perdida por indisponibilidad del SIN (MWh) calculado como sigue: E i = Hi × CC × FPG Donde: Hi Cantidad de horas acumuladas de indisponibilidad del SIN en el mes “i” facturado En todo caso tal penalidad no podrá ser mayor que el monto de la Garantía de Cumplimiento después de su primera renovación.
Articulo 13
CLÁUSULA 13. FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO. 13.5 Prorroga de Límites de Tiempo -- 106 of 273 -- 107 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 En todo caso tal penalidad no podrá ser mayor que el monto de la Garantía de Cumplimiento después de su primera renovación. CLÁUSULA 13. FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO.
Articulo 13.5
13.5 Prorroga de Límites de Tiempo Sin perjuicio de lo establecido en la Cláusula 4.2 Puesta en Operación Comercial, una vez ocurrido e invocado por el VENDEDOR un evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito, antes de la Fecha de Inicio de Operación Comercial, el límite de tiempo establecido para la Fecha Programada de Inicio de Operación Comercial de este Contrato será prorrogado de común acuerdo entre Las Partes, haciéndose constar en acta especial las justificaciones y determinando el tiempo en que se prorrogará la Fecha Programada de Inicio de Operación Comercial, por un tiempo máximo al que dure o haya durado el evento de Fuerza Mayor; y si el evento fue de caso fortuito por el tiempo que realmente sea necesario para reiniciar la construcción y montaje, pero en cualquier caso el monto total de días de extensión no podrá ser mayor de doscientos setenta (270) Días Calendario. Después de concluido este plazo, este Contrato podrá darse por terminado anticipadamente siguiendo los requisitos de las Leyes Aplicables a la Cláusula 4.5 Terminación Anticipada del Contrato por Parte del COMPRADOR y 4.6 Terminación Anticipada del Contrato por Parte del VENDEDOR. En el caso particular de existir un evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito por el atraso de construcción de las Obras de Ampliación del SIN, mencionadas en el Acuerdo contractual, inciso F, la prórroga será de forma automática, previa presentación y justificación de la misma por parte del Vendedor.
Articulo 14
CLÁUSULA 14. IMPUESTO Y RECLAMOS 14.1 Impuestos Aplicables Todos los impuestos nacionales, municipales, matrículas, derechos de aduana, tasas, cánones, cargas, contribuciones por mejoras o cualquier otra carga impositiva presentes y futuras aplicables de conformidad con las leyes, serán asumidos por la Parte a la que legalmente correspondan. El VENDEDOR gozará de los incentivos fiscales vigentes conforme al artículo 2 del Decreto No. 70-2007 y su reforma contenida en el Decreto No. 138- 2013. De efectuarse cambios en la legislación nacional que deroguen y/o limiten los incentivos fiscales que goza el VENDEDOR, se aplicará la CLÁUSULA 14.2 REEMBOLSO DE DIFERENCIAS. -- 107 of 273 -- 108 La Gaceta A. Sección A Acuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 SEGUNDO. Las Partes acuerdan que entienden por modificadas todas y cada una de las Cláusulas y Anexos del Contrato No. 61-2014, aceptando las mismas, en los que se haga referencia a los conceptos de “pago por potencia” y “pago del Incentivo para Generadores Renovables”, en el sentido única y exclusivamente de eliminar dichos conceptos del contexto de las cláusulas, anexos y su aplicación. Quedan vigentes los beneficios fiscales establecidos en el artículo 2 del Decreto 70-2007, reformado mediante Decreto 138-2013, y lo establecido en el artículo 9 de la Ley General de la Industria Eléctrica, en relación al despacho del parque eólico, apegándose estrictamente a las instrucciones del CND establecidas en el Anexo III y la ley. TERCERO. Las Partes acuerdan que la presente Modificación No. 1 del Contrato se realiza bajo condiciones de mercado competitivas, las cuales reflejan la significativa reducción en las condiciones comerciales del mismo, estableciendo un precio que no será sujeto de ningún cambio adicional ni posterior a la suscripción de la presente Modificación No. 1 del Contrato. CUARTO. Las condiciones consignadas en esta Modificación No. 1 al Contrato No. 061-2014 entrarán en vigencia a partir de la aprobación por el Congreso Nacional de la República y su posterior publicación en Diario Oficial La Gaceta. Los términos y condiciones del Contrato No. 061-2014 que no hayan sido objeto de modificación en el presente documento, continuarán vigentes tal y como se leen en la actualidad en el Contrato No. 061- 2014. QUINTO. Ambas Partes manifiestan estar de acuerdo con el contenido de todas y cada una de las modificaciones realizadas en la presente Modificación No.1 al Contrato No. 061-2014. Para constancia y por triplicado firman la presente Modificación No. 1 al Contrato No. 061-2014, en la ciudad de Tegucigalpa, municipio del Distrito Central, a los 14 días del mes de febrero del año dos mil veintitrés (2023). (F y S) _________________________ ENEE EL COMPRADOR (F y S) _______________________ SAN MARCOS WIND ENERGY EL VENDEDOR (F) _________________________ TOTAL EREN TESTIGO -- 108 of 273 -- 109 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 ANEXO I DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA Y DEL SITIO Este proyecto está localizado en el Municipio de San Marcos de Colón, Choluteca, que consiste en una Central Eólica con una Capacidad Instalada del 118MW, cuyo Punto de Entrega y el Punto de Interconexión aprobado es la barra de 230 kV de la Subestación EL BIJAGUAL, teniendo como Punto de Medición el Punto de Entrega en dicha barra, la cual posee un arreglo de interruptor y medio. ANEXO I DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA Y DEL SITIO Este proyecto está localizado en el Municipio de San Marcos de Colón, Choluteca, que consiste en una Central Eólica con una Capacidad Instalada del 118MW, cuyo Punto de Entrega y el Punto de Interconexión aprobado es la barra de 230 kV de la Subestación EL BIJAGUAL, teniendo como Punto de Medición el Punto de Entrega en dicha barra, la cual posee un arreglo de interruptor y medio. 1. Datos Generales del Lugar de Ubicación de la Planta. Tabla 1.1: Datos generales del Lugar de la Planta Características Valor numérico Unidad física Altura del Lugar sobre el nivel del mar 1269.8 Msnm Presión Atmosférica en el Lugar 869 Mbar Rugosidad del Terreno 5 M 2. Datos técnicos de la turbina eólica Tabla 2.1: Datos generales de la turbina. Características Valor numérico Unidad física Número de turbinas en la Planta 20 Cantidad de aspas por rotor 3 Potencia máxima de la turbina 5900 kW Altura de la turbina 118 M Diámetro del rotor 163 M Mínima velocidad de operación 3 m/s Máxima velocidad de operación 26 m/s Tabla 2.2: Características generales del generador -- 109 of 273 -- 110 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 ANEXO II CONDICIONES DE INTERCONEXIÓN I. GENERAL Con respecto a la Interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) del Proyecto Eólico San Marcos Wind Energy, con una capacidad instalada de 118 MW, ubicado en el Municipio de San Marcos de Colón, en el Departamento de Choluteca y propiedad de la empresa SAN MARCOS WIND ENERGY, S.A. de C.V., se establece lo siguiente: 1. Se aprueba como Punto de Interconexión, la barra de 230 kV de la Subestación El Bijagual, localizado en el municipio de San Marcos, Departamento de Choluteca. 2. Se aprueba el Punto de Entrega en el Punto de Interconexión. 3. Se aprueba como Punto de Medición el Punto de Entrega. El equipo de medición debe ser instalado en la subestación - 147 - Parámetro Valor Unidad Potencia nominal 5900 kW Voltaje nominal 750 V Frecuencia nominal 50 o 60 Hz Polos 6 Velocidad síncrona 6 Rpm Velocidad nominal 10.4 Rpm Rango de velocidad 6-11.8 Rpm 3. Datos mensuales de Energía Comprometida Tabla 3.1: Datos de Producción Meses Energía (MWh) Enero 28,081.12 Febrero 27,985.61 Marzo 27,794.58 Abril 17,001.50 Mayo 18,147.66 Junio 23,782.99 Julio 25,311.21 Agosto 22,827.85 Septiembre 12,894.39 Octubre 19,580.37 Noviembre 24,833.64 Diciembre 27,699.07 Promedio Anual 22,995.00 Total Anual 275,940.00 ANEXO II CONDICIONES DE INTERCONEXIÓN I. GENERAL Con respecto a la Interconexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) del Proyecto Eólico San Marcos Wind Energy, con una capacidad instalada de 118 MW, ubicado en el Municipio de San Marcos de Colón, en el Departamento de Diámetro del rotor 163 M Mínima velocidad de operación 3 m/s Máxima velocidad de operación 26 m/s Tabla 2.2: Características generales del generador -- 110 of 273 -- 111 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 de la planta, siempre y cuando se programe el medidor para compensar las pérdidas técnicas provocadas por las facilidades eléctricas construidas y/o instaladas desde la planta eólica hasta el Punto de Interconexión. El equipo de medición comercial de la central deberá cumplir con las especificaciones contenidas en la normativa aplicable al subsector eléctrico hondureño. 4. La Central San Marcos Wind Energy deberá de operar en el modo de regulación automática de voltaje. Los datos técnicos de la curva de capabilidad de cada una de las unidades generadoras de la central eólica y de los equipos de compensación reactiva que se instalen en las instalaciones del proyecto, deberán ser brindados al Departamento de Planeamiento del Sistema de la ENEE, con suficiente tiempo de antelación a la fecha de entrada en operación comercial de la central para realizar análisis técnicos de funcionamiento de la central. 5. La empresa desarrolladora del proyecto debe llevar a cabo la instalación de los equipos auxiliares necesarios en la Subestación Zamorano para la correcta operación del proyecto. 6. Para los fines del buen desempeño y protección del SIN, la empresa deberá de implementar un Sistema de Protecciones en las instalaciones de la Central Eólica San Marcos Wind Energy y Línea de Interconexión asociada. El diseño de dicho sistema de protecciones deberá ser homologado y cumplir de conformidad con las especificaciones técnicas indicadas por la División de Operación. Además, se deberá brindar el apoyo al personal de supervisión de la División de Ingeniería de ENEE durante la etapa de su implementación física. 7. Para la supervisión y monitoreo del despacho en tiempo real de la potencia y energía asociada de la futura central eólica San Marcos Wind Energy por el Centro Nacional de Despacho (CND), la empresa deberá adquirir e instalar a su propio costo y riesgo un Sistema de Comunicaciones, con los equipos y enlaces de comunicación necesarios, mismos que deberán ser compatibles con el equipo utilizado por ENEE. Las características de los equipos deberán ser homologados y aprobados por personal de la División de Operación. 8. La empresa San Marcos Wind Energy, S.A. de C. V., deberá hacerse cargo a su propio costo y riesgo de las obras civiles, compra de terreno, calles de acceso a la subestación y otras asociadas a la implementación a la línea de interconexión, así como se sus respectivos alimentadores. 9. La ENEE tiene contemplado en su Plan de Expansión de la Transmisión de Largo Plazo (PETLP), las siguientes obras: i. La Construcción de una Línea de Transmisión en 230 kV desde la Subestación El Bijagual hacia la Subestación Zamorano y de la subestación Zamorano hacia una nueva Subestación de paso entre la línea que viene de la subestación Amarateca y la subestación Suyapa, así como las obras de refuerzo a realizar en las subestaciones El Bijagual y Zamorano, el (“Refuerzo al SIN”). ii. Construcción de una Subestación de maniobras, deberá comprender un espacio mínimo de un inmueble de aproximado de 2 manzanas; dicho Inmueble será transferido en propiedad al COMPRADOR, una vez que las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional hayan sido recepcionadas por parte del COMPRADOR. -- 111 of 273 -- 112 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 La ENEE se reserva el derecho de buscar financiamiento para la construcción de las obras y/o pedir al inversionista financiar un porcentaje de las obras, para que la energía producida por el proyecto pueda ser recibida en el SIN. La ENEE reembolsará la inversión de acuerdo a la Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables Decreto 70- 2007. El monto de financiamiento será definido y comunicado a medida se tengan los valores de referencia. La División de Ingeniería de la ENEE deberá de homologar y aprobar los diseños y costos de inversión de las futuras subestaciones y de sus líneas de transmisión asociadas de acuerdo a las especificaciones técnicas indicadas y normas aprobadas. Asimismo, el personal de la División de Ingeniería deberá de participar en la supervisión de las obras durante la etapa de su implementación física y servicio de puesta en operación. Finalmente, es importante recordarle que para poder interconectarse al SIN y debido a que el Punto de Interconexión es parte de la Red de Transmisión Regional (RTR), el inversionista debe hacer los contactos necesarios con la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) para cumplir con los requisitos regionales descritos en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional, numeral 4.5 del Libro III. ANEXO III CONTROL Y OPERACIÓN DE LA PLANTA Y LÍMITES TÉCNICOS 1. Despacho y Programación. 1.1. Despacho. El despacho de la central se realizará de conformidad con lo dispuesto en la Norma Técnica de Programación de la Operación, correspondiendo la prioridad de despacho a la programación y operación que resulte por orden de mérito económico. En el caso de contratos preexistentes de centrales con fuentes de generación renovables con compromiso de despacho, incluyendo la central San Marcos Wind Energy, el despacho se efectuará por medio de la toma de la declaración de costo variable, que será considerada con valor cero, esto de acuerdo con lo establecido en el Artículo 115 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM). Lo anterior en consonancia con lo establecido en el Anexo No. 1. 1.2. Cumplimiento. El VENDEDOR acepta cumplir con las instrucciones de operación que reciba del CND. 1. Límites Técnicos Una vez aprobada la Norma Técnica de Servicios Complementarios, estos límites serán conforme a dicha normativa. En este sentido, cualquier solicitud de modificación de los valores detallados en la tabla siguiente, que conlleve una alteración en la ecuación económica del Contrato, deberán tratarse conforme a la Cláusula 19.1 (Cambios Regulatorios) y en su caso se aplicará la Cláusula 14.2 (Reembolso de Diferencias) del Contrato. -- 112 of 273 -- 113 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 serán conforme a dicha normativa. En este sentido, cualquier solicitud de modificación de los valores detallados en la tabla siguiente, que conlleve una alteración en la ecuación económica del Contrato, deberán tratarse conforme a la Cláusula 19.1 (Cambios Regulatorios) y en su caso se aplicará la Cláusula 14.2 (Reembolso de Diferencias) del Contrato. La planta deberá cumplir con los siguientes requerimientos: Rangos permitidos de nivel de voltaje en todos los niveles de voltaje (Porcentaje del valor nominal) Rango de frecuencia de operación permitidos Límites de generación de reactivo Punto de entrega Niveles máximos de armónicos inyectados al SIN Reserva primaria de frecuencia Reserva secundaria de frecuencia -5%<U <+5% Operación Normal -7%<U+7% Operación emergencia largo plazo. - 10%<U<+10% Operación emergencia 57.5hz<f<62 Hz 0.95 Adelantado 0.95 Atrasado Norma IEEE- 519 5% de la capacidad nominal, estatismo entre el 2 y 7% de almacenamien to O Acuerdo de reserva primaria con otro generador 5% de la capacidad nominal O acuerdo de reserva secundaria con otro generador o en caso de incumplimiento o penalización - 152 - corto plazo. o en caso de incumplimiento penalización por el costo de la obligación en energía del mercado SPOT por el costo de la obligación al equivalente horario del precio de referencia de la potencia *Valor de la reserva primaria de frecuencia y secundaria de frecuencia podrían intercambiarse por adición. 2.1 Respuesta a Disturbios de Potencia en el SIN. La Planta debe ser capaz de mantener una operación continua e ininterrumpida durante la ocurrencia de sobrexcitación o sobretensión en la misma dentro los Límites Técnicos. La duración y magnitud de la sobreexcitación o sobretensión será definida de acuerdo a las curvas de los fabricantes de los equipos, y deberá cumplir con lo descrito en este anexo al respecto, las curvas de frecuencia versus tiempo, y tensión de excitación versus tiempo; la duración será de un tiempo que esté dentro de la zona permitida de operación. *Valor de la reserva primaria de frecuencia y secundaria de frecuencia podrían intercambiarse por adición. 2.1 Respuesta a Disturbios de Potencia en el SIN. La Planta debe ser capaz de mantener una operación continua e ininterrumpida durante la ocurrencia de sobrexcitación o sobretensión en la misma dentro los Límites Técnicos. La duración y magnitud de la sobreexcitación o sobretensión será definida de acuerdo a las curvas de los fabricantes de los equipos y deberá cumplir con lo descrito en este anexo al respecto, las curvas de frecuencia versus tiempo y tensión de excitación versus tiempo; la duración será de un tiempo que esté dentro de la zona permitida de operación. El CND podrá dar orden de conectar la Planta si se encuentra fuera de línea aun cuando la tensión en el nodo para sincronizar -- 113 of 273 -- 114 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 presente una desviación en la magnitud de la tensión de su valor nominal, siempre y cuando esté dentro de los Límites Técnicos y de seguridad que estipula el fabricante del equipo de la Planta. La Planta también debe ser capaz de mantenerse en línea y operando durante y después de la ocurrencia de eventos que produzcan variaciones en la frecuencia del SIN entre 57.5 y 61.5 Hz. 2.2 Rechazo Parcial de Carga. La Planta deberá ser capaz de operar en forma continua y permanente durante e inmediatamente después de un evento que ocasione una reducción de la carga, en condiciones de carga parcial o plena carga y la reducción de la carga sea menor el 40% de la potencia nominal de la Planta. 2.3 Requerimientos para Parque Eólico Los parques eólicos y solares del SIN deben contribuir al control de voltaje a través de cumplir con los siguientes requisitos: • Contar con la capacidad de operar en forma permanente absorbiendo o entregando potencia reactiva en el punto de conexión a la red; • Poder operar en el modo de control de voltaje que establezca el CND de acuerdo con las pruebas y parámetros verificados y acordado en la habilitación; • Permanecer conectados a la red ante fallas que causen subvoltaje (huecos de tensión) o sobre voltaje por fuera de los límites establecidos; • Permanecer en servicio al menos quince (15) minutos en condiciones de emergencia con voltaje nominal entre + 105% a 108% y entre 85% a 90%; • Poder regular automáticamente el factor de potencia de la planta en condiciones normales de operación en el rango entre + 0.95 y -0.95, con el propósito de mantener el voltaje del punto de entrega en la consigna requerida por el ODS dentro del rango ±5% de el voltaje nominal; • En condiciones de contingencias o de emergencia, operar con factor de potencia en el rango entre +0.90 y -0.90 de factor de potencia, conforme a los límites técnicos de los equipos según las curvas de capacidad El parque debe poder operar en los siguientes tres modos de control de voltaje: • Modo de control de factor de potencia: Mediante una consigna de factor de potencia se establece el reactivo de salida de todo el parque con el objeto de mantener el factor de potencia requerido por el CND en el punto de entrega. • Modo de control de reactiva constante: El parque fija el valor de reactivo de acuerdo con una consigna local o remota en base a instrucciones del CND. • Modo de control de voltaje por caída de tensión (“Voltaje Droop”) cuya respuesta de potencia reactiva ayuda a estabilizar el voltaje y permite operar por consigna de voltaje local o remoto. El Gráfico 1 representa un ejemplo de la respuesta requerida del regulador de voltaje del parque en el punto de entrega con voltaje de referencia igual a 1 por unidad (p. u.) - 154 - • Modo de control de voltaje por caída de tensión ("Voltaje Droop") cuy respuesta de potencia reactiva ayuda a estabilizar el voltaje y permite opera por consigna de voltaje local o remoto. El Gráfico 1 representa un ejemplo d la respuesta requerida del regulador de voltaje del parque en el punto d entrega con voltaje ele referencia igual a 1 por unidad (p. u.) Gráfico 1. Respuesta del regulador de voltaje en modo de control de Voltaje. El voltaje de referencia podrá variar entre 0.95 y 1.05 por unidad en función de l consigna que envíe electrónicamente el CND o en forma local. En consecuencia -- 114 of 273 -- 115 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 Gráfico 1. Respuesta del regulador de voltaje en modo de control de Voltaje. El voltaje de referencia podrá variar entre 0.95 y 1.05 por unidad en función de la consigna que envíe electrónicamente el CND o en forma local. En consecuencia, las rectas podrán desplazarse con la misma pendiente a lo largo del área amarilla. El regulador de voltaje debe poder programarse para ajustar la pendiente de voltaje entre 4 - 15%, e inicialmente debe estar ajustado a 10%, de acuerdo con la siguiente fórmula. Pendiente: Droop de A VR = (delta V/Vn) / (Q/Pn) =10% Donde: • Pn = Potencia nominal • Q = potencia reactiva inyectada en punto de entrega • Delta V= diferencia entre voltaje de referencia y Voltaje en punto de entrega. • Vn = Voltaje Nominal en Punto de entrega. El tiempo de arranque de la respuesta ante un cambio de consigna debe ser inferior a 5 segundos. El tiempo de respuesta estable del control ante un cambio del 5% de la consigna debe ser inferior a quince (15) segundos y no debe provocar sobre alcance de la potencia reactiva inyectada o retirada superior al 10% de la potencia nominal. El regulador debe tener módulos de control limitadores que eviten respuestas en inyección de reactivo superiores |Q/Pn| = 0.32 en condiciones normales de operación y |Q/Pn| = 0.48 en condiciones anormales de operación. El regulador de voltaje debe contar con parámetros de amortiguamiento que permitan ajustar su operación para obtener respuestas subamortiguadas. La configuración de la resistencia ante eventos de variación de tensión (hueco de tensión y sobretensión) debe permitir que los equipos se mantengan en operación durante el tiempo y valores mínimos y máximos acotados por las líneas en el Gráfico 2. El tiempo de recuperación después de la salida de hueco, debe ser inferior a 500ms. El voltaje de entrada a función de hueco es 0.85pu. - 155 - • Vn = Voltaje Nominal en Punto de entrega. El tiempo de arranque de la respuesta ante un cambio de consigna debe ser inferior a 5 segundos. El tiempo de respuesta estable del control ante un cambio del 5% de la consigna debe ser inferior a quince (15) segundos y no debe provocar sobre alcance de la potencia reactiva inyectada o retirada superior al 10% de la potencia nominal. El regulador debe tener módulos de control limitadores que eviten respuestas en inyección de reactivo superiores |Q/Pn| = 0.32 en condiciones normales de operación y |Q/Pn| = 0.48 en condiciones anormales de operación. El regulador de voltaje debe contar con parámetros de amortiguamiento que permitan ajustar su operación para obtener respuestas sub amortiguadas. La configuración de la resistencia ante eventos de variación de tensión (hueco de tensión y sobre tensión) debe permitir que los equipos se mantengan en operación durante el tiempo y valores mínimos y máximos acotados por las líneas en el Grafico 2. El tiempo de recuperación después de la salida de hueco, debe ser inferior a 500ms. El voltaje de entrada a función de hueco es 0.85pu. Gráfico 2 Área de operación frente a bajos y altos voltajes transitorios. Gráfico 2 Área de operación frente a bajos y altos voltajes transitorios. El soporte de corriente reactiva frente a transitorios que produzcan hueco de voltaje debe ser tal que aporte al menos el 80% de su corriente nominal en corriente reactiva al menos durante dos (2) segundos y de acuerdo con el Gráfico 3, con el objeto de aportar corriente de falla en la recuperación del sistema luego de una falla transitoria. -- 115 of 273 -- 116 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 Gráfico 3. Curva de aporte de corriente reactiva en función de voltaje. El CND verificará los requerimientos sobre huecos de tensión durante las pruebas de habilitación o pruebas de puesta en marcha. Si el parque no tiene la capacidad de regular el voltaje en la conexión (punto de entrega) de acuerdo con la consigna requerida por el CND dentro de los límites técnicos, el CND podrá instruir reducir la carga/potencia entregada o desconectar el parque, de acuerdo con las condiciones en el SIN y el control del voltaje. 2.4 Tasas de Incrementos o Decrementos de Carga. La Planta deberá ser capaz de incrementar o disminuir su carga en respuesta a una orden manual o remota de variación de carga, siempre que el recurso energético renovable necesario se encuentre disponible. 2.5 Salida de Operación sin Suministro Externo de Electricidad. Cada Unidad y la Planta serán capaces de salir de operación en forma segura sin daño al equipamiento ni a las personas al existir una falta de alimentación de electricidad a la Planta proveniente de la red de transmisión o distribución a la Planta. 2.6 Calidad de la Onda de Tensión y Corriente. El VENDEDOR se compromete a respetar los niveles máximos permitidos de distorsión armónica para las señales de tensión y corriente en el Punto de Entrega, según lo estipulado en la norma IEEE 519: “IEEE Recomendaciones Prácticas y Requerimientos para el Control de Armónicas en Sistemas Eléctricos de Potencia”. El COMPRADOR por medio de sus representantes del Comité Operativo podrá realizar sin limitaciones en número y cantidad, mediciones de los niveles de distorsión armónica en el Punto de Entrega. Para estos fines el VENDEDOR permitirá el acceso a los funcionarios del COMPRADOR tan solo a requerimiento de cualquiera de los representantes del Comité Operativo del COMPRADOR. 2.7 Sistemas de Protección que afectan la Seguridad del SIN. A cada Unidad, transformador de Unidad, la Planta y equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega, el VENDEDOR deberá proveerlas de la protección necesaria, capaz de reaccionar coordinadamente y en forma segura durante fallas que ocurran en el SIN. Si por fallas en el SIN se presentan daños a cualquier equipo de la Planta, equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega, por no ser capaz de reaccionar coordinadamente y de manera independiente al SIN, debido a la falta de un esquema de protección adecuado El soporte de corriente reactiva frente a transitorios que produzcan hueco de voltaje debe ser tal que aporte al menos el 80% de su corriente nominal en corriente reactiva al menos durante dos (2) segundos y de acuerdo con el Grafico 3, con el objeto de aportar corriente de falla en la recuperación del sistema luego de una falla transitoria. Gráfico 3. Curva de aporte de corriente reactiva en función de voltaje. El CND verificará los requerimientos sobre huecos de tensión durante las pruebas de habilitación o pruebas de puesta en marcha. Si el parque no tiene la capacidad de regular el voltaje en la conexión (punto de entrega) de acuerdo con la consigna requerida por el CND dentro de los límites técnicos, el CND podrá instruir reducir la carga/potencia entregada o desconectar el parque, de acuerdo con las condiciones en el SIN y el control del voltaje. 2.4 Tasas de Incrementos o Decrementos de Carga. La Planta deberá ser capaz de incrementar o disminuir su carga en respuesta a una orden manual o remota de variación de carga, siempre que el recurso energético renovable necesario se encuentre disponible. 2.5 Salida de Operación sin Suministro Externo de Electricidad. Cada Unidad y la Planta serán capaces de salir de operación en forma segura sin daño al -- 116 of 273 -- 117 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 o por mal funcionamiento de estos, el equipo dañado será responsabilidad exclusiva del VENDEDOR. No obstante, lo anterior, a cada equipo o elemento a partir del Punto de Entrega y de pertenencia del COMPRADOR, éste deberá proveerlas de la protección necesaria, capaz de reaccionar coordinadamente y en forma segura durante fallas que ocurran en el SIN, conforme a un esquema de protección adecuado. Los ajustes del equipo de protección instalado en la Planta, y de los equipos o elementos entre la Planta y el Punto de Entrega deben ser coherentes con el funcionamiento que requiere el CND. Los ajustes serán tales que maximicen la disponibilidad de la Planta, para apoyar el control del SIN bajo condiciones de Emergencia y para minimizar el riesgo de desconexión indebida, consistentes con los requerimientos de seguridad y durabilidad de la Planta según las indicaciones del fabricante. Los ajustes de las protecciones eléctricas, en la Subestación de la Planta deben tener la aprobación del CND, para lo cual el VENDEDOR informará al CND de los parámetros de ajuste de las protecciones de acuerdo con un estudio de coordinación de protecciones, que realizará el VENDEDOR y el CND deberá notificar al VENDEDOR dentro de un plazo de diez (10) Días Hábiles Administrativos en caso de tener alguna objeción. Si por alguna razón se presenta que los ajustes de uno o varios tipos de esquemas de protección no son coherentes entre el funcionamiento que requiere el CND y los requerimientos de seguridad y durabilidad de la Planta, el VENDEDOR tendrá la obligación de modificar o cambiar el esquema (o los esquemas) de manera de satisfacer ambos requerimientos. 2.8 Requerimientos de Comunicación. El VENDEDOR deberá proveer el medio y sistemas de comunicaciones requeridos para la transmisión de voz y datos de la Planta y Subestación de la Planta hacia el CND. Las siguientes facilidades deberán ser instaladas como mínimo en la Planta: 1. Al menos dos líneas telefónicas de la red pública para discado directo o telefonía móvil, para uso exclusivo del operador de la Planta. 2. Provisión de un enlace redundante de transmisión de datos de muy alta confiabilidad mediante conectividad Ethernet 2Mbps entre la Planta y el Centro Nacional de Despacho, para el intercambio de datos con el SISTEMA SCADA-EMS. Los enlaces de telecomunicaciones asociados a la Subestación de Enlace con el SIN deberán ser conforme a las especificaciones técnicas indicada y aprobadas por el COMPRADOR previo a la adjudicación del contrato de las Obras. 3. El equipamiento del terminal de la Subestación de Enlace también deberá ser conforme a las especificaciones aprobadas por el COMPRADOR. 4. Cuando el sistema de comunicaciones propio del COMPRADOR (o de la empresa que resulte propietaria por la vigencia de una nueva ley, de la modificación de una ley vigente, de la reestructuración del COMPRADOR por mandato gubernamental o de la privatización de alguna o varias de sus actividades) esté disponible, el VENDEDOR deberá proveer los equipos necesarios para el establecimiento del enlace de datos aquí referido a través del sistema de comunicaciones propio del COMPRADOR. Dichos equipos serán enlazados en los puntos apropiados. 5. Tanto la subestación de enlace y de la central deben contar con un sistema de comunicación de voz fiable, por lo que se -- 117 of 273 -- 118 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 deberá procurar conectar estas al sistema de fibra óptica de transmisión de la ENEE, o proponer un medio que demuestre igual o mejor confiabilidad del servicio de comunicación de voz. 2.9 Información de los Sistemas de Control y Regulación. El VENDEDOR debe informar al CND, previa puesta en Operación Comercial, los ajustes estructurales y parámetros de todos los componentes del equipo de control con suficiente detalle para permitir al CND caracterizar la respuesta dinámica de los componentes para estudios de simulación en corto y largo plazo. Esta información debe incluir diagramas de bloque de los controles tal como fueron ajustados y proporcionar los ajustes del sistema regulador para todos los modos esperados de operación. La información deberá ser actualizada por el VENDEDOR por medio del Comité Operativo, cuando se confirmen los datos definitivos de tales equipos. La Planta debe ser supervisada continuamente para verificar que funciona correctamente y el VENDEDOR, cada vez que ocurra un disturbio que ocasione en la Planta una limitación en el despacho o que la Planta opere fuera de los parámetros normales, el VENDEDOR deberá presentar al CND un Informe Preliminar a más tardar dos (2) Días Hábiles Administrativos y un Informe Final a más tardar diez (10) Días Hábiles Administrativos. Los Informes deben mostrar la respuesta de la Planta ante variaciones fuera del rango normal de la frecuencia de operación, información gráfica mostrando la respuesta al disturbio, incluyendo sin limitación, datos numéricos y gráficas de la potencia activa, potencia reactiva, tensión y frecuencia en el Punto de Entrega, protecciones operadas y protecciones no operadas, las anomalías que se presentaron, acciones que se ejecutaron durante y posterior al evento, elementos indisponibles o en condición atípica que limite su operación normal, etc. El CND proporcionará al VENDEDOR un formato para la elaboración de los Informes. 2.10 Requerimientos Técnicos del Equipo de Monitoreo. Se habilitará un Sistema o Equipo de monitoreo (Unidad Concentradora de Datos) que concentre los datos de la Planta y de la Subestación de Enlace, los que serán enviados hacia la RTU de dicha subestación. Las señales que deben ser enviadas a la Subestación de Enlace las determinará el COMPRADOR previo a la adjudicación del Contrato de las Obras, o a través del Comité Operativo. Como sistema de monitoreo de disturbios y de los servicios complementarios el vendedor deberá instalar un registrador de eventos capaz de registrar todas las señales eléctricas relevantes de las líneas de transmisión y grupo generador, con una capacidad mínima de muestreo de 30 muestras por segundo, este sistema se alimentará de unidades fasoriales de medida y deberá contar con suficiente memoria para almacenar al menos 100 eventos de duración de 5 minutos. La parametrización del desencadenante de registro será de acuerdo lo solicitado por el CND. 3. Paros Programados y Mantenimiento 3.1 Paros Programados. Todo lo relacionado con los mantenimientos que al efecto realice la central, será de conformidad con lo indicado en la Norma Técnica de Mantenimientos o regulación aplicable para el caso. 3.2 Paros por Mantenimiento. En la medida que surge la necesidad de un paro para mantenimiento no programado que -- 118 of 273 -- 119 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 afecte más de diez por ciento (10%) de la Capacidad de la central, el VENDEDOR debe avisar al CND de tal necesidad, y deberá presentar al CND una solicitud para la aprobación de un paro no programado que especifique la justificación, el momento de inicio y la duración estimada de los trabajos a ser llevados a cabo y el CND permitirá a su sola discreción, programar tal salida por mantenimiento dentro de un período de tiempo razonable de acuerdo con las circunstancias. Si a pesar de la aprobación del CND de un paro de mantenimiento, el CND desea contar con la generación del VENDEDOR durante un paro de mantenimiento, el VENDEDOR empleará sus mejores esfuerzos para reanudar la generación tan pronto como sea posible y cumplir con tal solicitud. Cada salida de mantenimiento terminará a la hora y fecha prevista. 3.3 Suministro de Energía en Caso de Emergencia. El VENDEDOR deberá, en caso de Emergencia del SIN, suministrar tanta energía como le sea posible y requerida por el CND (dentro de los Límites Técnicos y de acuerdo con la disponibilidad del recurso eólico) y que el SIN pueda recibir. Si la Planta tiene un paro por mantenimiento programado al momento que ocurriese una Emergencia, el VENDEDOR deberá realizar todos los esfuerzos razonables para reprogramar el paro por mantenimiento, siempre y cuando los trabajos correspondientes no se hayan iniciado. 3.4 Empleo de Personal Calificado. El VENDEDOR empleará únicamente personal calificado y experimentado para operar, mantener y supervisar la Planta y para coordinar las operaciones de la Planta con el CND. El VENDEDOR debe asegurar que la Planta será atendida por su personal en todo momento, veinticuatro (24) horas al Día y siete (7) Días a la semana comenzando desde la primera entrega de energía en forma continua de la Planta en el punto de la Entrega y que tal personal atenderá las comunicaciones; además los equipos deben responder a las señales del CND de acuerdo con los Límites Técnicos. ANEXO IV CONDICIONES DE OPERACIÓN 1. El COMPRADOR podrá solicitarle al VENDEDOR la desconexión temporal de la Planta cuando lo considere necesario para el cumplimiento de sus actividades propias o de la empresa distribuidora a la que esté conectada, indicándole el momento en que se debe llevar a cabo. El VENDEDOR se obliga a acatar dicha solicitud. Para las desconexiones programadas, se le comunicará con un mínimo de tres (3) días de antelación. Para las desconexiones imprevistas, se les comunicará, a la brevedad posible, la acción tomada y se le ratificará posteriormente, por medio de informes interactivos en su página web y por correo electrónico. Este aviso no podrá exceder de ocho (8) Días Hábiles Administrativos. El COMPRADOR reconocerá al VENDEDOR una indemnización de acuerdo con lo establecido en la cláusula 9.5.1 del Contrato. 2. El COMPRADOR podrá, sin que implique responsabilidad alguna de su parte, abrir la interconexión con la Planta del VENDEDOR y mantenerla desconectada, mientras persista cualquiera de las siguientes causas, para lo cual deberá informar al VENDEDOR aportando una descripción de la causal de desconexión: -- 119 of 273 -- 120 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZO DEL2025No. 36,786 a) Causas de Fuerza Mayor o Caso Fortuito que afecten al SIN y que imposibiliten el recibo de la energía de la Planta, salvo lo indicado en el Contrato. b) Cuando la Planta del VENDEDOR carezca de un medio de comunicación satisfactorio o que el que disponga sea inoperante por causas atribuibles al VENDEDOR para lograr una comunicación expedita. c) Cuando las fluctuaciones de tensión, medidas en el Punto de Entrega, excedan los límites aceptables para la iluminación incandescente en su umbral de percepción, de conformidad con las disposiciones contenidas en la sección 3.9 de la revisión de 1990 del estándar 241 del IEEE, por causas atribuibles a la Planta. d) Cuando el equipo de generación del VENDEDOR introduzca armónicas a las ondas de tensión o corriente sinusoidal en el Punto de Entrega, que excedan la recomendación IEEE No. 519. e) Cuando se den otras condiciones no contempladas en los literales a), b), c) y d) de esta sección 2, por las que la Planta interfiera con la calidad del servicio brindado a los consumidores o con la operación del sistema del COMPRADOR. El COMPRADOR comunicará, a la brevedad posible, la acción tomada, y la ratificará posteriormente por escrito, en un plazo que no podrá exceder de ocho (8) Días Hábiles Administrativos y preferiblemente por correo electrónico, indicando las razones de la desconexión y aportando las pruebas necesarias para acreditar que efectivamente la interferencia en la calidad del servicio brindado a los consumidores, o con la operación del sistema del COMPRADOR, fue causada por la Planta. 3. En caso de que se pierda la interconexión o se produzcan desconexiones o perturbaciones en la línea a la que está conectada la Planta del VENDEDOR, ésta deberá salir de operación en forma automática y podrá ser interconectada, hasta tanto hayan transcurrido cinco (5) minutos del retorno de la línea a condiciones normales de operación y previo aviso al CND a menos que disponga el CND de capacidad de limitar la generación de forma remota. El Comité Operativo podrá modificar esta disposición dentro de los límites técnicos y las posibilidades de los equipos de la Planta. 4. El controlador operará de manera que produzca un soporte de tensión en el Punto de Entrega. Deberá mantener una tensión constante en los terminales de corriente alterna del convertidor variando la generación de potencia reactiva dentro del rango especificado por el fabricante. El control de potencia reactiva para mantener la tensión deseada será dinámico, de alta velocidad de respuesta y continuo. La referencia de tensión en el Punto de Entrega será fijada por el COMPRADOR y podrá cambiarse cuando se requiera de acuerdo con un plan preestablecido dentro de los Límites Técnicos. En caso de que no se indiquen cambios, seguirá vigente el último valor comunicado por el COMPRADOR. Durante la conexión y desconexión de los generadores no se producirán corrientes Transitorias que afecten adversamente al SIN. ANEXO V MODELO DE GARANTIA DE CUMPLIMIENTO DE CONTRATO Garantía bancaria o fianza incondicional Por la presente nosotros, [nombre del Banco o Compañía Aseguradora], sociedad legalmente constituida y autorizada -- 120 of 273 -- 121 La Gaceta A. SecciónAAcuerdos y Leyes REPÚBLICA DE HONDURAS- TEGUCIGALPA, M.D.C.,10DEMARZODEL2025No. 36,786 para operar en el ramo de fianzas en la República de Honduras, con domicilio en [dirección del Banco o Compañía Aseguradora], (en adelante el “Garante”) otorgamos la presente garantía bancaria (la “Garantía”) a favor de LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE HONDURAS (ENEE) garantizando el cumplimiento de las obligaciones asumidas con la ENEE por la sociedad SAN MARCOS WIND ENERGY, S.A. DE C.V., en el