La Gaceta

ento. 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.

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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-

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

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

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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.)

• 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

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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.

• 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.

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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

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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

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  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

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  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:

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    • 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

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    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 Contrato de Suministro de Potencia y Energía Eléctrica Asociada Número 061-2014 suscrito el 27 de Junio de 2014. La Garantía que por este acto emitimos es hasta por un monto de [Monto de la Garantía USD] (“Monto Garantizado”). El Garante se obliga a pagar, a simple requerimiento, a la EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE), la suma garantizada, en virtud de esta Garantía y dentro del límite del Monto Garantizado, al recibir por escrito la solicitud de pago en la cual la EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) declare que la sociedad SAN MARCOS WIND ENERGY, S.A. DE C.V., ha incurrido en incumplimiento del contrato 061-2014, sin oponer reparos objeciones o dilaciones, sin que la ENEE tenga que probar el incumplimiento que origina su solicitud y sin que la sociedad SAN MARCOS WIND ENERGY, S.A. DE C.V., pueda oponerse al pago. El Garante pagará la suma garantizada conforme a lo previsto en el Contrato número 061-2014 dentro del límite del Monto Garantizado. Esta Garantía estará en vigencia durante 12 meses, desde la fecha de su emisión, esto es desde la fecha (día/mes/Año) hasta la fecha (día/mes/Año), extinguiéndose automáticamente, sin necesidad de devolución física del original. [Nombre del Banco o Compañía Aseguradora y de la persona que firma. Dirección del Banco o Compañía Aseguradora]. Firma Autorizada ANEXO VI O B R A S D E A M PLIACIÓN D E L S I S T E M A 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 deberán ser 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; cuyo detalle de las obras de ampliación del SIN, son las siguientes: 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 maniobras 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. La construcción de dicha 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

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    Sistema Interconectado Nacional hayan sido recepcionadas por parte del COMPRADOR. Las Partes comprometen a crear un protocolo de comisionamiento y recepción de las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado previo al inicio de construcción de las mismas. Las ampliaciones serán regidas según lo establecido en el Contrato, en especial lo establecido en la Cláusula 2.8 Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional Si a lo largo del Término del Contrato, las Partes acuerdan que se requiere de modificación de las obras acordadas originalmente u obras adicionales de ampliación del SIN, las Partes están autorizadas para hacer la modificación o inclusión de estas en este Anexo VI. Para estos fines, las Partes acuerdan que el Costo de capital del VENDEDOR es igual a 12.00%. El alcance de las obras a construir, tanto las líneas de transmisión como de las subestaciones, que son reconocidas como obras del Plan de Expansión de la Transmisión, deben ser consistentes con el alcance indicado en dicho Plan. En general, las obras a construir en la Subestación El Bijagual, que son reconocidas como obras del Plan de Expansión de la Transmisión, son la construcción de los dos alimentadores del doble enlace de transmisión, que incluye todos los equipos de potencia, control, protección y medición en una subestación de 230 KV con arreglo de interruptor y medio. Las obras por construir en la Nueva Subestación Zamorano, que son reconocidas como obras del Plan de Expansión de la Transmisión, un área aproximada de 2 manzanas de terreno para la construcción de la subestación, además de la construcción de la subestación de 230 KV en arreglo de interruptor y medio, cinco alimentadores, cuatro para las líneas de transmisión, y uno para el transformador de potencia, que incluye todos los equipos de potencia, control, protección y medición en una subestación de 230 KV con arreglo de interruptor y medio y un transformador de potencia de 85 MVA, 230/69 KV, más todos los equipos de potencia, control, protección y medición en una subestación de 69 KV con arreglo de barra simple. Las obras por construir en la Subestación El Sitio, (subestación de paso entre la línea que viene de la subestación Amarateca y la subestación Suyapa), que son reconocidas como obras del Plan de Expansión de la Transmisión, un área aproximada de 2 manzanas de terreno para la construcción de la nueva subestación, además de la construcción de la subestación de 230 KV en arreglo de interruptor y medio, con seis alimentadores para las líneas de transmisión, que incluye todos los equipos de potencia, control, protección y medición en una subestación de 230 KV con arreglo de interruptor y medio. Para enlazar las subestaciones El Bijagual, Zamorano y El Sitio, se debe construir las líneas de transmisión en 230 KV de 455 MVA en estructura de doble circuito, tal como establece el Plan de Expansión de la Transmisión. Las obras por ejecutar en la subestación El Bijagual, que corresponde el Punto de Entrega y Punto de Medición de la generación, responsabilidad del VENDEDOR, no reconocidos como parte de las inversiones de transmisión, son la construcción de un alimentador de línea de transmisión, que incluye todos los equipos de potencia, control, protección y medición en una subestación de 230 KV con arreglo de interruptor y medio.

    Sección A Acuerdos y Leyes

    En cuanto a la Cláusula 9.5.1 Indisponibilidad del SIN de Recibir Energía de la Planta. (CLÁUSULAS DEL CONTRATO No. 061-2014), el VENDEDOR acepta el cambio de 6 a 10 horas, sin embargo, debe incluirse la condición de Caso Fortuito o Fuerza Mayor como caso de excepción para el número de horas, ya que por la naturaleza de este tipo de instalaciones que forman parte de los Sistema Eléctricos en alta tensión, los daños por fenómenos meteorológicos son posibles, además de los actos vandálicos o sabotajes.

ministrativos 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 cumplimient 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”).

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. 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;

• 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 eintiún ( 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 ro cedimiento d e r esolución 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 LÁUSU LA 9 : P RECIOS , 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:

  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

  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

  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:

  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%). 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. 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;

  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. 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 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

      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

        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. 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:

        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. CLÁUSULA 13. FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO. 13.5 Prorroga de Límites de Tiempo

        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. 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. 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.

        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

        Sección A Acuerdos y Leyes

        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

        Sección A Acuerdos y Leyes

        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

          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

          Sección A Acuerdos y Leyes

          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.

            Sección A Acuerdos y Leyes

            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. Cumplimi

ANEXO VII CARGO POR OBRAS FINANCIADAS En amparo del Artículo 17 del Decreto 70-2007 y de acuerdo a la Cláusula 2.3 del Contrato, el VENDEDOR financiará las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional (las Obras). Dicho financiamiento será reembolsado por el COMPRADOR por medio de un Cargo por Obra Financiada (COF), el cual será pagado por el COMPRADOR durante ciento ochenta (180) meses continuos. En cualquier momento después de la recepción definitiva de las Obras por parte del COMPRADOR, el VENDEDOR propondrá al COMPRADOR, por medio del Comité Operativo, el Costo Total de las Obras Financiadas (CTOF), para que este, en un periodo no mayor a Noventa (90) días hábiles, apruebe dicho valor. Si el COMPRADOR no se pronunciara en ese plazo, el valor será considerado aceptado por el COMPRADOR. El VENDEDOR utilizará el valor del CTOF para determinar, cada mes que sea aplicable, el Cargo por Obras Financiadas. 1. CARGO POR OBRAS FINANCIADAS (COF) El Cargo por Obras Financiadas es un valor denominado en dólares de los Estados Unidos de América, que se calculará de la siguiente manera: naturaleza de este tipo de instalaciones que forman parte de los Sistema Eléctricos en alta tensión, los daños por fenómenos meteorológicos son posibles, además de los actos vandálicos o sabotajes. ANEXO VII CARGO POR OBRAS FINANCIADAS En amparo del Artículo 17 del Decreto 70-2007 y de acuerdo a la Cláusula 2.3 del Contrato, el VENDEDOR financiará las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional (las Obras). Dicho financiamiento será reembolsado por el COMPRADOR por medio de un Cargo por Obra Financiada (COF), el cual será pagado por el COMPRADOR durante ciento ochenta (180) meses continuos. En cualquier momento después de la recepción definitiva de las Obras por parte del COMPRADOR, el VENDEDOR propondrá al COMPRADOR, por medio del Comité Operativo, el Costo Total de las Obras Financiadas (CTOF), para que este, en un periodo no mayor a Noventa (90) días hábiles, apruebe dicho valor. Si el COMPRADOR no se pronunciara en ese plazo, el valor será considerado aceptado por el COMPRADOR. El VENDEDOR utilizará el valor del CTOF para determinar, cada mes que sea aplicable, el Cargo por Obras Financiadas.

• 1)

  CARGO POR OBRAS FINANCIADAS (COF) El Cargo por Obras Financiadas es un valor denominado en dólares de los Estados Unidos de América, que se calculará de la siguiente manera: Donde: COFi: Cargo por Obras Financiadas en el mes “i” CTOF: Costo Total de las Obras Financiadas n: Número total de pagos mensuales; en este caso, n=l80. r: Tasa de interés por periodo, el cual se calculará de la siguiente manera: Donde: PF: Porción Financiada. Es la proporción del CTOF que es financiada mensualmente: TPB: Total del Préstamo Bancario destinado a financiar las Obras. t: Tasa Anual de Interés Activa Promedio Ponderado por Actividad Económica sobre Préstamos Nuevos en Moneda Extranjera en el sector Electricidad, publicada por el Banco Central de Honduras en su página web al mes anterior al pago del Cargo por las Obras Financiadas (COF); en caso de que la tasa del mes anterior no esté disponible en la publicación del Banco Central de Honduras se tomará la última tasa publicada. i: Costo de capital del VENDEDOR de conformidad con lo establecido en el literal F Ampliación del SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL del Acuerdo Contractual.

  Donde: COFi: Cargo por Obras Financiadas en el mes “i” CTOF: Costo Total de las Obras Financiadas n: Número total de pagos mensuales; en este caso, n=l80. r: Tasa de interés por periodo, el cual se calculará de la siguiente manera: r = [PF × t + (1–PF) × i]/12 Donde: PF: Porción Financiada. Es la proporción del CTOF que es financiada mensualmente: TPB: Total del Préstamo Bancario destinado a financiar las Obras. t: Tasa Anual de Interés Activa Promedio Ponderado por Actividad Económica sobre Préstamos Nuevos en Moneda Extranjera en el sector Electricidad,

  Sección A Acuerdos y Leyes

  Número de Días de atraso en iniciar el pago: es la cantidad de días que transcurren desde que se establece el CTOF y la fecha en la que el COMPRADOR acepta que se incorpore el COFi en la factura el primer pago por tales Obras.

• 2)

  COSTO TOTAL DE LAS OBRAS El Costo Total de las Obras (CTOF) resultará de la suma de los siguientes costos:

  • a)

    Costo de EPC: Es el monto total final liquidado por EL VENDEDOR al contratista o contratistas en pago por el diseño, suministro, construcción, pruebas, comisionamiento y puesta en operación de las Obras, incluyendo las órdenes de cambio que le fueron aprobadas.

  • b)

    Costos Financieros: Es el monto total a ser pagado por el VENDEDOR a las entidades que financien el Costo del EPC, a la fecha de aprobación por el COMPRADOR del Costo Total de Obras Financiadas. Este monto incluye los intereses pagados durante la construcción, comisiones y cualquier otro gasto requerido por las entidades financieras. e) Costo del Proceso de Licenciamiento Ambiental: Es la suma de los costos totales incurridos por el VENDEDOR necesarios para la obtención de la Licencia Ambiental para la construcción y operación de las Obras, que incluyen, pero no se limitan a: a) inventario forestal; b) estudios geológicos, geotécnicos y sísmicos; c) estudio de arqueología y antropología; d) estudio de impacto ambiental; e) análisis de Riesgos, así como cualquier otro estudio que sea necesario para la obtención de la Licencia Ambiental. Se incluye en este costo cualquier tasa, arancel o pago similar hecho por el COMPRADOR necesario para la obtención de dicha Licencia. d) Costo de Estudios Preliminares de Ingeniería: Es la suma de los costos totales de los estudios realizados o contratados con terceros por el VENDEDOR, necesarios para la construcción de las Obras, que incluyen pero no se limitan a: a) levantamiento topográfico de propiedades afectadas por la construcción de la línea de transmisión y sus obras colaterales; b) Topografía LiDAR; c) estudio de selección de la ruta óptima, así como cualquier otro estudio que sea necesario para el diseño y construcción de las Obras. e) Costo de Permisos: Es la suma de los costos totales de la tramitación y obtención de cualquier permiso otorgado por cualquier autoridad gubernamental o entidad nacional, regional o local que sean necesarios para la construcción de las Obras o para la realización de los estudios preliminares. Dichos permisos incluyen, pero no se limitan a: a) Permisos de Construcción Municipal; b) Permisos de Operación; c) permisos de acceso; d) permisos para la tala de árboles; e) permiso de la Comisión Regional de la Interconexión Eléctrica (CRIE) para la conexión de las Obras de Ampliación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a la Red de Transmisión Regional (RTR), así como cualquier otro permiso que sea necesario para la construcción de las Obras o para la realización de los estudios preliminares. f) Costos de Servidumbre: Es la suma de los costos totales para la obtención de imposición de la servidumbre a lo largo de la ruta de la línea de transmisión, como de los caminos de acceso a cada sitio de las Obras, que incluye pero no se limitan a: a) pago de la servidumbre a cada propietario de los terrenos afectados por la construcción de la línea de transmisión y sus caminos de acceso; b) pago de la logística de movilización de personal que gestiona la imposición de servidumbre; c) pago del proceso legal para la escrituración de los acuerdos

    Sección A Acuerdos y Leyes

    de imposición de servidumbre, incluyendo los impuestos y costos de registro; d) pagos de regularización de terrenos con estatus legal con el objetivo de regularizar los bienes muebles e inmuebles que sean necesarios para la construcción de las Obras; e) gastos de reubicación de viviendas u otras obras de personas que sean afectadas por las Obras; f) pago del proceso de ingeniería requerido para identificar y delimitar las parcelas a ser afectadas; g) pago de planillas, viáticos y gastos de viaje a personal necesario para la obtención de la servidumbre, así como cualquier otro costo que sea necesario subsanar para la obtención de los acuerdos de imposición de servidumbre. g) Costos de Remediación Ambiental: Es la suma de los costos incurridos por el VENDEDOR que son necesarios para el manejo ambiental durante el proceso de construcción de las obras, que incluye cualquier indemnización a terceros por daños causados, así como cualquier otro costo que sea necesario subsanar en el manejo del impacto ambiental debido a las Obras. También incluye los costos en que incurra el VENDEDOR o el Contratista de las Obras, como obligatorias para compensar los árboles cortados, así como los daños que se deben reparar asociados a las Obras. h) Costos de Supervisión: Es la suma de los costos incurridos por el VENDEDOR que son necesarios para llevar una adecuada supervisión técnica y control de calidad sobre los procesos, materiales y la mano de obra empleada en la construcción de las obras, que incluye, pero no se limita a: a) pago de la logística operativa de la supervisión; b) pago de los procesos de ingeniería que requiera la supervisión; e) pago de pruebas de laboratorio y del personal que participe en la misma; d) pago al Ingeniero Independiente o Compañía de Ingeniería que supervise las Obras, así como cualquier otro gasto asociado a la supervisión que sea necesaria durante la ejecución del proceso constructivo. i) Costos de Seguros: Es la suma de los costos de primas de pólizas y deducibles de los seguros pagados por el VENDEDOR, relacionados a la cobertura de riesgos durante el desarrollo y la construcción de las Obras. Incluirá también los costos de los asesores que sea necesario contratar si fuere necesario formalizar cada reclamación por cada siniestro que ocurra. j) Costos de Terrenos: Es la suma de los pagos incurridos por el VENDEDOR para la compra de terrenos necesarios para la construcción de las Obras y que se adquieren a nombre del COMPRADOR. Estos costos incluyen, pero no se limitan a: a) pagos a propietarios; b) impuestos; c) tasas registrales; d) gastos legales, así como cualquier otro gasto asociado a la adquisición de terrenos para la construcción de las Obras. k) Costos de Administración: La porción de la suma de todos los costos administrativos y operativos incurridos por el VENDEDOR que son necesarios para la planificación, desarrollo y construcción de las Obras, en los cuales se incluye, pero no se limita a:

    • i)

      Alquiler de oficinas y otros locales.

    • ii)

      Compra y renta de vehículos y los costos de la asignación de los mismos durante el tiempo de estudios, construcción o supervisión de las Obras.

    • iii)

      Compra de mobiliario y equipo de oficina, o el costo de la asignación de los mismos durante el tiempo de estudios, construcción o supervisión de las Obras.

    • iv)

      Costos de personal. v) Pago de servicios públicos. vi) Combustibles, lubricantes y costos de mantenimiento

      Sección A Acuerdos y Leyes

      de los vehículos mientras estén asignados a la realización de los estudios, construcción o supervisión de las Obras. vii) Equipo de seguridad. viii) Equipo de campo (radios, teléfonos celulares, GPS, cámaras, scanner, binoculares, etc.) o el valor de su renta si fuere posible. ix) Viáticos y gastos de viaje del personal asignado a las Obras por parte del VENDEDOR y/o del COMPRADOR. x) Equipos y programas informáticos utilizados exclusivamente en las Obras. xi) Pagos de impresiones, reproducciones y copias de documentación necesaria para las Obras. xii) Insumos y consumibles de oficinas para las Obras. xiii) Cualquiera otro gasto administrativo y/o operativo que sea necesario durante los procesos de estudios, diseños, desarrollo, construcción y supervisión de las Obras. l) Costos de Despejes: Es la suma de los costos en los que se incurre por los avisos de interrupción para los abonados de la ENEE en la zona, más los costos de suspensión del suministro, más cualquier otro costo que el Representante del COMPRADOR autorice asociado a cualquier suspensión del servicio en razón de la construcción de las Obras. Una vez que las Partes hayan establecido el costo total de las Obras que ha financiado el VENDEDOR, el COMPRADOR iniciará el pago de las respectivas mensualidades que se derivan de tal costo total.

• 3)

  PROCEDIMIENTOS DE RECONOCIMIENTO DE LOS COSTOS QUE CONFORMAN EL COSTO TOTAL DE LAS OBRAS A FINANCIAR (CTOF) a) Generales:

  • 1)

    Aprobaciones previo a la contratación de Servicios: El VENDEDOR presentará al COMPRADOR la documentación de respaldo de cada costo necesario en el que se deba incurrir relacionado al desarrollo y construcción de las Obras. El COMPRADOR deberá aprobar todos los costos razonables en un período de tres (3) Días hábiles desde su presentación. Si el COMPRADOR no se pronunciare durante este período, los costos presentados a ser contratados se darán por aprobados.

  • 2)

    Aprobación de costos finales después que las Obras hayan sido construidas: El VENDEDOR presentará al COMPRADOR la documentación de respaldo de cada costo necesario en el que haya incurrido relacionado al estudio, diseño, desarrollo, construcción y supervisión de las Obras. El COMPRADOR deberá aprobar todos los costos razonables, en un periodo de Noventa (90) días hábiles desde su presentación. Si el COMPRADOR no se pronunciare durante este periodo, los costos presentados se darán por aprobados. Si algún costo fuese objetado, los representantes de las Partes en la Obra revisarán los detalles, y de ser necesario el Comité Operativo determinará lo procedente respecto a cada gasto que no ha sido aprobado previamente por el COMPRADOR. En caso de que el VENDEDOR presente costos finales de acuerdo al inciso 3.a.2 antes mencionado en línea con los costos aprobados previo a la contratación de Servicios, y estos se encuentren en un rango de diferencia del 10% de dichos costos, el COMPRADOR aceptará aprobar todos los costos razonables en periodo máximo de 30 días hábiles.

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    Las Partes acuerdan que serán considerados como documentación de respaldo para la justificación de costos incurridos por el COMPRADOR los acuerdos y compromisos adoptados por el Comité Operativo. Costos Particulares:

    • i)

      Costos de EPC: Será la suma de los pagos liquidados al(los) contratista(s) seleccionado(s) por el COMPRADOR para el diseño, suministro, construcción, pruebas y puesta en servicio de las Obras, de acuerdo a lo establecido en el proceso de licitación privada que el VENDEDOR preparó y ejecutó en coordinación con el COMPRADOR.

    • ii)

      Costo de Terreno para subestaciones: Es el costo total incurrido por el VENDEDOR para adquirir los terrenos necesarios para subestaciones. En primera instancia, el COMPRADOR negociará el monto y otras condiciones a pagar al propietario o propietarios del o los terrenos seleccionados por el COMPRADOR. Si el COMPRADOR alcanza un acuerdo formal con el propietario o propietarios de dicho terreno, el COMPRADOR comunicará en un plazo no mayor de tres (3) Días Hábiles Administrativos el monto que el VENDEDOR deberá cancelar al propietario o propietarios del terreno. En caso de que el COMPRADOR no formalice la compra de dicho terreno en un plazo perentorio, el VENDEDOR tendrá el derecho, pero no la obligación de formalizar la compraventa en los términos más favorables que razonablemente se puedan obtener, sin que exista objeción por parte del COMPRADOR. En cualquier caso, los costos totales de adquisición del terreno incluirán los costos legales y de cualquier índole que sean requeridos para su respectivo registro o para formalizar la compra.

    • iii)

      Costos de Servidumbre: EL COMPRADOR será el responsable de obtener todas las servidumbres necesarias para la realización de las Obras. El COMPRADOR realizará un análisis de impacto económico para determinar el monto de cada acuerdo de imposición de servidumbre que suscribirá con los propietarios de los terrenos afectados. Una vez que el COMPRADOR tenga definidos los montos a ser especificados en los acuerdos de imposición correspondientes, el VENDEDOR procederá al pago de las sumas acordadas a los propietarios afectados. b) Otros Costos: el COMPRADOR pagará al VENDEDOR cualquier otro costo que éste incurra y que no esté especificado en el presente anexo siempre que dichos gastos sean razonables, necesarios para la ejecución de las Obras y cuenten con su respectivo soporte y respaldo. 4. DISPOSICIONES PARTICULARES Representante del Comprador en el Sitio de las Obras: El COMPRADOR deberá designar a un Representante en sitio de las Obras (el Representante del COMPRADOR), el cual tendrá las facultades necesarias para representarlo de manera permanente en el sitio de las Obras como contraparte en la gestión, coordinación y supervisión de las Obras que el VENDEDOR y/o sus contratistas ejecuten durante todo el periodo de construcción. El Representante del Comprador deberá de contar con autoridad, conocimiento y experiencia suficientes para ejercer sus funciones, y deberá estar acompañado por un equipo multidisciplinario del COMPRADOR cuando sea necesario, capaz de brindarle el apoyo requerido para que este pueda tomar las decisiones oportunas en tiempo y forma con el fin de cumplir con los hitos establecidos en el Plan de Construcción. El Representante del Comprador deberá de estar disponible en el sitio de construcción de las Obras dentro de los horarios en

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      que estas se realicen, y deberá cumplir con todas las normas de seguridad e higiene industrial establecidas por el VENDEDOR y/o sus contratistas. Bitácora: Las Partes llevarán de manera conjunta en cada una de las diferentes áreas de ejecución del proceso constructivo de las Obras, una bitácora o libro de registro de n eventos, situaciones técnicas, ambientales y de seguridad ocupacional que afecten la ejecución de las obras o que alguna de las Partes desee dejar registrado. Las bitácoras o libros de registro de eventos deberán de ser actualizados diariamente de manera obligatoria por los representantes designados de las Partes o a quienes éstos deleguen tal responsabilidad, siempre y cuando esta delegación sea comunicada a la otra Parte por escrito. Cada evento o situación que cause un costo imprevisto en la ejecución de las Obras deberá estar registrado en la bitácora. Órdenes de Cambio: Debido a la naturaleza especializada de las Obras, pueden surgir situaciones y requerimientos que ameriten una modificación en el diseño o el cronograma de ejecución de una parte o de la totalidad del proyecto, o un agregado necesario para completar alguna modificación necesaria para la terminación de una tarea o proceso de las Obras. Para este tipo de situaciones en donde se modifique el precio del contrato EPC o de otros de los procesos necesarios para la construcción de las Obras o se modifique el cronograma de construcción, el COMPRADOR deberá aprobar cualquier orden de cambio que solicite el VENDEDOR para trabajos adicionales o modificaciones al alcance original de las Obras, usando un procedimiento constituido por: la presentación al Representante Técnico del COMPRADOR, de una solicitud escrita emitida por un Representante Técnico del VENDEDOR, respaldada con la correspondiente justificación técnica, la cual en el transcurso de cinco (5) días calendario desde su presentación deberá tener una respuesta escrita de parte del COMPRADOR. Esta aprobación no será requerida cuando el Contratista que lleve a cabo la Construcción de las Obras tenga derecho a dicha orden de cambio amparado en una causa previamente establecida en el contrato EPC, cuyo contenido será plenamente conocido por el COMPRADOR. Recepción de las Obras: De acuerdo al Decreto 70-2007, una vez finalizadas las Obras, en un término máximo de noventa (90) Días Hábiles, el COMPRADOR dará recepción a las Obras. Si transcurrido tal término el comprador no ha hecho dicha recepción, se entenderá que dicha recepción ha ocurrido sin ninguna responsabilidad para el VENDEDOR.”

CONTRATO No.013-2008”, PA R A E L S UMINISTRO D E ENERGÍA ELÉCTRICA, suscrito entre la EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELECTRICA (ENEE) Y LA SOCIEDAD MERCANTIL C OMERCIAL IZADOR A D E E LECTRICIDA D C ENTRO AMERICANA D E HONDURAS, S.A. DE C.V., (CECHSA) mismo que literalmente dice: “ MODIFI CIACIÓN N o . 3 A L CONTRATO DE SUMINISTROS DE 150 MW DE CAPACIDAD Y L A E NERGÍAASOCIAD A No.013/2008 SUSCRITO ENTRE LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELECTRICA (ENEE) Y C OMERCIAL IZADOR A D E L ECTRICIDA D C ENTRO AMERICANA D E HONDURAS, S.A. DE C.V(CECHSA). Nosotros, la EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELECTRICA (ENEE), una institución descentralizada del Estado de Honduras, creada mediante Decreto Ley No. 48 del 20 de febrero de 1957 referida en adelante como “EL COMPRADOR”, representada en este acto por el Doctor ERICK MEDARDO TEJADA CARBAJAL, mayor de edad, casado, hondureño y de este domicilio, con Tarjeta de Identidad No. 0801-1980-14653, actuando en su condición de Gerente General interino de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), según Acuerdo No. 02-JD- EX-01-2022 de la JUNTA DIRECTIVA DE LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA en la ciudad de Tegucigalpa, el 22 de febrero de 2022, con facultades para la suscripción de esta Modificación, por una parte; y por la otra COMERCIALIZADORA D E E LECTRICIDA D C ENTRO AMERICANA D E HONDURAS, S.A. DE C.V (CECHSA) una empresa constituida conforme a las Leyes de la República de Honduras, inscrita bajo el número 100 Tomo 662 del Libro de Registros de Comerciales Sociales del Registro de la Propiedad Mercantil de la ciudad de Tegucigalpa, departamento de Francisco Morazán, centro asociado del Instituto de la Propiedad, quién en adelante se llamará “EL VENDEDOR”, representada por el Licenciado MARTÍN GUILLERMO AZCÁRATE , en su calidad de Administrador Único de CECHSA según acta de la asamblea General de Accionistas del 08 de diciembre de 2023, inscrita en el Registro Mercantil de Francisco Morazán de Tegucigalpa bajo Matrícula 66549, Inscripción 86768 del 12/12/2023, mayor de edad, casado, argentino, con pasaporte No. AAG230788 y con domicilio en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires,

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Argentina, habiendo mutuamente examinado y encontrado satisfactorias las respectivas manifestaciones con que actuamos y con facultades suficientes para la suscripción de la presente, hemos decidido celebrar y para tal efecto acordamos la presente Modificación al Contrato de Suministro de 150 MW de Capacidad y la Energía Asociada No. 013/2008, que se regirá por los artículos y condiciones siguientes: ARTÍCULO PRIMERO OBJETO DE LA MODIFICACIÓN La presente Modificación No. 3 al Contrato tiene por objeto Efectuar los Cambios requeridos para una transparente y efectiva ejecución del contrato de Suministro de 150 MW de Capacidad y la Energía Asociada No. 013/2008, suscrito entre la EMPRESA NACIONAL D E E NERGÍA E LECTRÍC A (ENEE) Y COMERCIALIZADORA D E E LECTRICIDA D C ENTRO AMERICANA D E HONDURAS, S.A. DE C.V (CECHSA), aprobado mediante Decreto Legislativo No. 159-2008 en fecha 9 de octubre de 2008, publicado en la Gaceta Número. 31,818 el 22 de enero de 2009. Con fundamento en la Cláusula 18.- Previsiones Varias. - 18.1 Modificación- Este Contrato puede ser modificado solamente por acuerdo, por escrito, entre las Partes siempre y cuando se observe el procedimiento establecido en la Ley. Salvo las modificaciones aprobadas por las Partes en esta modificación y las Modificaciones No. 1 y No. 2 del Contrato, el resto de las Cláusulas y Anexos que no son objeto de estas modificaciones, mantienen su literalidad, unidad y coherencia contractual. ARTÍCULO SEGUNDO F UN DA MENTO D E L A MODIFICACIÓN La presente modificación No. 3 al Contrato No. 013/2008 suscrito entre la EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) Y COMERCIALIZADORA DE ELECTRICIDAD CENTROAMERICANA DE HONDURAS, S.A. DE C.V. (CECHSA), está fundamentada en las necesidades de potencia y energía imperantes en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), la cobertura de la creciente demanda estimada entre 5-6% anual y la necesidad de retiros de plantas obsoletas o de muy alto costo de operación que actualmente se encuentran siendo despachadas en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). La entrada en operación de la Central de Generación de 150 MW incrementada en 90 MW, haciendo un total de 240 MW de Capacidad Comprometida a base de Diésel (Destilado #2)/Gas Natural como combustible en sustitución de Carbón mineral como se acordó originalmente, marcará un cambio sustancial en la matriz energética del País, eliminando parcialmente la dependencia de la

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energía a base de combustible derivados del petróleo que tanto impactan en el precio del Kilovatio hora (kWh) servido a los abandonados del sistema de distribución de la ENEE, además al utilizar estas tecnologías se obtendrá uno de los precios más bajos hasta la fecha en comparación a las plantas de generación termoeléctrica actualmente controladas y se atenderá y contribuirá con la reducción de agentes contaminantes del medio ambiente, satisfaciendo los compromisos nacionales e internacionales de reducción de emisiones de efecto invernadero. Su localización es en Búfalo, municipio de Villanueva, departamento de Cortés en la Zona Norte, a pocos metros de la Subestación San Pedro Sula Sur, lo que contribuirá a descongestionar las Subestaciones y a reducir las pérdidas de transformación, siendo la primera Empresa Generadora en Operar con Gas Natural en Honduras y además contribuyendo a la reducción de emisiones, al aumento en la confiabilidad del Sistema, la mejora del servicio a los abonados, así como solucionar los problemas de bajo Voltaje y potencia que tiene el sistema de transmisión, generando también la oportunidad de que la ENEE se provea de combustible Gas Natural en sus proyectos de generación térmica, influyendo positivamente en la prestación de servicio a corto plazo para dar lugar al suministro a grandes consumidores que lo requieren, promoviendo así el desarrollo del País. ARTÍCULO TERCERO C ON TENIDO D E L A MODIFICACIÓN El COMPRADOR y EL VENDEDOR Aprueban y aceptan como texto modificado de las Cláusulas y Términos del Contrato en esta Modificación No. 3 las siguientes: CLAUSULA 1. Definiciones. 1.1 Definiciones. Queda modificado el Literal e. El cual en lo sucesivo deberá leerse de la siguiente manera: e. Capacidad Comprometida– Es toda la Capacidad Comprometida a suministrar al COMPRADOR hasta por un total de Doscientos Cuarenta Megavatios (240 MW). La cual queda definida de la siguiente manera:

• i)

  Período de ARRENDAMIENTO, el cual inicia a más tardar el 30 de abril de 2024 y finaliza el 31 de octubre de 2024 (6 meses) más el tiempo de adelanto que suceda por conexión provisional de la Central al SIN, realizadas por la ENEE a su costo y riesgo, por necesidad energética, con una Capacidad Comprometida por un total de Ciento Cincuenta Megavatios (150 MW), en Ciclo Abierto con Combustible Diesel (Destilado #2),

• ii)

  Periodo de Ciclo Abierto en Gas Natural, el cual inicial el 1 de noviembre de 2024 hasta el 30 de junio de 2025 (8 meses); con una Capacidad Comprometida por un total de Ciento Sesenta Megavatios

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  (160MW), en Ciclo Abierto con combustible Gas Natural;

• iii)

  Período Ciclo Combinado a Gas Natural, el cual inicial el 1 de julio del 2025 hasta la finalización del plazo del contrato; con una Capacidad Comprometida por un total de Doscientos Cuarenta Megavatios (240 MW) con combustible Gas Natural. Esta capacidad correspondiente a los Ciento Cincuenta Megavatios (150 MW) del contrato original más 90 MW, haciendo un total de 240 MW de Capacidad Comprometida por acuerdo mutuo entre las partes y en atención a la Cláusula 18.15 Aumento en la Capacidad Comprometida de este Contrato. Queda modificado el Literal ee. El cual, en lo sucesivo, deberá leerse de la siguiente manera: ee. Fecha Programada de Inicio de Operación Comercial- Es la fecha en el cual el VENDEDOR se compromete a iniciar la Operación Comercial de la Central, como máximo el 30 de abril de 2024. Se modifica el Literal xx. El cual, en lo sucesivo deberá leerse de la siguiente manera: xx. Puntos de Entrega: Corresponde al(los) punto(s) de interconexión con la red de trasmisión existente, con todas las facilidades que debe construir el VENDEDOR, a su propio costo, para la transferencia completa de la Energía Asociada a la capacidad comprometida. El (los) Puntos de Entrega define(n) los límites de los sistemas eléctricos de ambas partes y consecuentemente establece(n) las fronteras de las responsabilidades por la operación y mantenimiento de dichos sistemas. El Punto de Entrega de la Central serán las barras de 138 kV (B558-B559) en la Subestación San Pedro Sula Sur, localizada en la comunidad Búfalo del municipio de Villanueva Cortés, con las facilidades de transmisión necesarias a construir por y a cuenta del VENDEDOR. Se adiciona la siguiente Definición: Se adiciona el Literal iii). Consumo Térmico Unitario Neto Garantizado o CTUNG: Es la cantidad de combustible requerido para general un kilovatio-hora de energía eléctrica, de la Central que utiliza Gas Natural o Diésel (Destilado#2), debiendo considerar las pérdidas desde la entrada de combustible hasta la entrega de energía eléctrica en las barras de salida de Generación; la unidad de medida será en BTU por kilovatio-hora (BTU/kWh). Queda modificada la CLÁUSULA 2, COMPRA DE CAPACIDAD Y ENERGÍA, Sub- cláusula 2.1 que en lo sucesivo deberá leerse de la siguiente manera: 2.1 Objeto del contrato- Las partes por medio de sus representantes legales declaran: Que por virtud del presente Contrato, el VENDEDOR construirá a su cuenta y riesgo, de conformidad con los plazos aquí acordados, una Central

  Sección A Acuerdos y Leyes

  de generación de energía eléctrica para suministrar a más tardar el 30 de abril del 2024, después de la fecha de entrada en vigencia del presente contrato, conforme a la definición de Capacidad Comprometida, literal e, clausula 1.1 bajo las condiciones de plazo y precio establecidas en esta Modificación No. 3 y su Anexo A como cuadro de precios en lugar y que sustituye el de los establecidos en el contrato original. El cumplimiento respecto a las fechas de entrada, capacidad de suministro y sitio de entrega estarán reguladas por las disposiciones establecidas en este contrato. Durante el primer periodo de entrega parcial, a más tardar el 30 de abril del 2024 al 31 de octubre de 2024, el COMPRADOR recibirá la Capacidad Comprometida de 150 MW, en calidad de arrendamiento a un precio mensual de 8,780 US$/MW–mes, multiplicado por la Capacidad Demostrada del mes “n” del periodo en cuestión, además el COMPRADOR proporcionará el combustible Diésel (Destilado #2), de la calidad establecida en los datos técnicos del fabricante de las Turbinas de Gas, necesario en las cantidades que sean programadas por la ENEE, según las necesidades energéticas del Sistema Interconectado Nacional. Queda modificada la Subcláusula 2.2 Obligación de Construir, Operar y Mantener que en lo sucesivo deberá leerse de la siguiente manera: 2.2 Obligación de Construir, Operar y Mantener-- El VENDEDOR se obliga, a su propio costo, a construir, operar y mantener una planta generadora de 240 MW de capacidad comprometida, operada en Ciclo Combinado de acuerdo a los periodos de generación de la definición e. de la Cláusula Tercera de esta modificación, utilizando combustible Diésel (Destilado #2)/Gas Natur

CARLOS ROBERTO GARCÍA BOGRÁN, mayor de edad, casado, hondureño, Ingeniero Electricista In- dustrial, de este Domicilio, con Identi- dad No.0801-1960-00356; actuando en su condición de representante legal de la Sociedad Mercantil ENERGÍA RE- NOVABLE S.A. DE C.V. (ENERSA), sociedad cuyo RTN es el número 0801 900 226 3115, constituida ante los ofi- cios del abogado Yuri Fernando Mela- ra Berlioz el 13 de noviembre de 2001, inscrita en el Libro de Comerciantes Sociales del Registro Mercantil de Francisco Morazán con el número 45 tomo 498, constando sus facultades para suscribir este Contrato en el poder general de administración y gestiones administrativas otorgado mediante es- critura pública No.184, del 19 de octu- bre del año 2017, ante los oficios del no- tario Michael Alexander Rascoff Irías, inscrito en el Registro de la Propiedad de Tegucigalpa, departamento de Fran- cisco Morazán, con el número cuarenta y tres mil ciento veinticinco (43,125), matrícula sesenta y siete mil ochocien- tos setenta y ocho (67,878) del libro de comerciantes sociales, quien de aquí en adelante se denominará VENDEDOR, hemos decidido suscribir este Contra- to, el cual se regirá de conformidad con las cláusulas siguientes: 1. ANTECEDENTES. CLÁUSULA PRIMERA: ANTECE- DENTES. A) Como consecuencia del proceso de Licitación Pública Inter- nacional número LPI-100-009/2017, en la cual el VENDEDOR fue el úni- co oferente que presentó oferta para el lote objeto de éste Contrato, estando su precio ofertado por debajo de la ofer- ta virtual comparativa consignada por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), y cumpliendo con las especificaciones técnicas reque- ridas, en razón de ello, la Junta Di- rectiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), tomó la decisión bajo criterio propio y en aten- ción de la necesidad que requiere el COMPRADOR de satisfacer la deman- da nacional de electricidad, adjudicar al VENDEDOR el suministro de la Capa- cidad Firme Comprometida de doscien- tos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW) y una Capacidad de Respaldo de veintitrés mil kilovatios (23,000 kW) para garantizar el factor de disponibi- lidad exigido en el presente Contrato, previo el cumplimiento de un mandato expreso para la Gerencia General de la ENEE, a fin de acordar condiciones contractuales que conlleven mayores beneficios para el COMPRADOR y por ende del interés público respecto a las condiciones ofertadas original-

REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 mente por el VENDEDOR, tomando en consideración que dicha medida no afecta a terceros oferentes, por tra- tarse de un único oferente para el lote adjudicado, y cuyo propósito conlleva incluso beneficios de orden financiero para el COMPRADOR. En tal razón, las Partes suscribieron el Acuerdo para la Readecuación de Condiciones Contractuales de fecha 31 de octubre de 2018, el cual constituye un instru- mento cuyos alcances son vinculantes, logrando con el mismo las condiciones finales establecidas en este Contrato. B) La Planta utiliza como combusti- ble principal el búnker (HFO) y oca- sionalmente el diésel (LFO), y está conectada en la subestación Choloma III (Agua Prieta), ubicada en la ciudad de Choloma, Cortés. Es obligación del COMPRADOR minimizar el costo ge- neral de la energía eléctrica servida a sus usuarios, despachando, a través del Operador del Sistema (ODS), las uni- dades generadoras disponibles en el Sistema Interconectado Nacional con base en el criterio de despacho eco- nómico, acorde con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctri- ca en el artículo 9, literal F; por tanto, el COMPRADOR recibirá la Energía Eléctrica de la Planta en el Punto de Entrega, según las condiciones estable- cidas en el presente Contrato y las nor- mas operativas incluidas en los Anexos No. 2 y No. 3, (Normas y Procedimien- tos de Operación del SIN y Normas y Requerimientos Técnicos del SIN, respectivamente), y el Reglamento de Operación del Sistema y Administra- ción del Mercado Mayorista. Las Par- tes acuerdan que es responsabilidad del VENDEDOR tramitar y mantener vigentes los permisos ambientales de conformidad con las Leyes Aplicables, con el fin de administrar, operar y man- tener la Planta, cuyas instalaciones se describen en el Anexo Nro. 6. y Nro. 7. (Diagrama Unifilar de la Planta y Des- cripción y Especificaciones Técnicas de la Planta, respectivamente). No obs- tante, el COMPRADOR le prestará al VENDEDOR la colaboración que éste requiera al respecto. 2. DEFINICIONES, ENCABEZA- DOS Y REFERENCIAS. CLÁUSU- LA SEGUNDA: DEFINICIONES: Los términos que se definen en esa Cláusula, ya sean en plural o en singu- lar, tendrán el significado que aquí se les da cuando estén expresados con le- tra inicial mayúscula:

• 1)

  AÑO: Signifi- ca cualquier período de doce (12) me- ses calendario continuos.

• 2)

  CAPACIDAD DECLARADA: Significa la capacidad disponible para ser entregada por el VENDEDOR, des-

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 de la Planta u otro sitio en el SIN que provea sin restricción la potencia y energía requeridas, según las Prácticas Prudentes de Servicio Eléctrico, tal como sea comunicada anticipadamente por el VENDEDOR al ODS, de acuer- do con el Programa de Generación.

• 3)

  CAPACIDAD FIRME COM- PROMETIDA: Es toda la Capacidad Comprometida a suministrar al COM- PRADOR hasta un total de doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW).

• 4)

  CAPACIDAD INSTALADA: Es la suma de la Capacidad Firme Compro- metida a suministrar al COMPRA- DOR, más la Capacidad de Respaldo ubicada en la misma planta o en un si- tio en el SIN que provea, sin restriccio- nes, la potencia requerida en el punto de entrega para un total de doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW) sin que implique el compromiso de su- ministro de la capacidad de respaldo fuera de la Capacidad Firme Compro- metida. 5) CAPACIDAD NOMINAL: Es la potencia nominal que cada uni- dad de generación tiene descrita en los datos de placa del fabricante. 6) CA- PACIDAD DE RESPALDO: Es toda la Capacidad hasta un total de veinti- trés mil kilovatios (23,000 kW) que el VENDEDOR utilizará como respaldo para cumplir al COMPRADOR con el compromiso de Capacidad Firme Com- prometida; esta Capacidad de Respal- do podrá incrementarse por medio de una declaración del VENDEDOR y es- tará ubicada en las instalaciones de la misma Planta, localizada contiguo a la subestación Choloma III, en la ciudad de Choloma, Cortés o en un sitio en el SIN que provea, sin restricciones, la potencia y energía requeridas en el Punto de Entrega. 7) COMISIÓN RE- GULADORA DE ENERGÍA ELÉC- TRICA (CREE): Es la entidad estatal desconcentrada, con independencia funcional, presupuestaria y facultades administrativas suficientes para expe- dir, aplicar y fiscalizar las regulaciones y reglamentos necesarios para el ade- cuado funcionamiento del subsector eléctrico, según el artículo 3 de la Ley General de la Industria Eléctrica. 8) CONTRATO: Es el acuerdo de su- ministro de Potencia Firme y Energía Eléctrica contenido en este instrumen- to, sus enmiendas, modificaciones y ampliaciones, juntamente con todos sus anexos, apéndices, bases de la lici- tación pública internacional LPI 100- 009/2017, incluyendo sus enmiendas, aclaraciones, circulares y demás docu- mentos referidos según el propio acuer- do aquí pactado siempre que no contra- vengan lo dispuesto en el Acuerdo de Readecuación de Condiciones Contractuales, incluyendo las senten-

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 cias y laudos firmes que se emitan en virtud de las desavenencias que pueda surgir entre las Partes. Es entendido que en caso de discrepancia entre las disposiciones de este Contrato y las Leyes Aplicables prevalecerán las pri- meras. 9) COMITÉ OPERATIVO: Es el Comité que se establecerá entre el VENDEDOR y el COMPRADOR con el propósito de coordinar y acordar aspectos técnicos, solución de dispu- tas, reclamos y otras materias de la re- lación contractual, en todos los casos compatibles con las disposiciones de presente Contrato, las disposiciones, normas e instrucciones que dicte el ODS y Ley Aplicable. Estará formado por dos representantes del COMPRA- DOR y, representantes del VENDE- DOR que se acreditarán mutuamente mediante un intercambio de notas. 10) DESPACHADOR: Es la persona que supervisa y controla la operación de to- das las instalaciones del Sistema Inter- conectado Nacional (SIN), desde el centro de operaciones del ODS. 11) DÍA HÁBIL ADMINISTRATIVO: Comprende de lunes a jueves de las 08:00 a las 16:00 horas y el viernes de las 08:00 a las 15:00 horas, o según el horario laboral del COMPRADOR que esté vigente, con excepción de los días feriados nacionales y el 3 de febrero y los feriados y asuetos especiales otor- gados por el Gobierno de la República. Para el cómputo de plazos en días, se considerará que estos son hábiles, sal- vo que se mencione expresamente que son días calendario. 12) EMERGEN- CIA DE LA PLANTA: Es cualquier condición o circunstancia que pudiera causar daños a personas o propiedades del VENDEDOR y en la que se requie- ra una interrupción significativa e im- prevista en la producción de electrici- dad por parte de la Planta. 13) EMERGENCIA DEL SISTEMA: Significa la condición o situación en el SIN que: a) En opinión razonable del ODS, resulte o pueda resultar en una interrupción importante de servicio eléctrico; o b) En la opinión razonable del ODS o del VENDEDOR, pueda poner en peligro a personas, a la Planta o a las instalaciones del SIN o a las propiedades del VENDEDOR. 14) ENERGÍA ELÉCTRICA: Es el producto resultante de la potencia ge- nerada en el tiempo y entregada por el VENDEDOR al COMPRADOR con- forme con los términos de este Contra- to; está expresada en kilovatios-hora (kWh). 15) ENERGÍA ELÉCTRICA RECIBIDA MENSUAL: Significa la cantidad de Energía Eléctrica mensual que el VENDEDOR entregue y el COMPRADOR reciba, según sea re- gistrado por el equipo de medición en

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 el Punto de Entrega. 16) EQUIPO DE MEDICIÓN: Es el conjunto de apara- tos, instrumentos y programas de cóm- puto que sirven para registrar la poten- cia y Energía Eléctrica que el VENDEDOR entrega al COMPRA- DOR y el COMPRADOR recibe del VENDEDOR, ubicados en el Punto de Entrega de la Capacidad Firme Com- prometida y de la Capacidad de Res- paldo. 17) FACTOR DE POTEN- CIA: Es el resultado de dividir la Potencia Eléctrica Activa entre la Po- tencia Aparente en un determinado mo- mento. 18) FECHA DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL: Es el 03 de mayo de 2018, a las 00:00 horas, fecha en la que se garantiza que los equipos de la Planta pueden proveer al SIN en forma continua y segura la Po- tencia y Energía Eléctrica y los Servi- cios Complementarios generados por la Planta de conformidad con este Con- trato. 19) FINANCISTA: Es cualquier persona natural o jurídica que en cual- quier momento provea financiamiento o refinanciamiento para la adquisición de bienes, operación o mantenimiento de la Planta y a cuyo favor se podrá ha- cer una cesión del Contrato y/o cesión de bienes para efectos de garantizar di- cho financiamiento o refinanciamiento. 20) FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO: Todo acontecimiento que no ha podido preverse o que, pre- visto, no ha podido resistirse, que impi- de hacer lo que se debía y era lícito y posible. 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 considera Fuerza Ma- yor, entre otros, y sin limitarse a, los siguientes eventos: roturas, fallas o daños de componentes de la Planta, que ocurran a pesar de la ejecución del Programa de Mantenimiento de la Planta, y también las acciones necesa- rias para reestablecer a su estado nor- mal de operación los equipos afectados por la Fuerza Mayor; guerras, revolu- ciones, insurrecciones, disturbios civiles, bloqueos, embargos, huelgas, tomas, retrasos de proveedores o de embarques, sabotajes, accidentes, in- cendios, contaminación de insumos, así como cualesquiera otras causas, que sean del tipo antes señalado, siem- pre y cuando ocasionen de una manera directa que las Partes no puedan cum- plir oportunamente con las obligacio- nes contenidas en el Contrato. Se con- sidera Caso Fortuito, el acontecimiento proveniente de la naturaleza, imprevi- sible, o que previsto no ha podido evi- tarse, y que imposibilita el cumpli-

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 miento parcial o total de las obligaciones derivadas de este Contrato. Se conside- ran como Caso Fortuito, entre otros, y sin limitarse a, los siguientes eventos: epidemias, terremotos, deslizamiento de tierra o desplazamientos de otros materiales, inundaciones, huracanes, fenómenos climáticos extraordinarios, incendios, así como cualquier otro evento imprevisible o inevitable, siem- pre y cuando ocasione de una manera directa y sustancial que una o ambas Partes no pueda cumplir oportunamen- te con las obligaciones de este Contrato y también incluirán las acciones nece- sarias para restablecer a su estado nor- mal de operación los equipos afectados por el Caso Fortuito. 21) GARANTÍA DE PAGO: Para efectos de este Con- trato, es el mecanismo de pago, que se realizará a través de los contratos de fideicomiso, siendo estos el "Contrato de fideicomiso para la recuperación de pérdidas en los servicios prestados por la ENEE para la ejecución del compo- nente de distribución y flujo financie- ro" y el "Contrato de fideicomiso para la recuperación de pérdidas en los ser- vicios prestados por la ENEE para la ejecución del componente de transmi- sión, despacho y flujo financiero", aprobados mediante Decreto No.118- 2013 publicado en La Gaceta el 19 de julio del 2013 (Fideicomiso de Distri- bución), y Decreto No. 163-2013 pu- blicado en La Gaceta del 18 de sep- tiembre de 2013 (Fideicomiso de Transmisión) respectivamente, con los que el COMPRADOR y la Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas aseguran la disponibilidad de fondos y garantizan el cumplimiento del pago de las cantidades facturadas por Potencia y Energía objeto de este Contrato. En caso de que los fondos de los fideico- misos antes relacionados sean insufi- cientes para actuar como mecanismo de pago, o los fideicomisos se extingan por cualquier motivo, se garantiza que todas las obligaciones de pago del COMPRADOR derivadas del presente Contrato serán asumidas por el Estado de Honduras, y se establecerá el meca- nismo de pago y garantía a satisfacción del VENDEDOR. 22) INCUMPLIMIENTO: Significa el no cumplimiento, por parte del VEN- DEDOR o del COMPRADOR, de cualquiera de las obligaciones, cláusu- las, declaraciones o garantías estableci- das en este Contrato. 23) LEYES APLICABLES: Este Contrato, así como el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y sus pro- tocolos y reglamentos y los laudos ar- bitrales que se emitan como conse- cuencia de alguna controversia que no pudo ser resuelta por las Partes; la Ley

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 General de la Industria Eléctrica y sus reglamentos publicados en el Diario Oficial La Gaceta el 18 de noviembre del 2015; Ley General del Ambiente, su reglamento y reformas, Reglamento del Sistema Nacional de Evaluación de Impacto Ambiental (SINEIA), para todo lo no previsto en las leyes y regla- mentos anteriores, se aplicará la Ley de Contratación del Estado en forma su- pletoria en primera instancia; y cual- quier otra ley, código o tratado del ám- bito civil y mercantil, aplicable en forma supletoria en segunda instancia, así como los reglamentos, normas, re- glas, decisiones, sentencias, órdenes judiciales, laudos, interpretaciones y autorizaciones emitidas de acuerdo con la ley por cualquier autoridad guberna- mental de la República de Honduras. 24) MES: Significa un mes calendario. 25) OPERADOR DE PLANTA: Es el personal que opera las instalaciones generadoras de Energía Eléctrica. 26) OPERADOR DEL SISTEMA (ODS): Es la Entidad encargada de la Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de la operación del Mercado Eléctrico Nacional (MEN), según el artículo 9 de la Ley General de la Industria Eléctrica. En tanto no esté en funcionamiento el ODS, será el Centro Nacional de Despacho (CND) quien asuma las funciones de Despa- cho relacionadas al ODS. 27) PARTE: Significa el COMPRADOR o el VENDEDOR individualmente. 28) PARTES: Significa el COMPRA- DOR y el VENDEDOR en conjunto. 29) PERTURBACIÓN ELÉCTRICA: Es cualquier condición eléctrica súbita, inesperada, cambiante o anormal que se produzca en el Sistema Interconec- tado Nacional o en la Planta y que afec- te la operación de una o de ambas Partes. 30) PLANTA: Es el conjunto de los diferentes equipos de generación y todas las instalaciones conexas, que pertenezcan y sean mantenidas y ope- radas por el VENDEDOR, cuyos lími- tes y especificaciones técnicas se des- criben en el Anexo No. 7; así como otro equipo generador que en ciertas ocasiones pueda ser requerido para completar el suministro según este Contrato, y que sea necesario para la producción de la potencia, Energía Eléctrica y Servicios Complementarios objeto de este Contrato, en lo referente al suministro comprometido y al de respaldo. 31) POTENCIA ELÉCTRICA ACTIVA: Es la poten- cia capaz de transformar la energía eléctrica en trabajo y está expresada en kilovatios (kW). 32) POTENCIA ELÉCTRICA APARENTE: Este tér- mino, expresado en kilovoltamperios (kVA), es la suma en las tres fases del

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 producto de la magnitud instantánea de la corriente en cada fase, expresada en amperios, por la magnitud instantánea de la tensión a tierra (neutro) de cada fase expresada en kilovoltios; podrá ser calculada, medida o registrada para las tres (3) fases en total. 33) POTENCIA ELÉCTRICA REACTIVA: Es la raíz cuadrada de la diferencia entre el cua- drado de la Potencia Eléctrica Aparente y el cuadrado de la Potencia Eléctrica Activa. 34) PRÁCTICAS PRUDENTES DE SERVICIO ELÉCTRICO: Significa el espectro de posibles prácticas, métodos y equi- pos que se utilizan, o cuya utilización es razonable esperar, en relación con la operación y mantenimiento adecuado de plantas generadoras de Energía Eléctrica de similar tamaño y caracte- rísticas, y que están de acuerdo con las recomendaciones y requisitos de los fabricantes de equipos, con las normas de la industria eléctrica, con las consi- deraciones de confiabilidad, seguridad, eficiencia y ambiente, así como cual- quier regulación gubernamental aplicable vigente durante el plazo del Contrato. 35) PROGRAMA DE MANTENIMIENTO: Significa el programa que el VENDEDOR notifi- cará al ODS y al COMPRADOR, que describirá la indisponibilidad propues- ta de la Planta para cada Mes del perío- do de doce (12) meses, de acuerdo con lo estipulado en este Contrato. Este programa indicará las fechas y la dura- ción estimada de cada mantenimiento programado, y el mismo será actualiza- do conforme al régimen del despacho que realice el ODS. 36) PUNTO DE ENTREGA O INTERCONEXIÓN: Es el punto de la barra B556 de la sub- estación Choloma III, en 138 kV, según nomenclatura del diagrama unifilar del SIN, asociada a la planta ENERSA CHOLOMA en su enlace con el SIN del COMPRADOR, a partir del cual el VENDEDOR pone la Energía Eléctrica y los Servicios Complemen- tarios asociados a toda la Capacidad Firme Comprometida a disposición del COMPRADOR. Este punto definirá el límite de las responsabilidades de am- bas Partes para el mantenimiento y operación de las instalaciones. 37) PUNTO DE MEDICIÓN: Es el punto donde se instalan los transformadores de corriente y de voltaje y donde se ge- neran las señales para los equipos de medición de Energía, Potencia Eléctri- ca y Servicios Complementarios objeto de este Contrato. 38) RACIONAMIENTO: Significa limitación del suministro de energía Eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional por falta de capacidad de ge- neración por parte del VENDEDOR y

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 que no pudo ser superada por otros me- dios disponibles en el MEN o MER. 39) RESOLUCIÓN DEL CONTRATO: Significa la termina- ción de este Contrato por las causas es- tablecidas en el mismo y en las leyes aplicables. 40) SERVICIOS COM- PLEMENTARIOS: Se refiere a los servicios proveídos por la Planta para efectos de la regulación de Voltaje y Frecuencia. 41) SISTEMA INTER- CONECTADO O SISTEMA IN- TERCONECTADO NACIONAL (SIN): Es el compuesto por las centra- les generadoras, sistemas de distribu- ción y el subconjunto de elementos del sistema nacional de transmisión y sub- transmisión que los une físicamente sin interrupción. 42) TASA DE CAM- BIO: Significa el precio promedio de compra de Dólares de los Estados Uni- dos de América por los particulares en las subastas públicas de divisas que lle- va a cabo el Banco Central de Hondu- ras, incluyendo la comisión cambiaria, tal como sea reportado por dicho ban- co, o en caso de que este dejara de uti- lizar el sistema de subastas públicas, será la Tasa de Cambio determinada de acuerdo con las normas cambiarlas en vigor. 43) TASA DE INTERÉS: Sig- nifica, para cualquier período, el valor de la tasa activa promedio ponderada para operaciones nuevas de los bancos comerciales para moneda extranjera (dólares de los Estados Unidos de América), publicada mensualmente por el Banco Central de Honduras (BCH), correspondiente al último mes previo a la fecha para la cual la Tasa de Interés se requiera, y que se publica en la página http://www.bch.hn/esteco/ m o n e t a r i a / t a s a i n t s s . p d f . 44) TERCERO INDEPENDIENTE: Es la persona o entidad de reconocida capacidad y experiencia seleccionada por el VENDEDOR y el COMPRA- DOR para inspeccionar, probar, cali- brar y ajustar el Equipo de Medición, como se establece en este Contrato. 3. OBJETO DEL CONTRATO. CLÁUSULA TERCERA: OBJETO DEL CONTRATO: El COMPRA- DOR comprará y el VENDEDOR ven- derá la Energía Eléctrica asociada a toda la Capacidad Firme Comprometi- da puesta a disposición por el VENDE- DOR, de acuerdo con las instrucciones del ODS, siendo la Capacidad Firme Comprometida de la Planta doscien- tos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW). El COMPRADOR pagará al VENDEDOR los cargos de potencia por la Capacidad Firme Comprometida de la Planta, debiendo el VENDEDOR y el COMPRADOR cumplir con las disposiciones establecidas en las Leyes

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 Aplicables. El VENDEDOR se com- promete a entregar, sin costo adicio- nal para el COMPRADOR, todos los Servicios Complementarios descritos en la Cláusula Octava. Cualquier re- querimiento definido en este Contrato deberá realizarse acorde con la Norma Técnica de Servicios Complementarios y sus retribuciones correspondientes. Asimismo, sin que implique obligación del VENDEDOR de vender al COM- PRADOR, el COMPRADOR podrá comprar toda o parte de la energía eléc- trica asociada a la Capacidad de Res- paldo que le entregue el VENDEDOR, por encima de la Capacidad Firme Comprometida de la Planta, a los car- gos variables de energía establecidos en la Cláusula Décimo Octava inciso 3) de este Contrato. Si el COMPRA- DOR no ejerce la compra de la capaci- dad y energía asociada a la Capacidad de Respaldo, el VENDEDOR podrá venderla a un tercero, incluyendo al Mercado de Oportunidad, cuando tal Capacidad de Respaldo no sea utiliza- da para completar la Capacidad Firme Comprometida con el COMPRADOR. 4. DECLARACIONES Y GARANTÍAS. CLÁUSULA CUARTA: DECLA- RACIONES Y GARANTÍAS: I) Declaraciones y Garantías del VEN- DEDOR: El VENDEDOR por medio de este Contrato declara y garantiza lo siguiente:

  • a)

    Que es una sociedad le- galmente establecida y autorizada para ejercer el comercio en Honduras, y que tiene autoridad para asumir y cumplir sus obligaciones de acuerdo con este Contrato. Este Contrato será debida- mente ejecutado por el VENDEDOR y no viola disposición alguna de cual- quier acuerdo u orden judicial de la cual es parte o a la cual está obligada.

  • b)

    Obtendrá todas las autorizaciones y cumplirá con todos los requisitos le- gales para la ejecución, entrega y vi- gencia de este Contrato, en la manera y en el tiempo que definan las Leyes Aplicables. c) Que el presente Contra- to constituye una obligación legal, vá- lida y ejecutable del VENDEDOR de conformidad con sus términos. d) Que no hay litigio alguno o condenación pendiente o probable contra el VEN- DEDOR o base alguna que la pueda afectar adversamente para cumplir con las obligaciones establecidas para ella en este Contrato. II) Declaraciones y Garantías del COMPRADOR. El COMPRADOR declara y garantiza lo siguiente:

    • a)

      Que es un organismo autónomo del Estado, debidamente organizado y válidamente existente y acreditado de acuerdo con las leyes de Honduras y tiene autoridad para asumir

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 y cumplir sus obligaciones de acuerdo con este Contrato.

    • b)

      Que este Contrato será debidamente cumplido y no viola disposición alguna de cualquier acuer- do u orden judicial de la cual es parte o a la cual el COMPRADOR está obliga- do.

    • c)

      Que este Contrato constituye una obligación legal, válida y ejecutable de conformidad con sus términos.

    • d)

      Que este Contrato y las obligaciones del COMPRADOR, incluidas en el mis- mo, son válidas y exigibles de acuerdo con sus términos.

    • e)

      Que no existe li- tigio alguno o condenación pendiente o probable contra el COMPRADOR o base alguna para que ello pueda afectar adversamente la habilidad para cum- plir con las obligaciones establecidas en este Contrato. III) Declaraciones y Garantías del VENDEDOR y el COMPRADOR: El VENDEDOR y el COMPRADOR declaran y garantizan que todos los documentos e informa- ción preparados por el VENDEDOR o por terceros y para éste, serán en todo momento propiedad exclusiva del VENDEDOR, aún si el VENDEDOR entrega el original o copia de tal do- cumento o información al COMPRA- DOR, y podrán ser usados sólo para los efectos de este Contrato y la ley, o para cualquier fin que autorice por escrito el VENDEDOR. Se entiende también, que los documentos e información preparados por el COMPRADOR o por terceros para el COMPRADOR, a cuenta de éste en relación con la Plan- ta, permanecerán siempre propiedad exclusiva del COMPRADOR, aunque haya entregado el original o copia de tal documento o información al VENDE- DOR y podrán ser usados sólo para los efectos de este Contrato y la ley, o para cualquier fin que autorice por escrito el COMPRADOR. Estas declaraciones y garantías tienen la misma fuerza legal que las otras cláusulas o disposiciones que comprenden este contrato.

• 5)

  COMITÉ OPERATIVO Y SUS FACULTADES. CLÁUSULA QUINTA: COMITÉ OPERATIVO Y SUS FACULTADES: Las Partes acuerdan la constitución de un Comité Operativo integrado por cuatro (4) miembros (2 de cada Parte), el cual estará encarga- do de la supervisión y cumplimiento de este Contrato. El Comité Operativo invitará al ODS a designar un delegado que lo represente para el tratamiento de todas las cuestiones de su incumbencia vinculadas al despacho y demás atribu- ciones del Operador de Sistema (ODS), representante que tendrá derecho solo a voz. El Comité Operativo será el encar- gado de supervisar el cumplimiento de este Contrato, y además tendrá, entre

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 otras, las siguientes facultades: (

  • i)

    La coordinación de los programas respec- tivos de las Partes: prueba de funcio- namiento (generadores, sistema de pro- tección, sistema de medición, sistema de comunicación, control conjunto de frecuencia y de regulación automática de voltaje, etc.), así como la determi- nación de las curvas de eficiencia de cada máquina y curvas de capabilidad de cada generador. Estos programas se- rán sometidos a aprobación del ODS. (

  • ii)

    La discusión de los pasos a dar para mitigar el efecto, si ocurre cualquier evento de Fuerza Mayor o Caso For- tuito, o el cierre de la Planta o la re- ducción de Potencia por cualquier otra causa que afecte las instalaciones de in- terconexión o de la Planta, siempre que todo esté de acuerdo con las normas e instrucciones que establezca el ODS. (

  • iii)

    El desarrollo de los procedimien- tos de pruebas, tomando en cuenta los requerimientos del COMPRADOR y los procedimientos operativos concer- nientes a la interconexión siempre que todo esté de acuerdo con las normas e instrucciones que establezca el ODS y dentro de las especificaciones técnicas del fabricante y las Prácticas Prudentes del Servicio Eléctrico. (

  • iv)

    Resolución en primera instancia de las disputas y revisión y decisión preliminar de las facturas en disputa. (v) Coordinación de los planes de emergencia desarrolla- dos por el ODS para la recuperación de un apagón eléctrico local o general del SIN. (vi) Revisión y análisis, sujeto a la aprobación del ODS, de los esque- mas de protección, medición, comuni- cación y control para la operación de la Planta interconectada al SIN. (vii) Coordinar los ajustes que deberán tener los relevadores de las unidades genera- doras y refuerzos al SIN, siempre que todo esté de acuerdo con las normas e instrucciones que establezca el ODS y dentro de las especificaciones técnicas del fabricante y las Prácticas Pruden- tes del Servicio Eléctrico. (viii) Coor- dinar la participación en la regulación de los Servicios Complementarios que deberá tener la Planta en aplicación de la normativa. (ix) Establecer los proce- dimientos relacionados con su funcio- namiento, tales como, pero no limita- dos a: la periodicidad de sus reuniones, integración de subcomités, y asignán- doles las funciones operativas que es- timen conveniente. (x) Desarrollar pro- cedimientos y formatos de reportes de todo tipo, incluyendo los económicos, financieros, contables, técnicos y ope- rativos. (xi) Resolver sobre los reque- rimientos que formule el ODS en rela- ción con la evitación de racionamientos por indisponibilidad de la Capacidad Firme Comprometida. (xii) Estudiar las

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 causas que originen incidentes de Fuer- za Mayor o Caso Fortuito, con efecto en reducción de la capacidad, o cierre de la planta, así como implementar las medidas para remediar tales incidentes y evitar que se presenten de nuevo. El Comité Operativo será el órgano encar- gado de establecer si es procedente o no declarar que existen casos de Fuer- za Mayor o Caso Fortuito sin necesi- dad de ningún otro dictamen u opinión. (xiii) Revisar los cálculos de penalida- des o compensaciones efectuados por el ODS. (xiv) Conocer las causas que originen cualquier Incumplimiento de las Partes y buscar las soluciones en un periodo no mayor de 21 Días Há- biles, contados a partir de la fecha en la que el Comité Operativo tenga co- nocimiento del asunto. (xv) Cualquier otro asunto convenido mutuamente que afecte la operación de la Planta, del SIN o la ejecución del Contrato. (xvi) Documentar e informar oportunamente a las instancias superiores de cualquier asunto que no pueda ser resuelto por el Comité Operativo. En cualquier reunión del Comité Ope- rativo deberá participar por lo menos uno de los miembros designados por cada Parte y las decisiones serán adop- tadas por acuerdo o decisión unánime de las Partes. El Comité Operativo no podrá tomar decisiones fuera de lo es- tablecido en el presente Contrato; el Comité Operativo no podrá tomar de- cisiones ni crear compromisos finan- cieros adicionales a los previstos en este Contrato. Cualquiera de las Partes del Comité Operativo podrá hacerse acompañar de asesores o expertos en materias especializadas para que se pronuncien en caso de ser necesario. El Comité Operativo podrá establecer los índices y referencias (inflación, com- bustible, tasas, etc.) a utilizar en este Contrato en caso de que alguno sufra cambios o sea descontinuado.

• 6)

  DURACIÓN DEL CONTRATO CLÁUSULA SEXTA: DURACIÓN DEL CONTRATO: La duración del Contrato será de ciento veinte (120) meses, contados a partir del 3 de mayo de 2018 a las 00:00 horas hasta el 2 de mayo de 2028 a las 24:00 horas.

• 7)

  OBLIGACIONES DEL VENDE- DOR CON ANTERIORIDAD A LA FECHA DE INICIO DE OPERA- CIÓN COMERCIAL. CLÁUSULA SÉPTIMA: OBLIGACIONES DEL VENDEDOR CON ANTERIORI- DAD A LA FECHA DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL: Entre las obligaciones que se mencionan en este Contrato, sin ser limitativas, y las que la ley establece, al VENDEDOR

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 le corresponde:

  • a)

    El VENDEDOR es responsable de mantener vigentes los permisos ambientales de conformidad con las Leyes Aplicables para operar la Planta;

  • b)

    Instalar su Equipo de Medi- ción con las características indicadas por las Partes;

  • c)

    Proporcionar al ODS la información pertinente de la Planta a fin de que el SIN no afecte la operación de ésta y ésta no afecte al SIN;

  • d)

    Cum- plir con la Ley General de la Industria Eléctrica y/o sus Reglamentos y demás Leyes Aplicables;

  • e)

    Cumplir con las medidas de mitigación resultantes de la autorización ambiental;

  • f)

    Mantener vi- gentes los contratos y permisos que la ley establece;

  • g)

    Proveer al COMPRA- DOR la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación y copias de las pólizas de seguros de acuerdo con este Contrato;

  • h)

    Efectuar pruebas de capacidad tal como se establece en este Contrato.

• 8)

  COMPROMISO DE POTENCIA FIRME, ENERGÍA Y SERVICIOS COMPLEMENTARIOS. CLÁUSULA OCTAVA: COMPRO- MISO DE POTENCIA FIRME, ENERGÍA Y SERVICIOS COM- PLEMENTARIOS: El VENDEDOR se obliga a entregar al COMPRADOR la Capacidad Firme Comprometida de la Planta de doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW). Mientras la Planta esté conectada al SIN, el VEN- DEDOR se compromete a producir, sin costo para el COMPRADOR y de conformidad con la normativa apli- cable para los requerimientos de los Servicios Complementarios acorda- dos:

  • a)

    La potencia y energía reactiva hasta el límite técnico de la capacidad de cada unidad generadora que se re- quiera para la operación de la Planta, para contribuir al mantenimiento del voltaje dentro de su rango normal en el Punto de Entrega cuando entregue al SIN la Energía Eléctrica, pero en todo caso como máximo la potencia y ener- gía reactiva equivalente a la operación de las unidades generadoras operando a un Factor de Potencia de cero punto ochenta y cinco (F.P.=0.85);

  • b)

    Todos los Servicios Complementarios asocia- dos a la reserva primaria de Potencia Eléctrica Activa y Control Automático de Generación (AGC) hasta un cinco por ciento (5 %) de la capacidad des- pachada sin que la Potencia Eléctrica Activa más la potencia asignada a Ser- vicios Complementarios excedan la Capacidad Firme Comprometida; este porcentaje reserva de Potencia Eléc- trica Activa asignada a los Servicios Complementarios forma parte de la ca- pacidad disponible del VENDEDOR; por ejemplo, la potencia asignada a Servicios Complementarios en ningún

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 caso será considerada como una defi- ciencia de capacidad para calcular el Factor de Disponibilidad Real (FDRh). Si el COMPRADOR requiriese servi- cios adicionales a los indicados en este Contrato, se remunerará y operará de acuerdo a la normativa aplicable.

• 9)

  OBLIGACIONES DEL VENDE- DOR DURANTE EL PERIODO DE SUMINISTRO. CLÁUSULA NOVENA: OBLI- GACIONES DEL VENDEDOR DURANTE EL PERIODO DE SU- MINISTRO: Las obligaciones del VENDEDOR, entre otras, son las si- guientes:

  • a)

    Operar las instalaciones con personal calificado;

  • b)

    Suministrar la Energía Eléctrica asociada a doscien- tos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW), a los valores nominales de vol- taje, con variaciones de hasta más o menos cinco por ciento (± 5%), pero sin exceder la Capacidad Firme Com- prometida y la energía reactiva que de- mande, tanto la Planta para consumo propio como el SIN, todo dentro de la capacidad del generador de la Planta a la frecuencia de 60 Hertz con varia- ciones hasta más o menos dos décimas de Hertz (± 0.2 de Hertz); se exceptúa esta obligación en caso de ocurrir la causal expuesta en la Cláusula Décimo Quinta numeral 2) de ese Contrato;

  • c)

    Programar anual y mensualmente los mantenimientos de la Planta y proveer la información correspondiente al ODS y al COMPRADOR; el VENDEDOR presentará el primer Programa de Man- tenimiento cubriendo lo que resta del año calendario en el que se suscribe el Contrato y del Año inmediato siguien- te;

  • d)

    Para los efectos del despacho de la Energía Eléctrica, subordinarse a las instrucciones del ODS siempre y cuan- do tales instrucciones estén dentro de las especificaciones técnicas del equi- po del VENDEDOR;

  • e)

    Instalar, operar y mantener su Equipo de Medición con las características indicadas en el pre- sente Contrato y las especificaciones que emita el ODS;

  • f)

    El VENDEDOR permitirá el acceso y brindará apoyo e información a los funcionarios, em- pleados y demás personas designadas por el COMPRADOR, la CREE y el ODS, que estén debidamente identifi- cadas y autorizadas, para hacer las revi- siones e inspecciones que estimen con- venientes en los Equipos de Medición (electricidad y combustible), equipo de generación, instalaciones en general, así como de los registros, cuadros y re- sultados de las mediciones de energía y combustible que lleve el VENDEDOR;

  • g)

    Mantenerse dentro de los límites de potencia activa, potencia reactiva y de- más parámetros acordados con el ODS,

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 dentro de las especificaciones del equi- po y, en condiciones de Emergencia del Sistema, suministrar todo el apoyo que sea factible para la Planta, siempre y cuando esto no ponga en peligro al personal ni a los equipos de las Partes;

  • h)

    Proporcionar al ODS la información pertinente de la Planta a fin de que el SIN no afecte la operación de ésta y ésta no afecte al SIN;

  • i)

    Cumplir con la Ley General de la Industria Eléc- trica, sus reglamentos y demás leyes aplicables;

  • j)

    Durante la duración del Contrato, entregar al ODS, en la fecha convenida, el programa de entregas de la Energía Eléctrica;

  • k)

    En caso de problemas mayores dentro de la Planta del VENDEDOR que puedan afectar al SIN, el Operador de la Planta deberá dar aviso inmediato, por el medio más expedito, al Despachador del ODS y con posterioridad se dará aviso en forma escrita al COMPRADOR en un plazo no mayor de dos días hábiles Administrativos a partir del incidente;

  • l)

    Cumplir con las medidas de mitiga- ción resultantes de la autorización am- biental;

  • m)

    Cumplir con lo establecido en el Anexo No. 2 (Normas y Procedi- mientos de Operación del SIN), Ane- xo No. 3 (Normas y Requerimientos Técnicos del SIN), Anexo No. 6 (Dia- grama Unifilar) y Anexo No. 7 (Espe- cificaciones y Límites Técnicos de la Planta) en tanto no se emita la norma- tiva correspondiente;

  • n)

    Mantener vi- gentes los Contratos y permisos que la ley establece; o) Proveer al COMPRA- DOR la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación y copia de los seguros de acuerdo con este Contrato; p) Efec- tuar pruebas de carga del generador, de controles, del equipo de medición y protección, pruebas de los transforma- dores, pruebas de calibración y pruebas de capacidad, tal como se establece en este Contrato; q) Si existe disponibi- lidad, podrá suplir cualquier deficien- cia de energía y potencia a través de cualquier planta conectada a cualquier punto del SIN, dentro del MEN o del Mercado Eléctrico Regional (MER), para completar la Capacidad Firme Comprometida, por lo que queda fa- cultado para realizar las acciones co- rrespondientes en el marco de la Ley General de la Industria Eléctrica y sus reglamentos; r) Combustible y Consu- mibles: El VENDEDOR tendrá la res- ponsabilidad de adquirir y administrar todos los abastecimientos necesarios de refacciones, agua, combustible, ma- nejo de combustible, aceite lubricante y otros insumos consumibles y de efec- tuar la disposición de los desechos a causa de la operación de su Planta, de conformidad con las Leyes Aplicables; s) Almacenamiento de Combustible: El

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 VENDEDOR almacenará en la Planta una cantidad de combustible que en ningún caso será menor que el equiva- lente a tres (3) días calendario de ope- ración a carga máxima.

• 10)

  CUMPLIMIENTO DEL FAC- TOR DE DISPONIBILIDAD MEN- SUAL. CLÁUSULA DÉCIMA: CUMPLI- MIENTO DEL FACTOR DE DIS- PONIBILIDAD: El VENDEDOR le suministrará al COMPRADOR la ca- pacidad de doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW) de Potencia Firme y su energía asociada, desde la fecha de Inicio de Operación Comer- cial de este Contrato. El Factor de Dis- ponibilidad Real (FDR) exigido será de 100% para la Capacidad Firme Com- prometida, doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW). Por lo cual el VENDEDOR para garantizar el factor de disponibilidad exigido ha declarado que utilizará Capacidad de Respaldo por la cantidad de veintitrés mil kilova- tios (23,000 kW) instalados en su Plan- ta y ocasionalmente podrá suministrar desde otra planta conectada al SIN, al MEN o al MER a ser notificada en su oportunidad, así como se indica en la Cláusula Novena inciso q). El pago por Capacidad para el mes “n” factu- rado, será afectado proporcionalmente por la Capacidad Firme Comprometida (CFC) y por el Factor de Disponibili- dad Real (FDR). FDRn= Factor de Disponibilidad Real del mes "n" a pagar, determinado como el promedio de las divisiones entre la Capacidad Declarada Real horaria y la Capacidad Firme Comprometida. cantidad de veintitrés mil kilovatios (23,00 su Planta, y ocasionalmente podrá suminist conectada al SIN, al MEN o al MER a s oportunidad, así como se indica en la Clá q). El pago por Capacidad para el mes afectado proporcionalmente por la Comprometida (CFC) y por el Factor de (FDR). FDRn= Factor de Disponibilidad Real de determinado como el promedio de las Capacidad Declarada Real horaria y la Comprometida. 𝐹𝐹𝐷𝐷𝑅𝑅𝑛𝑛 ൌ 𝐹𝐹𝐷𝐷𝑅𝑅ℎ Ȁሺ𝑑𝑑 ∗ ʹͶሻ ℎ FDRh = CDRh/CFC Donde: FDRh: Factor de Disponibilidad de la hora "h" del mes "n" d: días del mes "n" a pagar. CDRh: Es la capacidad disponible real para la hora "h" del mes "n", que es igual a la Capacidad Declarada para la hora "h" del mes "n", más el exceden- te de capacidad real suplido por arriba de la Capacidad Declarada o menos la deficiencia de capacidad para ese mis- mo periodo. La Capacidad Declarada para cumplir este Contrato será como máximo la suma de Capacidad Firme Comprometida y Capacidad de Res- paldo. La deficiencia de capacidad se entenderá como el promedio horario que resulta de las diferencias entre la capacidad requerida por el ODS y la suplida efectivamente por el VEN-

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 DEDOR, obtenidas de la medición de energía en cada intervalo horario de medición; la potencia asignada a Servi- cios Complementarios en ningún caso será considerada como una deficiencia de capacidad para calcular el Factor de Disponibilidad Real (FDRh). De existir deficiencias de capacidad hora- rias estas podrán ser compensadas con excedentes de capacidad horarios para periodos similares. CFC: Capacidad Firme Comprometida Si el FDRn resultara mayor que uno (>1), se sustituirá por uno (1) a los fi- nes del pago mensual por capacidad. El FDRn será calculado por el ODS con los medios a su alcance. El infor- me mensual preparado por el ODS del valor del Factor de Disponibilidad Real (FDRn) registrado y la Energía entre- gada durante el mes será remitido por el ODS a las Partes, para lo cual el COM- PRADOR colaborará para que el ODS remita al VENDEDOR, sin excepción y sin atrasos, con copia al COMPRA- DOR, el primer Día Hábil Adminis- trativo del mes inmediato siguiente al mes a facturarse, el cálculo del Factor de Disponibilidad Real a la fecha en cuestión para el mes a facturarse, así como otra información pertinente. El VENDEDOR y el COMPRADOR la revisarán y, dentro del plazo de vein- ticuatro (24) horas, aceptarán o cues- tionarán la información proporcionada; si el VENDEDOR o el COMPRADOR no se pronunciaren dentro de ese pla- zo, se considerará que la misma ha sido aceptada. La no presentación oportuna del cálculo del Factor de Disponibi- lidad Real por parte del ODS no será obstáculo para que el VENDEDOR envíe la factura al COMPRADOR, de acuerdo con los datos obtenidos hasta el momento y a sus propios cálculos, ni será impedimento para que el COM- PRADOR así la tramite, sin perjuicio de las verificaciones y ajustes posterio- res. Será obligación del ODS calcular el Factor de Disponibilidad Real men- sual (FDRn) establecido en la presente cláusula desde la Fecha de Inicio de Operación Comercial la cual se le no- tificará, ya sea por el COMPRADOR o por la CREE. 10.1 PENALIDAD POR INDISPO- NIBILIDAD EN CASO DE RACIO- NAMIENTO: En caso de producirse una situación de racionamiento en el SIN, siempre que el COMPRADOR tenga contratada la Capacidad Firme para suplir la demanda máxima de po- tencia anual más el margen de reserva para sus clientes, en la cual la Capa- cidad Firme Comprometida del VEN- DEDOR se encuentre total o parcial- mente indisponible, siempre y cuando

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 no sea por causa de Fuerza Mayor ni Caso Fortuito y que de haber contado con el total o parte de la Capacidad Fir- me Comprometida, el racionamiento se hubiera evitado, según el dictamen definitivo emitido por el ODS o por el Comité Operativo en su defecto, el VENDEDOR pagará al COMPRA- DOR la energía no suministrada, la cual se calculará como la diferencia entre lo que debería haber suministra- do al SIN en las condiciones del Con- trato de acuerdo con la curva de carga y lo que efectivamente entregó en las condiciones de disponibilidad limitada en cada período de racionamiento en cada mes desde la fecha de Inicio de Operación Comercial de este Contra- to. El valor que el VENDEDOR debe pagar al COMPRADOR por la ener- gía no suministrada será establecido por la CREE, el cual para la aplicación de este Contrato no podrá ser mayor a 0.50 USD/kWh. En caso de que el sis- tema de transmisión impida contar con el total o parte de la Capacidad Firme Comprometida, no se aplicarán penali- dades. El Comité Operativo analizará cada caso en el que haya indisponibi- lidad de la Planta y que conlleve a la situación descrita en esta cláusula, de- biendo buscar la solución y, de no al- canzarla, se aplicará lo establecido en la cláusula Trigésima (Disputas o Con- troversias) de este Contrato. 10.2 PENALIDADES POR IN- DISPONIBILIDAD EN CONDI- CIONES DE ABASTECIMIENTO NORMAL: En caso de que en una hora determi- nada la disponibilidad del VENDE- DOR sea inferior a la Capacidad Firme Comprometida, siempre y cuando no se encuentre en una situación de Fuer- za Mayor o Caso Fortuito y sea con- vocado por el ODS para el despacho dentro de los parámetros normales de operación, pagará al COMPRADOR por cada kilovatio hora (kWh) de dé- ficit que el VENDEDOR provoque por no suplir la capacidad que está obliga- do a suplir para las horas en que sea requerido, una penalización igual a la diferencia entre el costo de sustitución determinado por el ODS y el precio de la energía establecido en este Contrato. Cualquier penalidad que se imponga y que ha sido aceptada por las Partes será debitada de cualquier cuenta por cobrar que el VENDEDOR tenga con el COMPRADOR y el VENDEDOR emitirá la nota de crédito respectiva; en caso de que el VENDEDOR no tenga cuentas por cobrar al COMPRADOR, el valor será pagado directamente por el VENDEDOR, de forma separada,

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 por lo que el COMPRADOR no dedu- cirá dichos montos de las facturas pen- dientes de pago; sin embargo, previo al pago del mes en el que se aplicó la pe- nalidad, el VENDEDOR deberá probar que la pagó. El Comité Operativo analizará cada caso en el que haya indisponibilidad de la Planta que conlleve a la situación descrita en esta cláusula, en el caso de no existir acuerdo entre las Partes, se aplicará lo establecido en la cláusula Trigésima de este Contrato.

• 11)

  OBLIGACIONES DEL COM- PRADOR DURANTE EL PERIO- DO DE SUMINISTRO. CLÁUSULA DÉCIMA PRIME- RA: OBLIGACIONES DEL COM- PRADOR DURANTE EL PERIO- DO DE SUMINISTRO: Además de las obligaciones establecidas en este Contrato y en las Leyes Aplicables, el COMPRADOR deberá:

  • a)

    A par- tir de la fecha de Inicio de Operación Comercial de este Contrato, recibir y pagar la Capacidad Firme Comprome- tida y la Energía Eléctrica entregada por el VENDEDOR de conformidad con lo establecido en este Contrato, por lo que el COMPRADOR acep- ta y reconoce desde ya como válidas, existentes, exigibles y vinculantes las obligaciones de pago a favor del VEN- DEDOR, las cuales se sufragarán con los derechos de crédito que le corres- ponden al COMPRADOR en cuanto al excedente que resulte a su favor, según la prelación establecida en el numeral 15 de la CLÁUSULA TRES (3): FI- NES DEL FIDEICOMISO de los De- cretos 118-2013 y 163-2013, obligán- dose a que el VENDEDOR sea pagado de manera preferente mediante crédito inmediato a su cuenta, de acuerdo con el cronograma de pago de las facturas adeudadas, según lo pactado en este mismo Contrato, o de acuerdo a la pre- lación establecida en el adendum de los contratos de Fideicomiso señalados en el numeral 21 de la CLÁUSULA SEGUNDA de este Contrato; en todo caso, el COMPRADOR deberá asegu- rar que los pagos se hagan con carácter prioritario ante otros pagos y obliga- ciones pendientes del COMPRADOR. En caso de que el excedente sea insu- ficiente para pagarle al VENDEDOR, las cantidades pendientes deberán ser cubiertas por el Estado de Honduras;

  • b)

    Suscribir dentro de los sesenta (60) días siguientes a la fecha de la firma de este Contrato, junto con COALIAN- ZA y El Fiduciario el adendum a los contratos de fideicomiso aprobados mediante Decreto No. 118-2013 publi- cado en La Gaceta el 19 de julio del

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 2013 (Fideicomiso de Distribución) y Decreto No. 163-2013 publicado en La Gaceta del 18 de septiembre de 2013 (Fideicomiso de Transmisión), cuyo texto integrará la prelación de pagos contenida en la Aclaración No.4 emi- tida por la ENEE en el proceso de la Licitación Pública Internacional LPI 100-009/2017 consignando en el literal "d" el pago al VENDEDOR, conforme al texto que aparece en el Anexo No. 8 del presente Contrato; c) Se obliga a que cualquier otra modificación a los contratos de fideicomisos referidos en este Contrato, en ningún caso menos- cabarán el orden de preferencia ni la prioridad en el pago a favor del VEN- DEDOR; d) Informar al VENDEDOR dentro de los primeros diez (10) días de cada mes de los ingresos y desem- bolsos realizados por los fideicomisos durante el mes inmediato anterior, así como información financiera y legal sobre los fideicomisos y sobre los con- tratos de fideicomisos solicitada por el VENDEDOR. e) Garantizar la disponi- bilidad sin limitaciones de las subesta- ciones, líneas de transmisión y distribu- ción que pudieran ser requeridas para la transmisión de la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios contra- tados y que sean proveídos sin limita- ción por el VENDEDOR; el VENDE- DOR podrá apoyar al COMPRADOR en el mantenimiento de la subestación de Agua Prieta; f) Proporcionar al VENDEDOR toda aquella informa- ción cuyo uso implique colaboración para la operación eficiente de la Planta; g) No exigir al VENDEDOR operar la Planta fuera de los limites técnicos o valores recomendados por el fabricante de los equipos; h) Cumplir con lo esta- blecido en el Anexo No. 2 (Normas y Procedimientos de Operación del SIN) y en el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM) al momento que este sea exigido; i) Certificar oportunamen- te la producción de Energía Eléctrica y el consumo de combustibles utilizados en la Planta para efectos de los trámites que tenga que realizar el VENDEDOR para la acreditación y devolución de los tributos exentos y exonerados en virtud de este Contrato ante los entes gubernamentales; j) Notificar al ODS de la vigencia y contenido del presente Contrato para que éste calcule el Fac- tor de Disponibilidad Real mensual es- tablecido en el mismo; k) Asegurarse de que la partida presupuestaria para el pago de las obligaciones derivadas de este Contrato cuente con los fondos suficientes para cada año de vigencia; l) Realizar el pago de intereses que corresponda en caso de demora en el pago de las facturas recibidas; m) Res-

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 petar las especificaciones y límites téc- nicos de los equipos del VENDEDOR.

• 12)

  REGISTRO Y LECTURA RE- MOTA DE LA MEDICIÓN CLÁU- SULA DÉCIMA SEGUNDA: RE- GISTRO Y LECTURA REMOTA DE LA MEDICIÓN: Se registrará en los Equipos de Medición la Energía Eléctrica y los Servicios Complemen- tarios que correspondan, entregados por el VENDEDOR y recibidos por el COMPRADOR. El proceso de registro empezará con la lectura de los instru- mentos de medición, la cual se hará por representantes de cada una de las Par- tes y por vía remota a costo y responsa- bilidad del VENDEDOR; se enviarán los registros de la Medición Comercial al ODS y corresponderá a la lectura del día último de cada mes a las 24:00 ho- ras. Se dejará constancia por escrito de la lectura de los instrumentos de medi- ción; dicha constancia será firmada por los representantes de ambas Partes.

• 13)

  MEDICIÓN CLÁUSULA DÉCIMA TERCERA: MEDICIÓN: En tanto el ODS no ejerza sus funciones, el VENDEDOR, a su propio costo y responsabilidad y de conformidad con las especificacio- nes, normas técnicas y aprobaciones del ODS o del COMPRADOR, insta- lará, operará y mantendrá los aparatos de medición principales y de respaldo necesarios para medir, dentro de la exactitud convenida en esta cláusula, la energía eléctrica activa, la energía eléc- trica reactiva, Potencia Eléctrica Acti- va y Potencia Eléctrica Reactiva que el VENDEDOR entregue al COMPRA- DOR. El Factor de Potencia promedio del mes, si no lo registra directamente el medidor, será estimado con la medi- ción real de la energía eléctrica activa y energía eléctrica reactiva registrada en los medidores instalados para tal propósito; todos los medidores deben tener capacidad de lectura remota y el VENDEDOR se hace responsable, a su propio costo, en lo referente al envió de la información al ODS o al COMPRA- DOR, según sea el caso, respecto de los parámetros relacionados con la lec- tura remota de los medidores. Se con- viene que el Comité Operativo definirá los detalles del Equipo de Medición. En el Punto de Medición de las Partes se colocarán aparatos de medición ad- quiridos de un fabricante de reconocida experiencia, que cumplan como míni- mo con las normas ANSI y precisión cero punto tres (0.3). La medición ofi- cial será la de los medidores principa- les, siempre y cuando la diferencia con los registros de los medidores de res- paldo no sea mayor al uno por ciento

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 (1 %). Si esta diferencia es mayor al uno por ciento (1 %) o uno de los me- didores se daña o presenta inexactitud, el medidor que tenga mayor precisión, determinada mediante prueba, será aceptado como el medidor principal, procediéndose de inmediato a corre- gir el problema. Los representantes del ODS o del COMPRADOR, según sea el caso, tendrán libre acceso a la Planta, en horas laborables, para inspeccionar o tomar lecturas; podrán revisar los cuadros, reportes y demás información técnica de la Planta. Las Partes, bajo su responsabilidad, verificarán sus equi- pos de medición de forma periódica y de acuerdo con los métodos y procedi- mientos establecidos por el ODS, o el Comité Operativo en tanto el primero no ejerza tales funciones. Los Equipos de Medición deberán tener capacidad de almacenar información de deman- da y de Energía Eléctrica entregada y recibida en una cantidad que facilite la aplicación de los cálculos para la fac- turación. Cuando exista discrepancia en la precisión nominal del Equipo de Medición, este será puesto a prue- ba con un Tercero Independiente, por solicitud del Comité Operativo o del ODS, notificándose por escrito con por lo menos cinco (5) días hábiles Admi- nistrativos de antelación a cada una de las Partes y al ODS para permitirles te- ner un representante presente. Adicio- nalmente, tanto el VENDEDOR como el COMPRADOR podrán solicitar en cualquier momento una prueba de ve- rificación de la precisión del Equipo de Medición, la cual será realizada por el Tercero Independiente, con una no- tificación por escrito con un plazo no menor de cinco (5) días hábiles Admi- nistrativos de antelación a la otra Parte, conviniéndose que, en este caso, los costos de las pruebas de precisión o ca- libración correrán por cuenta de la Par- te que la solicite. Cada vez que las Par- tes verifiquen sus medidores deberán cortar sus sellos en presencia de ambas y utilizarán los laboratorios de prueba seleccionados por mutuo acuerdo pre- via aprobación del ODS; el pago de la revisión será hecho por el propietario del Equipo de Medición o por quien solicite la revisión. En caso de que se determine inexactitud en la medición, mayor del porcentaje de error definido en las especificaciones de cualquiera de los aparatos de medición de Energía Eléctrica según este Contrato, se co- rregirán retroactivamente las medicio- nes efectuadas con anterioridad hasta el límite establecido en la normativa vigente o hasta un máximo de tres (3) meses. Cuando no se pueda determinar con certeza el número de mediciones inexactas, se tomarán las fechas en que

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 se calibraron los aparatos de medición con inexactitud y la diferencia se ajus- tará proporcionalmente hasta un máxi- mo de tres (3) meses.

• 14)

  INCUMPLIMIENTO DEL VENDEDOR CLÁUSULA DÉCIMA CUARTA: INCUMPLIMIENTO DEL VEN- DEDOR: El COMPRADOR, obser- vando lo establecido en la cláusula 14.1, podrá terminar anticipadamente el Contrato en los casos siguientes: 1) Si el VENDEDOR no constituye la Garantía de Cumplimiento de Adjudi- cación cuya cobertura debe ser desde la fecha del día de la firma del Contrato, o si no la renovare como está previs- to en el mismo; 2) La quiebra declara- da del VENDEDOR o su petición de quiebra, siempre y cuando dicha peti- ción o declaración de quiebra no sea revocada por tribunal competente en un período no mayor de cuarenta y cin- co (45) días hábiles Administrativos; 3) La cesión de activos del VENDE- DOR que formen parte de la Planta, cuando esta cesión afecte sustancial- mente su operación, en favor de sus acreedores o la presentación por este de una petición ante el tribunal compe- tente de suspensión de pagos o concur- so de sus acreedores; sin embargo, esto no incluye cualquier cesión de bienes a favor de un Financista para garantizar financiamientos o refinanciamiento; 4) La liquidación o disolución anticipa- da, a no ser que esta fuera voluntaria con el propósito de fusión, modificación o transformación del VENDEDOR y hubiera sido previamente notificada al COMPRADOR; 5) Si los activos del VENDEDOR resultaren embargados por un periodo mayor de cuarenta y cinco (45) días hábiles Administrati- vos y esto afectare la operación de la Planta; 6) Si el VENDEDOR vende, transfiere, hipoteca o prenda la Planta, o cede total o parcialmente el Contrato sin la notificación expresa y escrita al COMPRADOR, a otro que no fuera un Financista al que el VENDEDOR le cede este Contrato de acuerdo con la Cláusula Vigésima Segunda; 7) La no operación o mantenimiento de la Planta por parte del VENDEDOR, de sus su- cesores o cesionarios, de acuerdo con las 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 afectada en forma adversa de manera sustancial y conti- nua; 8) No sujetarse reiteradamente a las instrucciones del ODS, siempre y cuando estas se encuentren enmar- cadas dentro de las especificaciones técnicas de los equipos de la Planta y

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 las Prácticas Prudentes de la Industria Eléctrica; 9) El cambio de la empresa que opera la Planta sin haberlo notifi- cado por escrito al COMPRADOR; 10) Cualquier modificación fraudulenta comprobada en el sistema de medición por parte del VENDEDOR; 11) La fal- ta de capacidad técnica y/o financiera sobreviniente comprobada de parte del VENDEDOR o de sus sucesores o ce- sionarios; 12) La pérdida de su calidad de agente del mercado eléctrico; 13) El grave o reiterado incumplimiento de este Contrato o de normas reglamenta- rias por parte del VENDEDOR; 14) Si al VENDEDOR se le nombra un inter- ventor debido a su insolvencia; 15) Si el VENDEDOR no está proporcionan- do el suministro de Energía Eléctrica y Servicios Complementarios al COM- PRADOR con la diligencia y respon- sabilidad debida, de forma que asegure un buen final al compromiso adquirido; 16) La no entrega de información preci- sa sobre las reducciones de capacidad o falta de entrega de la Capacidad Firme Comprometida o la Energía Asociada y Servicios Complementarios que se establecen en este Contrato. 17) En caso de que el VENDEDOR no inicie operaciones en la fecha establecida en el Contrato, el COMPRADOR podrá declarar la resolución del mismo, sin responsabilidad alguna para este. No obstante, lo anterior, cualquier vicio de nulidad de los actos ejecutados por el VENDEDOR o el COMPRADOR (incompetencia, falta de autorizacio- nes, etc.) podrá convalidarse mediante resolución gerencial, con base en el ar- tículo 126 de la Ley de Procedimiento Administrativo. 14.1 SUBCLÁUSULA DÉCIMA CUARTA PUNTO UNO: PROCEDIMIENTO DE TER- MINACIÓN ANTICIPADA DEL CONTRATO POR PARTE DEL COMPRADOR: El COMPRADOR, por medio del Co- mité Operativo notificará las causas de terminación del Contrato, para que se revise el caso y se busque una so- lución; si no se acuerda una solución se deberá aplicar el procedimiento establecido en la cláusula Trigésima de este Contrato. Para dar por termi- nado el presente Contrato antes de su vencimiento, deberá seguir el pro- cedimiento descrito a continuación: 1) Agotadas las instancias del Comité Operativo, el COMPRADOR deberá enviarle al VENDEDOR, por escrito o por correo electrónico, un Aviso de In- cumplimiento en el cual se especificará el caso de Incumplimiento y lo que lo motivó. 2) Transcurridos veintiún (21) días hábiles Administrativos, contados

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 a partir del día siguiente al de la recep- ción del aviso de incumplimiento por parte del VENDEDOR, ya sea por es- crito o por correo electrónico, sin que se haya subsanado el Incumplimien- to, el COMPRADOR podrá enviarle al VENDEDOR un aviso de termina- ción del Contrato, también por escrito o por correo electrónico, con copia al Financista. En el aviso de terminación se deberá establecer de forma sucin- ta cada incumplimiento y el hecho de que no ha sido subsanado en tiempo y forma. 3) Una vez enviado el aviso de terminación del Contrato al VENDE- DOR, con copia al Financista, este ten- drá el derecho (pero no la obligación) de subsanar el o los Incumplimientos dentro de los treinta (30) días hábiles Administrativos siguientes al día de recepción del aviso de terminación. Se tendrán por bien hechas y surtirán plenos efectos las subsanaciones que presente el Financista dentro del plazo señalado. No obstante, queda a criterio del COMPRADOR dar por subsana- dos los incumplimientos incluso si las subsanaciones se presentan fuera de los plazos establecidos o luego de la no- tificación del aviso de terminación, lo anterior con base en el artículo 19 de la Ley de Procedimiento Administrativo. También será causa de terminación del Contrato la establecida en el artículo 69 de las disposiciones generales del pre- supuesto del 2018. En caso de que el Incumplimiento consista en la falta de alguna autorización, podrá ser convali- dado con base en el artículo 126 de la Ley de Procedimiento Administrativo. 15. INCUMPLIMIENTO DEL COMPRADOR CLÁUSULA DÉCIMA QUINTA: INCUMPLIMIENTO DEL COMPRADOR: El VENDEDOR podrá, mediante notificación por escrito o por correo electrónico al COMPRADOR, dar por terminado unilateralmente el Contrato y sin responsabilidad de su parte, en los casos siguientes: 1) En caso de que el COMPRADOR ceda este Contrato sin cumplir con las disposiciones establecidas en la Cláusula Vigésima Segunda; 2) En caso de que el COMPRADOR mantenga morosidad de sus obligaciones de pago por más de dos (2) meses consecutivos. En relación con esto, alternativamente a la terminación el VENDEDOR podrá suspender de forma inmediata y sin trámite o notificación adicional, el suministro de Energía Eléctrica parcial o totalmente sin afectar el pago por capacidad establecido en la cláusula 18.2 de este Contrato, sin responsabilidad del VENDEDOR hasta que se paguen las cantidades adeudadas, lo cual no

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 afectará el Factor de Disponibilidad Real ni la Capacidad Firme Comprometida del VENDEDOR; 3) La no inclusión por parte del COMPRADOR en su presupuesto de las partidas presupuestarias anuales suficientes para realizar los pagos derivados de las obligaciones establecidas en este Contrato. 4) Realizar pagos incompletos por parte del COMPRADOR; 5) La suspensión o inhabilitación, total o parcial, o extinción por parte del COMPRADOR del mecanismo de fideicomiso para el cumplimiento de las obligaciones de pago de este Contrato, a menos que se sustituya por otro tipo de Garantía de Pago de mejor efecto y a satisfacción del VENDEDOR; 6) En caso de que el COMPRADOR no realice el mantenimiento de las instalaciones de transmisión y subestaciones que son necesarias para proporcionar el suministro. Queda entendido que, ante el acaecimiento de cualquiera de los casos anteriormente enumerados, la terminación del Contrato surtirá efecto a partir del día siguiente de la notificación por escrito o correo electrónico a la que se refiere el párrafo anterior. Cualquier incumplimiento de este Contrato por parte del COMPRADOR por cualquier otro caso diferente a los enumerados en el párrafo precedente y que no sea remediado dentro de los veintiún (21) Días Hábiles Administrativos, contados a partir del día siguiente al día en que el COMPRADOR reciba un Aviso de Incumplimiento por parte del VENDEDOR, en el que se declare que ha ocurrido una violación del Contrato que podría resultar en la terminación del mismo, se verá sujeto al proceso establecido en la Subcláusula 15.1 de este Contrato. 15.1. SUBCLÁUSULA DÉCIMA QUINTA PUNTO UNO PROCEDIMIENTO DE TERMINACIÓN ANTICIPADA DEL CONTRATO POR PARTE DEL VENDEDOR: Con excepción de los casos indicados en el primer párrafo de la Cláusula 15, el VENDEDOR, por medio del Comité Operativo, notificará las causas que, a su criterio, podrían dar por terminado el Contrato, para que se revise el caso y se busque una solución; si no se acuerda una solución se deberá aplicar el procedimiento establecido en la cláusula Trigésima de este Contrato. Para dar por terminado el presente Contrato antes de su vencimiento, deberá seguir el procedimiento descrito a continuación:

  • 1)

    El VENDEDOR presentará a través del Comité Operativo las causas alegadas para la terminación del presente Contrato, con el fin de que sean analizadas y encontrar la solución

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 adecuada; de no encontrarse y si no se recurre a arbitraje de conformidad con la Cláusula Trigésima, el VENDEDOR enviará un aviso de incumplimiento al COMPRADOR en el cual se especificará el caso de Incumplimiento y lo que lo motivó (el "aviso de incumplimiento").

  • 2)

    Transcurridos veintiún (21) Días Hábiles Administrativos, contados a partir del día siguiente a la recepción del aviso de Incumplimiento por parte del COMPRADOR, ya sea por escrito o por correo electrónico, sin que se haya subsanado el Incumplimiento, el VENDEDOR podrá enviarle al COMPRADOR un Aviso de Terminación del Contrato, por escrito o por correo electrónico, con copia a la Secretaría de Energía. En el Aviso de Terminación se establecerá de forma sucinta cada incumplimiento y que no ha sido subsanado en tiempo y forma. 3) Una vez enviado el Aviso de Terminación al COMPRADOR, la Secretaría de Energía tendrá el derecho (pero no la obligación) de subsanar el o los Incumplimientos dentro de los treinta (30) Días Hábiles Administrativos siguientes al día de recepción del Aviso de Terminación. Se tendrán por bien hechas y surtirán plenos efectos las subsanaciones que efectúe la Secretaría de Energía dentro del plazo señalado. El Aviso de Terminación tiene el efecto inmediato de resolver el Contrato sin que sea necesaria ninguna otra solemnidad; se enviará copia del aviso de terminación al ODS y la CREE. El aviso de terminación también deberá notificar el caso de incumplimiento del COMPRADOR que lo motiva y que aún no ha sido remediado o subsanado. Si la causa que motiva el envío de un aviso de terminación anticipada ha sido subsanada o remediada previo al recibo de dicho aviso, la subsanación elimina la causa de terminación del Contrato. 16. FUERZA MAYOR Y CASO FORTUITO CLÁUSULA DÉCIMA SEXTA: FUERZA MAYOR Y CASO FORTUITO: Si el cumplimiento de las obligaciones previstas en este Contrato por cualquiera de las Partes se viera afectado por circunstancias de Fuerza Mayor o Caso Fortuito, dicha Parte será excusada de la responsabilidad por Incumplimiento o por dilatar el cumplimiento de tales obligaciones, en la medida que: a) La Parte afectada por la Fuerza Mayor o Caso Fortuito presente a la otra Parte, dentro de los diez (10) Días Hábiles Administrativos siguientes al conocimiento del evento, un informe describiendo los detalles de la Fuerza Mayor o Caso Fortuito, en caso de que el informe no se presente dentro

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 del plazo aludido, quedará a criterio del Comité Operativo si se toma en cuenta o no; y, b) La Parte afectada por las circunstancias de Fuerza Mayor o Caso Fortuito deberá probar que realizó diligentes esfuerzos para remediarlas. La carga de la prueba de Fuerza Mayor o Caso Fortuito recaerá en quien lo alega o invoca. En la medida que una de las Partes deba comenzar o terminar una acción durante un lapso específico, este será extendido por mientras dure la circunstancia de Fuerza Mayor o Caso Fortuito; la duración de la extensión será fijada por el Comité Operativo, pudiendo prorrogarse las veces que las Partes lo consideren necesario. 16.1 SUBCLÁUSULA DÉCIMA SEXTA PUNTO UNO: EFECTO DE FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO. Si el cumplimiento de las obligaciones derivadas de este Contrato por una de las Partes fuera afectado por Fuerza Mayor o Caso Fortuito, dicha Parte quedará liberada de responsabilidad por el incumplimiento o por demora en el cumplimiento de dichas obligaciones, siempre y cuando: a) La suspensión de las operaciones o la reducción en el rendimiento de la producción no sea de mayor alcance o duración de lo que sea razonablemente necesario; b) En la medida que una de las Partes deba comenzar o terminar una acción durante un período específico, tal período será extendido por el lapso que dure la circunstancia de Fuerza Mayor o Caso Fortuito que ocurra durante tal período; y, c) La Parte afectada utilice esfuerzos razonables o diligentes para remediar y mitigar el evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito. Una vez ocurrida y comprobada una situación de Fuerza Mayor o Caso Fortuito inmediatamente después de superada la misma, la vigencia del Contrato, asociada a este evento, será prorrogada de común acuerdo entre las Partes, sin necesidad de autorización de la Junta Directiva del COMPRADOR, por el plazo que estimen más conveniente. Fuera de los incumplimientos a este Contrato, y sin perjuicio para los derechos de las Partes a indemnización, ninguna de las Partes debe acarrear responsabilidad por pérdida o gasto sufrido por la otra Parte como resultado de un evento de Fuerza Mayor o Caso Fortuito determinado conforme a este Contrato. 16.2 SUBCLÁUSULA DÉCIMA SEXTA PUNTO DOS: OBLIGACIONES PREVIAS DE PAGO NO CONDONADAS. Ninguna

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 obligación de pago que se origine en este Contrato con anterioridad a la fecha de un suceso de Fuerza Mayor o Caso Fortuito será condonada por causa de tal suceso de Fuerza Mayor o Caso Fortuito. 16.3 SUBCLÁUSULA DÉCIMA SEXTA PUNTO TRES: DEBER DE PROBAR EL CASO FORTUITO O LA FUERZA MAYOR. La Parte que reclame causal de Fuerza Mayor o Caso Fortuito deberá demostrarla y probarla y hará sus mejores esfuerzos para mitigar su efecto y remediar su incapacidad de cumplimiento. 17. CAMBIOS EN LA LEY Y CAMBIOS REGULATORIOS CLÁUSULA DÉCIMA SÉPTIMA: CAMBIOS EN LA LEY Y CAMBIOS REGULATORIOS. Si a partir del día 13 de septiembre del 2017 y hasta la fecha de terminación del presente Contrato, se produjeren en Honduras cambios de tipo legislativo, judicial, administrativo, tributario, municipal, etc., sea por suspensión, derogación, modificación y/o reforma de cualquiera de las Leyes Aplicables, ya sean nacionales o internacionales (es decir, la Constitución de la República, leyes, tratados y convenios internacionales, o por virtud de nuevas leyes, regulaciones, reglamentos, decretos legislativos y ejecutivos, acuerdos ejecutivos, circulares, normas, disposiciones, resoluciones, fe de erratas, etc.), o requerimientos que causaren cualquier perjuicio, pérdida, creación de tributos (es decir, impuestos, tasas, contribuciones, cánones, etc.), o gasto adicional produciendo efectos adversos e incremento de costo directo, incluyendo financieros, en relación con la planificación, diseño, permisos, financiamiento, construcción, operación o mantenimiento y cualquier asunto relacionado directa o indirectamente con la Planta, las Partes, a través del Comité Operativo, establecerán el mecanismo para que el VENDEDOR sea reembolsado; no obstante, el COMPRADOR no reconocerá mayores derivados de aumentos del salario mínimo, cotización de INFOP, RAP, IHSS y demás cuestiones en materia laboral. El COMPRADOR deberá reembolsarle al VENDEDOR dentro del plazo de 30 Días Hábiles Administrativos contados a partir del día siguiente al que el VENDEDOR realizó el pago, cualquier gasto adicional establecido en esta cláusula y en las Leyes Aplicables; para ello, bastará con que presente una nota al COMPRADOR detallando los costos incurridos por las razones antes expuestas y adjuntará copia simple de

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 los comprobantes de pago respectivos, y los originales o copias autenticadas las cuales serán cotejadas según lo instaurado en el artículo 4 de la Ley de Simplificación Administrativa (salvo que los documentos sean de público conocimiento). En caso de que el COMPRADOR no le reembolse al VENDEDOR las cantidades que le correspondan en virtud de lo establecido anteriormente, tal omisión se considerará causa grave de incumplimiento del Contrato. Esto será aplicable también a la Cláusula Vigésima Octava en caso de que pague tributos de cualquier índole previa la aprobación del presente Contrato por el Congreso Nacional de la República otorgando las exenciones de ley, o en tanto la exención no esté operativa. 18. PROCEDIMIENTOS Y FÓRMULAS DE PRECIOS Y OFERTAS DE CARGO VARIABLE. CLÁUSULA DÉCIMA OCTAVA: PROCEDIMIENTOS Y FÓRMULAS DE PRECIOS Y OFERTAS DE CARGO VARIABLE. 18.1 CÁLCULO DEL CARGO VARIABLE CONTRACTUAL: El COMPRADOR utilizará para efectos de pago al VENDEDOR, las siguientes fórmulas para el Cargo Variable de Energía el cual no incluye impuestos al combustible, por estar exentos y exonerados, como establece la Cláusula Vigésima Primera de este Contrato. Cargo Variable por Energía 1 (CVE1nmax): Es el Cargo Variable de Energía, aplicado a la energía suministrada durante el mes "n", definidos para los períodos de las 00:00 a las 06:00 horas y de las 22:00 a las 24:00 horas. CVE1nmax= CVCi (USD/kWh) * FOBn-1/FOBi + CVO&M1n (USD/ kWh) Cargo Variable por Energía 2 (CVE2nmax): Es el Cargo Variable de Energía, aplicado a la energía suministrada durante el mes “n”, definidos para el período de las 06:00 hasta las 22:00 horas. CVE2nmax= CVCi (USD/kWh) * FOBn-1/FOBi + CVO&M2n (USD/ kWh) Donde: n: Mes del suministro de energía eléctrica. CVCi: Es el Cargo Variable de Combustible que fue calculado al precio de referencia FOBi que ha sido fijado para este Contrato correspondiente al mes

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 de febrero del 2017, valor que se detalla así: para los períodos de las 00:00 a las 06:00 y 22:00 a las 24:00 horas el CVCi será de 0.068500 USD/kWh; y, para el período de las 06:00 hasta las 22:00 horas el CVCi será de 0.068500 USD/kWh; ambos valores serán ajustados mensualmente con base a los precios FOBn-1 y FOBi referidos en la fórmula precedente. FOBn-1: Es el precio promedio mensual del búnker FOB para el NY/ Boston Fuel Oil Nro. 6, 3% Smax, reportado en la publicación del “Oilgram Price Report” publicado por Platts “McGraw Hill Companies” bajo el código PUAAX00, marketscan, para el mes inmediato anterior al del suministro de energía eléctrica. FOBi: Es el precio de referencia del búnker de 47.8453 USD/ bbl que corresponde al promedio ponderado de los precios altos y bajos correspondientes al mes de febrero de 2017, del Precio Promedio Mensual FOB para el NY/Boston Fuel Oil Nro.6, 3% Smax, reportado en la publicación del “Oilgram Price Report” publicado por Platts “McGraw Hill Companies”. CVO&M1n: Es el Cargo Variable de Operación y Mantenimiento que se pagará en el mes “n”, para los períodos de las 00:00 a las 06:00 y 22:00 a las 24:00 horas, en donde el CVO&M1i será de 0.007546 USD/kWh, y se ajustará mensualmente de acuerdo a la siguiente fórmula: CVO&M1n = (50% * CVO&M1i (USD/kWh) + 50% * CVO&M1i (USD/kWh) * (Euron/Euroi))* CP1n/ CPIi CVO&M2n: Es el Cargo Variable de Operación y Mantenimiento que se pagará en el mes “n”, para el período de las 06:00 hasta las 22:00 horas, en donde el CVO&M2i será de 0.008695 USD/kWh y se ajustará mensualmente de acuerdo a la siguiente fórmula: CVO&M2n = (50% * CVO&M2i (USD/kWh) + 50% * CVO&M2i (USD/kWh) (Euron/Euroi))* CPIn/ CPIi CPIi: Es el Índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos de América CPI (Consumer Price Index) publicado mensualmente por el Bureau of Labor de dicha nación. Para calcular el ajuste se utilizará el primer valor publicado correspondiente al mes anterior más reciente al mes de suministro, tomando el valor del “Consumer Price Index for All Urban Consumers (CPI-U): U.S. city average, Unadjusted all

    REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 items”. El CPI-U base (CPIi) para este contrato se fija en 241.432. CPIn: Es el valor publicado correspondiente al mes anterior más reciente al mes de suministro. Euron: Tasa de cambio promedio del Euro respecto al dólar de los Estados Unidos de América (USD/euro) para el mes inmediato anterior al mes a ser facturado, tomado de los registros históricos de tasas de cambio de la Federal Reserve en su página: https://www.federalreserve.gov/ releases/h10/hist/dat00_eu.htm. Euroi: Tasa de cambio promedio del Euro respecto al dólar de los Estados Unidos de América (USD/euro) para febrero de 2017, de 1.0650 USD/Euro, tomado de los registros históricos de tasas de cambio de la Federal Reserve en su página: https://www. federalreserve.gov/releases/h10/hist/ dat00_eu.htm. La relación Euron/Euroi es para ajustar únicamente los efectos del incremento del precio del Euro respecto al Dólar de los Estados Unidos de América conforme se cotizó en el mes de febrero de 2017, es decir que dicha relación será siempre mayor o igual a uno. El ODS utilizará para efectos de despacho económico de la Planta el valor que resulte de la fórmula anterior. En caso que:

    • a)

      El precio de referencia del Búnker, “FOB para el NY/Boston Fuel Oil Nro. 6, 3% Smax, reportado en la publicación del “Oilgram Price Report” publicado por Platts “McGraw Hill Companies” bajo el código PUAAX00, marketscan”, no se continúe publicando, o se modifique entre otras razones, porque haya cambiado la referencia, calidad o la disponibilidad de combustible utilizada para este tipo de motores; o que la referencia siga existiendo, pero no exista disponibilidad del producto en el mercado, o que comercialmente no es viable su adquisición, el COMPRADOR y el VENDEDOR, por medio del Comité Operativo, establecerán:

      • i)

        El nuevo tipo de combustible,

      • ii)

        El nuevo precio de referencia del combustible,

      • iii)

        El precio FOBi de acuerdo a la nueva referencia; y,

      • iv)

        El nuevo Costo Variable de Combustible; para recalcular el nuevo Costo Variable de Combustible se utilizará el rendimiento de la planta, que para este Contrato es 0.0014317 bbl/kWh, dicho valor se obtiene de dividir: CVCi/ FOBi.

    • b)

      En caso de que entren en vigencia cambios en la regulación o en el mercado de combustibles y su transporte, entre otros, como ser la implementación

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 de la normativa contenida en el Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (MARPOL), establecida por la Organización Marítima Internacional (IMO, por sus siglas en inglés), y si causan incremento en el costo de transporte marítimo, afectación de su disponibilidad, o incremento del precio de suministro asociado a la compra de combustible utilizado para la generación de electricidad convenida en este Contrato, se ajustará el costo variable de operación y mantenimiento CVO&M1i y CVO&M2i, dicha referencia y ajustes posteriores serán acordados entre las Partes tomando en consideración costos actuales y referencias internacionales.

    • c)

      Si el factor de planta promedio de los últimos 12 meses es menor o igual que 60%, el CVO&M1i y CVO&M2i, se ajustará tomando en consideración el incremento al costo de transporte marítimo que resulta por la disminución del volumen de combustible importado para la generación eléctrica, dicho ajuste será acordado entre las Partes.

    • d)

      En caso que el factor de planta del mes, implique que el volumen importado se consuma en un periodo mayor de un mes, el costo variable de combustible (CVCn) será revisado por las Partes para que el precio o el periodo de referencia del búnker le permita al VENDEDOR recuperar los costos asociados al combustible consumido por la Planta.

    • e)

      En caso de cambio de tecnología propuesto por el VENDEDOR que sea aprobado por el COMPRADOR y la CREE, el Cargo por Capacidad será reemplazado y el CVE1nmax y CVE2nmax serán sustituidos por sus componentes conforme sean aprobados por las Partes, a partir de la incorporación del cambio tecnológico, el cual será aplicado de acuerdo al cronograma establecido por las Partes para el cambio de tecnología. Para el periodo que dure la implementación del cambio tecnológico el Factor de Disponibilidad Real no se afectará por las indisponibilidades causadas por el cambio tecnológico. Se utilizará la referencia de combustible contenida en la Licitación Pública Internacional LPI 100-009/2017 y si el combustible no estuviera referenciado, las Partes convendrán la referencia. En caso de aplicar alguno de los literales descritos anteriormente, se deberán actualizar los valores iniciales que correspondan del CVE1nmax, CVE2nmax, CVCi, FOBi, CVO&M1i y CVO&M2i en todas las cláusulas de

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 este Contrato, y se actualizarán los valores asociados a la Capacidad Firme Comprometida y Energía que correspondan de la subcláusula 18.4.1. 18.2 CÁLCULO DEL PAGO POR CAPACIDAD: El COMPRADOR utilizará para efectos de pago al VENDEDOR las siguientes fórmulas: PPCn: Es el Pago por la Capacidad en su componente en dólares de los Estados Unidos de América (PPC$n) más el equivalente del componente en lempiras (PPCLn). PPC$n = (8.7191(USD/kW-mes) + (2.265450 (USD/kW-mes)* (CPIn/ CPIi))) * CFC* FDRn PPCLn = (53.764260 (L/kW-mes) * (IPCn/IPCi)* CFC * FDRn) / TCn Donde: PPC$n: Es el Pago por Capacidad en Dólares de los Estados Unidos de América para el mes “n”. PPCLn: Es el Pago por Capacidad del componente en lempiras para el mes “n”, el que únicamente será indexado por Indice de Precios al Consumidor de Honduras (IPC), el cual para efecto del valor total de la factura del mes “n” se convierte a su equivalente en dólares aplicando la Tasa de Cambio correspondiente a la fecha de la última publicación del mes facturado. CFC: Capacidad Firme Comprometida en kilovatios. CPIi: Es el índice de Precios al Consumidor de los Estados Unidos de América CPI (Consumer Price Index) publicado mensualmente por el Bureau of Labor de dicha nación. Para calcular el ajuste se utilizará el primer valor publicado correspondiente al mes anterior más reciente al mes de suministro, tomando el valor del “Consumer Price Index for All Urban Consumers (CPI-U): U.S. city average, Unadjusted all items”. El CPI-U base (CPIi) para este contrato se fija en 241.432. CPIn: Es el valor publicado correspondiente al mes anterior más reciente al mes de suministro. IPCi: índice de Precios del Consumidor inicial, correspondiente a 300.0 (correspondiente a febrero de 2017). IPCn: Índice de Precios del Consumidor, publicado mensualmente por el Banco Central de Honduras (BCH), a

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 utilizar para el mes “n”, anterior más reciente al mes de suministro. FDRn: Factor de Disponibilidad Real del mes “n”, tal como se define en la Cláusula Décima, el cual para efecto del pago no podrá ser mayor que uno. TCn: Es la Tasa de Cambio correspondiente a la fecha de la última publicación del mes facturado. 18.3 CÁLCULO DEL PAGO POR ENERGÍA ASOCIADA A LA CAPACIDAD DE RESPALDO: El COMPRADOR en caso de requerir la Energía asociada a la Capacidad de Respaldo en adición a la Capacidad Firme Comprometida (CFC), utilizará para efectos de pago al VENDEDOR, la siguiente fórmula:

      TCn: Es la Tasa de Cambio correspondiente a la fecha de la última publicación del mes facturado. 18.3 CÁLCULO DEL PAGO POR ENERGÍA ASOCIADA A LA CAPACIDAD DE RESPALDO: El COMPRADOR en caso de requerir la Energía asociada a la Capacidad de Respaldo en adición a la Capacidad Firme Comprometida (CFC), utilizará para efectos de pago al VENDEDOR, la siguiente fórmula: 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑔𝑔𝑜𝑜𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛 ൌ ሺ𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ∗ 𝑃𝑃𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ሻ ℎ 𝑖𝑖ൌͳ Donde: EERn,i: Es la energía asociada a la Capacidad de Respaldo entregada al COMPRADOR en la hora "i" del mes "n" PERn,i: Es el precio en dólares de los Estados Unidos de América para la hora "i" del mes ''n", por el suministro de energía asociada a la capacidad de respaldo conforme sea ofertado y a los precios de este Contrato. 18.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA FACTURACIÓN MENSUAL: Para la determinación del pago del mes (Pagon), se utilizarán las siguientes fórmulas: Donde: EERn,i: Es la energía asociada a la Capacidad de Respaldo entregada al COMPRADOR en la hora “i” del mes “n” PERn,i: Es el precio en dólares de los Estados Unidos de América para la hora “i” del mes ‘’n”, por el suministro de energía asociada a la capacidad de respaldo conforme sea ofertado y a los precios de este Contrato. 18.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA FACTURACIÓN MENSUAL: Para la determinación del pago del mes (Pagon), se utilizarán las siguientes fórmulas: CAPACIDAD DE RESPALDO: El COMPRADOR en caso de requerir la Energía asociada a la Capacidad de Respaldo en adición a la Capacidad Firme Comprometida (CFC), utilizará para efectos de pago al VENDEDOR, la siguiente fórmula: 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑔𝑔𝑜𝑜𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛 ൌ ሺ𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ∗ 𝑃𝑃𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ሻ ℎ 𝑖𝑖ൌͳ Donde: EERn,i: Es la energía asociada a la Capacidad de Respaldo entregada al COMPRADOR en la hora "i" del mes "n" PERn,i: Es el precio en dólares de los Estados Unidos de América para la hora "i" del mes ''n", por el suministro de energía asociada a la capacidad de respaldo conforme sea ofertado y a los precios de este Contrato. 18.4 PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA FACTURACIÓN MENSUAL: Para la determinación del pago del mes (Pagon), se utilizarán las siguientes fórmulas: 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑔𝑔𝑜𝑜𝑛𝑛 ൌ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝐴𝐴ͳ𝑛𝑛 ∗ 𝐶𝐶𝑉𝑉𝐸𝐸ͳ𝑛𝑛𝑚𝑚𝑎𝑎𝑥𝑥 ൅ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝐴𝐴ʹ𝑛𝑛 ∗ 𝐶𝐶𝑉𝑉𝐸𝐸ʹ𝑛𝑛𝑚𝑚𝑎𝑎𝑥𝑥 ൅ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑂𝑂𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ∗ 𝑃𝑃𝑂𝑂𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ℎ 𝑖𝑖ൌͳ ൅ 𝑃𝑃𝑎𝑎𝑔𝑔𝑜𝑜𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛 ൅ 𝑃𝑃𝑃𝑃𝐶𝐶𝑛𝑛 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑛𝑛 ൌ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝐴𝐴ͳ𝑛𝑛 ൅ 𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑃𝑃𝐴𝐴ʹ𝑛𝑛 ൅ ሺ𝐸𝐸𝐸𝐸𝑃𝑃𝑂𝑂𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ሻ ℎͲ 𝑖𝑖ൌͳ ൅ ሺ𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝑛𝑛ǡ𝑖𝑖 ሻ ℎ 𝑖𝑖ൌͳ En donde: En donde: EEn: Energía Eléctrica total neta entregada en el mes “n” por el VENDEDOR al COMPRADOR. EEPPA1n: Energía Eléctrica neta en kilovatios hora (kWh) entregada en el mes “n” por el VENDEDOR al COMPRADOR al Cargo Variable Contractual CVE1nmax. EEPPA2n: Energía Eléctrica neta en kilovatios hora (kWh) entregada en el mes “n”, por el VENDEDOR al COMPRADOR al Cargo Variable Contractual CVE2nmax. CV1nmax: Es el Cargo Variable de Energía, aplicado a la energía suministrada

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 durante el mes “n”, para los períodos de las 00:00 a las 06:00 y 22:00 a las 24:00 horas. CVE2nmax: Es el Cargo Variable de Energía, aplicado a la energía suministrada durante el mes “n”, para el periodo de las 06:00 hasta las 22:00 horas. EEPOn,i: Energía Eléctrica neta en kilovatios hora (kWh) entregada en el mes “n” por el VENDEDOR al COMPRADOR según precios ofertados en cada hora “i” de tal mes. EERn,i: Es la energía asociada a la Capacidad de Respaldo entregada al COMPRADOR en la hora “i” del mes “n” POn,i: Precios ofertados en el mes “n” para cada hora “i” del mes, en donde POn,i será menor que el CVE1nmax o CVE2nmax determinado por el Contrato. PagoERn: Es el pago de la energía asociada a la Capacidad de Respaldo entregada en el mes “n”. PPCn: Pago por Capacidad del mes “n” ho : Número de Horas del mes en las que se presentaron ofertas. 18.4.1 PAGO MÁXIMO DEL MES “n” (Pagonmax): Durante la vigencia de este Contrato, el pago del mes “n” a facturarse por Capacidad Firme Comprometida y Energía no podrá ser superior al establecido en la presente subcláusula. Pagonmax: Es el pago máximo en USD que se pagará por Capacidad Firme Comprometida y Energía en el mes “n” para este Contrato. Pagonmax= [13.25 (USD/kW-mes) *CFC (kW) * FDRn] + [0.069300* (FOBn-1/FOBi) + 0.014600 * (CPIn/ CPIi)] *EEn Si en el mes “n” sucediera que el Pagon > Pagonmax, entonces para ese mes “n” el Pagon será sustituido por Pagonmax. El Pagonmax no incluye ni limitará al VENDEDOR de facturar o cobrar y, por consiguiente, no exime al COMPRADOR de pagar cualquier otro valor que resulte a favor del VENDEDOR derivado de la ejecución de este Contrato. 18.5 PROCEDIMIENTO DE ENTREGA DE OFERTAS DE CARGO VARIABLE: El Cargo Variable de la Energía Eléctrica (CVE1nmax y CVE2nmax) estará compuesto por los precios establecidos en la Subcláusula 18.1 que representa el valor

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 máximo del Cargo Variable de la Energía a ofertar. El VENDEDOR podrá reducir uno o ambos valores al presentar la oferta por escrito ante el ODS, de conformidad con la normativa vigente. 18.6 DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD FIRME DEMOSTRADA CFDEMn: La Capacidad Demostrada de la Planta en kilovatios (kW) para el mes “n” será determinada en la Planta por la prueba de capacidad conducida a plena capacidad, y que estará disponible a partir de la fecha de esa prueba, hasta el momento que se efectúe otra prueba de capacidad. Queda convenido que, a partir de la Fecha de Inicio de Operación Comercial, el VENDEDOR inyectará a la red del SIN hasta doscientos veintisiete mil kilovatios (227,000 kW) de capacidad de la Planta, la que se considerará la Capacidad Firme Demostrada inicial que será igual a la Capacidad Firme Comprometida. La prueba de capacidad se hará en cualquier fecha, ya sea por solicitud del COMPRADOR o del VENDEDOR, con notificación presentada a la otra Parte, con una antelación no menor de cinco (5) Días Hábiles Administrativos, y mientras la Planta esté funcionando a plena capacidad por un periodo de por lo menos tres (3) horas continuas. Desde y después de la Fecha de Inicio de la Operación Comercial, la Capacidad Firme Demostrada por la prueba de capacidad inicial conducida a plena capacidad, se considerará la Capacidad Firme Demostrada de la Planta. Tanto el COMPRADOR como el VENDEDOR podrán solicitar, cuando lo estimen necesario, la realización de hasta doce (12) Pruebas de Capacidad cada año por cada Parte. La realización de cualquier Prueba de Capacidad solicitada no deberá ser retrasada sin motivo justificado. Las Partes podrán delegar o encomendar al ODS la realización de estas pruebas, las cuales pueden realizarse de forma remota, y deberá ser respaldada por el Comité Operativo. Después de cada una de estas pruebas se considerará que la Capacidad Firme Demostrada por la última prueba es la Capacidad Firme Demostrada de la Planta. El costo incremental en que incurra el ODS para llevar a cabo las pruebas de capacidad recaerá sobre la parte que la solicita. Las Pruebas se realizarán de conformidad con la normativa que apruebe la CREE. El despacho de la Planta a su Capacidad Firme Comprometida o el Aviso del VENDEDOR estableciendo que ha habido restauración de capacidad, determinará el valor de la nueva Capacidad Demostrada y equivale a una Prueba de Capacidad. 19. PLAZO PARA EL PAGO DE SUMINISTRO Y RECARGO POR ATRASO EN EL PAGO

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 CLÁUSULA DÉCIMA NOVENA: PLAZO PARA EL PAGO DE SUMINISTRO Y RECARGO POR ATRASO EN EL PAGO. El COMPRADOR pagará preferentemente por medio del Fideicomiso de Distribución y del Fideicomiso de Transmisión (ambos identificados como Garantía de Pago) de manera individual o conjuntamente, o por la acreditación automática a que se refiere la Cláusula Décima Primera del presente Contrato, las facturas adeudadas, en sus componentes en Dólares de los Estados Unidos de América y en Lempiras, a más tardar en cuarenta y cinco (45) días calendario contados a partir de la presentación sin errores de la factura (Fecha de Pago), la factura será pagada en su equivalente en lempiras de conformidad con la Tasa de Cambio del tercer día hábil Administrativo previo a la fecha en que se realice el pago. El COMPRADOR pagará al VENDEDOR los cargos que resulten de la Capacidad Firme Comprometida y Energía Eléctrica entregados al COMPRADOR según los precios correspondientes, a la Cláusula Décima Octava del presente Contrato y el reembolso de los impuestos correspondientes al mes inmediato anterior al mes facturado (n-1) de acuerdo a la Cláusula 21 de este Contrato. El COMPRADOR le garantiza al VENDEDOR que, al haber un control de cambio o un sistema diferente para obtención de divisas, le asegurará la obtención de los dólares para el pago de las facturas de este Contrato. El COMPRADOR dispondrá de un plazo no mayor de diez (10) días hábiles para verificar y aprobar que las facturas y documentos de respaldo estén correctos, completos y suficientemente sustentados y, en caso contrario, se deberá notificar por escrito las discrepancias al VENDEDOR y se le devolverán dichos documentos, dentro del mencionado plazo de diez (10) días hábiles Administrativos para su oportuna corrección, completación o sustentación. Las Partes discutirán el reclamo u objeción presentada, y de proceder el mismo, resolverán de la forma más conveniente; de no proceder el reclamo u objeción, el COMPRADOR aceptará la factura como correcta desde el día de su presentación. Si las Partes no se ponen de acuerdo sobre el reclamo, se procederá a pagar la parte no objetada y aplicarán las estipulaciones previstas en la Cláusula Trigésima (Disputas o Controversias) para la parte objetada. En caso de determinarse como resultado de dicho proceso que al VENDEDOR le asiste la razón en cuanto a la porción dejada de pagar por el COMPRADOR, este le pagará al VENDEDOR dicha cantidad de conformidad con lo establecido en este Contrato, incluyendo los intereses causados. El pago de las facturas correspondientes al suministro de

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 energía eléctrica se realizará, vía cheque o transferencia bancaria, por medio de la acreditación automática o los fideicomisos mencionados en esta cláusula. En caso de Incumplimiento en la Fecha de Pago, el COMPRADOR pagará intereses a la Tasa de Interés, los cuales en ningún caso serán capitalizables, por lo que los intereses tendrán prioridad y preferencia de pago cuando se produzcan atrasos en el pago de sus obligaciones por causas que le fueren imputables, hasta la fecha en que se haga efectivo el pago vencido. El cálculo de los intereses se hará en Dólares de los Estados Unidos de América; el VENDEDOR deberá documentar y respaldar (ya sea con documentos originales o copias autenticadas o cotejadas, salvo que los documentos de respaldo sean de dominio público) el cobro de los intereses generados en que haya incurrido el COMPRADOR por el incumplimiento de pago, los que se cancelarán con prioridad y precedencia; el pago se hará efectivo en su equivalente en lempiras de conformidad con la Tasa de Cambio del tercer día hábil administrativo previo a la fecha en que se realice el pago. El VENDEDOR no podrá alegar incumplimiento del COMPRADOR y solicitar el pago de intereses cuando presente en forma incompleta o incorrecta los respectivos documentos de cobro. Los pagos se efectuarán una vez que el VENDEDOR cumpla con lo instaurado en el artículo 176 de las Disposiciones Generales del Presupuesto del 2018, por lo que cualquier retraso en el pago causado por no presentar la constancia de solvencia emitida por el SERVICIO DE ADMINISTRACIÓN DE RENTAS (SAR) será imputable al VENDEDOR y este no podrá exigir pago de intereses. El COMPRADOR realizará los pagos a través de la acreditación automática o de manera individual o conjuntamente por medio de los contratos de fideicomiso, siendo estos el: “Contrato de Fideicomiso para la recuperación de pérdidas en los servicios prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para la ejecución del componente de distribución y flujo financiero” aprobado mediante Decreto Nro. 118- 2013 y publicado en La Gaceta el 19 de julio del 2013 y sus modificaciones, y el “Contrato de fideicomiso para la recuperación de pérdidas en los servicios prestados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica para la ejecución del componente de servicio de transmisión, Despacho y Flujo Financiero” aprobado mediante Decreto No. 163-2013 y publicado en La Gaceta el 18 de septiembre del 2013 y sus modificaciones, con los cuales el COMPRADOR y la Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas garantizan el pago de las cantidades facturadas por potencia y Energía Eléctrica

      REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 objeto de este Contrato y aseguran la disponibilidad de fondos para el cumplimiento de pago de este Contrato por parte del COMPRADOR, cubriendo todas las cantidades que resulten de la facturación. 20. CAUSAS Y EFECTOS DE LA TERMINACIÓN ANTICIPADA DEL CONTRATO CLÁUSULA VIGÉSIMA: CAUSAS Y EFECTOS DE LA T E R M I N A C I Ó N ANTICIPADA DEL CONTRATO: En caso de que se efectúe la Terminación Anticipada del Contrato por parte del COMPRADOR, se ejecutará la Garantía de Cumplimiento de Adjudicación a simple requerimiento y sin responsabilidad para el COMPRADOR. La terminación anticipada del Contrato por cualquiera de las partes dará lugar a las indemnizaciones previstas en los artículos 128 y 129 de la Ley de Contratación del Estado. 21. IMPUESTOS CLÁUSULA VIGÉSIMA PRIMERA: IMPUESTOS: El VENDEDOR está obligado a pagar sus impuestos sobre la renta, aportación solidaria, volumen de ventas, impuestos municipales; sin embargo, de conformidad con lo instaurado en el Capítulo CUARTO (RÉGIMEN FISCAL E IMPOSITIVO), artículo 23 de la Ley General de la Industria Eléctrica, se establece lo siguiente: “Las ventas de energía y potencia de las empresas del subsector eléctrico estarán exentas del pago del impuesto sobre ventas, con excepción de las ventas a consumidores finales”. No obstante lo anterior, al VENDEDOR, quien en razón de este Contrato utilizará combustible búnker y diésel para la generación de energía eléctrica, le será aplicable el Decreto 278-2013 y sus reformas y, si correspondiere, la disposición normativa sustituta del mecanismo contenido en el Decreto 181-2012, para los efectos de exenciones y exoneraciones fiscales correspondientes, se tramitarán conforme al Código Tributario contenido en el Decreto 170-2016. El VENDEDOR estará exento y exonerado del pago de los impuestos a los combustibles y de los derechos arancelarios y tasas siguientes:

      • 1)

        Impuesto al Aporte para la Atención a Programas Sociales y Conservación del Patrimonio Vial;

      • 2)

        Derechos Arancelarios y tasas que gravan la importación,

      • 3)

        Impuesto Sobre Ventas; para lo cual el VENDEDOR se sujeta a los procedimientos establecidos en la Ley. Tales exenciones y exoneraciones serán aplicables en la compra local o importación de: Maquinaria, combustibles, lubricantes, insumos, equipos y sus respectivos repuestos, así como de los servicios y seguros necesarios para la

        REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 operación y mantenimiento de la Planta y sus instalaciones requeridas para la generación de energía contratada, debiendo el VENDEDOR cumplir con todos los procedimientos que establezca la Secretaría de Finanzas para tales efectos. Sin perjuicio de lo anterior, el VENDEDOR será el responsable de pagar los impuestos que correspondan mediante los mecanismos establecidos en la Ley; el VENDEDOR detallará cada mes el cobro de los impuestos pagados con una nota que entregará al COMPRADOR con los valores que correspondan a todos los pagos por concepto de impuesto y tasas, incluyendo los pagados desde la Fecha de Inicio de Operación Comercial de este Contrato y durante toda su vigencia, incluyendo los previos a su publicación en el Diario Oficial La Gaceta, para lo cual el VENDEDOR deberá adjuntar las copias de los comprobantes de pagos respectivo, copias que serán cotejadas por el COMPRADOR con sus originales. Estos valores deberán ser rembolsados por parte del COMPRADOR dentro de los siguientes treinta (30) días calendario después de ser remitidos por el VENDEDOR. No obstante lo anterior, es entendido que los precios consignados en la Cláusula Décima Octava no incluyen los impuestos aquí referidos por estar exentos y exonerados. 22. CESIÓN DEL CONTRATO

CLÁUSULA VIGÉSIMA SEGUNDA: CESIÓN DEL CONTRATO: El COMPRADOR podrá ceder este Contrato al titular de la empresa o las empresas que legalmente la sucedan o que se formen como consecuencia de la reestructuración del sector eléctrico, siempre que se cumpla con los requisitos que la ley establece y con las disposiciones pertinentes del presente Contrato; el VENDEDOR tendrá el derecho de ceder sus beneficios o derechos concedidos y que fueron establecidos en este Contrato, o cualquier póliza de seguro, a cualquier Financista o Financistas que no sea un ente público, como garantía por cualquier préstamo o préstamos que el VENDEDOR deseara garantizar. Fuera de estos casos, ninguna de las Partes podrá ceder total o parcialmente sus derechos y obligaciones contenidos y/o derivados del presente Contrato sin el previo consentimiento por escrito de la otra Parte. Serán requisitos para ceder los derechos y obligaciones: a) Estar autorizados por los representantes legales de las Partes; y b) Que el Cesionario establezca y demuestre su capacidad financiera, legal, técnica y demás requisitos establecidos por Ley. La falta de autorización previa podrá ser convalidada según el artículo 126 de la Ley de Procedimiento Administrativo.

REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 23. GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO DE ADJUDICACIÓN CLÁUSULA VIGÉSIMA TERCERA: GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO DE ADJUDICACIÓN: De conformidad con el Reglamento de Compras de Capacidad Firme y Energía, título III (Documentos Estándar de Licitación), Capítulo Único (Bases de Licitación y Modelo de Contrato), Numeral 20 (Garantía de Cumplimiento de Adjudicación), se establece lo siguiente: La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación estará denominada en Dólares y se constituirá mediante una Garantía Bancaria o Fianza Incondicional irrevocable y que esté confirmada a favor del COMPRADOR, emitida por una entidad del Sistema Financiero de Honduras aceptable para el COMPRADOR. Esta Garantía tendrá vigencia desde la Fecha de Inicio de Operación Comercial y se entregará a más tardar dentro de los quince (15) días hábiles Administrativos siguientes al día de la firma del Contrato. La Garantía de Cumplimiento de Adjudicación se presentará en papel membretado de la entidad financiera emisora. El modelo de la Garantía Bancaria o Fianza Incondicional a utilizarse se presenta en el Anexo No. 4. 24. MONTO Y VIGENCIA DE LA GARANTÍA DE ADJUDICACIÓN CLÁUSULA VIGÉSIMA CUARTA: MONTO Y VIGENCIA DE LA GARANTÍA DE ADJUDICACIÓN: El VENDEDOR presentará una Garantía Bancaria o Fianza irrevocable, emitida por una institución financiera (Banco o Compañía de Seguros) de reconocida solidez del sistema bancario, autorizada para operar en Honduras, por un monto equivalente al quince por ciento (15 %) del monto del pago anual por Capacidad, garantizando el cumplimiento del suministro de potencia, Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios de acuerdo con los términos aquí pactados. Dicha Garantía Bancaria o Fianza irrevocable se renovará periódicamente durante la duración de este Contrato y estará vigente hasta tres (3) meses después de finalizado el último Año del Contrato. 25. INTEGRIDAD CLÁUSULA VIGÉSIMA QUINTA: INTEGRIDAD: Ambas partes manifiestan que conocen y aceptan expresamente lo estipulado en el Acuerdo IAIP-037-2013, publicado en La Gaceta el 23 de agosto del 2013, relativo a la cláusula de integridad, la cual forma parte íntegra del contrato de marras. 26. CONFIDENCIALIDAD CLÁUSULA VIGÉSIMA SEXTA: CONFIDENCIALIDAD: Cualquier información confidencial de una Parte

REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 que sea transmitida a o de cualquier manera recibida por la otra Parte, sea antes o durante la vigencia de este Contrato, o que sea resultado del mismo, deberá mantenerse confidencial y no se podrá publicar o revelar a cualquier persona o entidad ninguna información confidencial, ni podrá utilizar la información confidencial en su beneficio o en beneficio de cualquier otra persona o entidad, excepto: a) Con el consentimiento escrito previo de la otra Parte, cuyo consentimiento puede ser diferido a su discreción únicamente, con o sin razón; y, b) Por una orden o Decreto Judicial emitido por un tribunal competente. No obstante lo anterior, al VENDEDOR le será permitido revelar información confidencial a cualquiera o a todos los siguientes: a) Cualquier subcontratista, afiliado, empleado, suministrante o fabricante de productos o materiales o cualquier otra persona o entidad trabajando para, por medio o con el VENDEDOR en relación con este Contrato; b) Cualquier Financista o Financistas potenciales de todo o parte de la Planta; y, c) Cualquier otra persona o entidad necesaria o conveniente para el cumplimiento de este Contrato por el VENDEDOR. Al COMPRADOR le será permitido transmitir información confidencial a cualquiera o a todos los siguientes: a) Tribunal Superior de Cuentas; b) Secretaría de Energía; c) Comisión Reguladora de Energía Eléctrica; d) Procuraduría General de la República; e) Oficina de Transparencia y Acceso a la Información Pública, entendiéndose, en cualquier caso, que la Parte que propone transmitir información confidencial impondrá a la persona o entidad recipiente una obligación de confidencialidad de similar índole a la impuesta en esta Cláusula. El término “información confidencial” significará toda información oral o escrita, propiedad del VENDEDOR que esté en posesión del COMPRADOR por o a través del VENDEDOR o cualquier subsidiario, afiliado, oficial, empleado, agente, representante, consultor, contratista, subcontratista, o socio del VENDEDOR o con o por cualquier persona o entidad con la cual el VENDEDOR o el COMPRADOR tengan una relación de confidencialidad, información que está: a) Relacionada con o contiene patentes, secretos comerciales, propiedad intelectual, información financiera o proyecciones, opiniones o consejos profesionales, presupuestos, costos estimados, cálculos de ingeniería, listas de suministros u otro material considerado confidencial, secreto o privilegiado; o, b) Que esté designado de manera escrita como confidencial por parte del VENDEDOR; todo lo anterior se aplicará de la misma forma a la “información confidencial” del COMPRADOR. 27. DISPOSICIONES DESPUÉS

REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 DE FINALIZADO EL CONTRATO CLÁUSULA VIGÉSIMA SÉPTIMA: DISPOSICIONES DESPUÉS DE FINALIZADO EL CONTRATO: Después de expirado el plazo de vigencia del presente Contrato y mientras se concluye la liquidación del mismo, todas las estipulaciones del mismo relacionadas con facturaciones, ajustes, pagos, solución de disputas y cualquier otra estipulación aplicable que se les asocie, continuarán aplicándose a cualesquiera materias y circunstancias que hubieran surgido con anterioridad a la terminación del mismo, hasta completar el proceso de liquidación de este Contrato. En caso de que hubiesen disputas o controversias de cualquier naturaleza pendientes de resolver, las mismas serán conocidas por una instancia integrada por los funcionarios de más alto nivel ejecutivo del VENDEDOR y el COMPRADOR quienes tendrán amplias facultades para determinar el mecanismo o procedimiento de solución que se aplicará para dirimir y resolver dichas controversias. Si los ejecutivos de más alto nivel de ambas Partes no convienen el mecanismo o procedimiento a seguir en un plazo no mayor de treinta (30) días calendario, contados a partir del día siguiente a la notificación de la existencia de la disputa o controversia por parte de cualquiera de las Partes a la otra, la misma será resuelta por arbitraje aplicándose las reglas previstas para tal efecto en el numeral II de la Cláusula Trigésima del presente Contrato. 28. VIGENCIA DEL CONTRATO Y RECONOCIMIENTO DE SUMINISTRO CLÁUSULA VIGÉSIMA OCTAVA: VIGENCIA DEL CONTRATO Y RECONOCIMIENTO DE SUMINISTRO: El presente contrato entrará en vigencia a partir de la fecha de su suscripción. Queda entendido entre las Partes contratantes que, por razones de interés público y seguridad nacional, toda la Capacidad Firme Comprometida y la Energía Eléctrica suministrada que sea entregada y facturada por el VENDEDOR será pagada por el COMPRADOR según los términos establecidos en el presente Contrato, aún y cuando el mismo no se encuentre publicado en el Diario Oficial La Gaceta. El COMPRADOR manifiesta que durante el período comprendido desde el 3 de mayo de 2018 a la fecha de suscripción del presente Contrato, el VENDEDOR le ha suministrado energía eléctrica de manera ininterrumpida para cumplir, entre otros, con los requerimientos de electricidad del SIN; consecuentemente, siendo dicho suministro un asunto de interés público, se reconoce la obligación de pago a los precios pactados en el presente Contrato, a partir de dicha

REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 fecha, para lo cual el VENDEDOR enviará las respectivas facturas de cobro por el suministro de energía eléctrica durante ese período y los montos de estas facturas serán pagados por el COMPRADOR según los términos establecidos en este Contrato. De común acuerdo, las Partes contratantes fijan el 3 de mayo de 2018 como la fecha de inicio del suministro de energía eléctrica de éste Contrato, para todos los efectos legales correspondientes incluyendo y sin limitarse a ello la aplicación de las cláusulas contractuales y las comunicaciones que por escrito hayan emitido las Partes. Lo anterior se convalida con base en el artículo 126 de la Ley de Procedimiento Administrativo. 29. DISPOSICIONES VARIAS CLÁUSULA VIGÉSIMA NOVENA: DISPOSICIONES VARIAS:

• A)

  MANTENIMIENTO DE REGISTROS: Tanto el VENDEDOR como el COMPRADOR mantendrán registro de todas las facturas, recibos, unidades de almacenamiento de datos electrónicos o cualquier otro registro concerniente a las cantidades de Energía Eléctrica y Servicios Complementarios provistos y los precios respectivos facturados según este Contrato. Tales registros deberán ser mantenidos por cinco (5) años desde la fecha de su preparación y estarán disponibles para inspección de cualquiera de las Partes suscriptoras, previo aviso con un tiempo razonable.

• B)

  DERECHOS DE AUDITORÍA: Durante la vigencia de este Contrato, el COMPRADOR tendrá derecho, mediante notificación previa por escrito, de auditar los registros relacionados con la medición y facturación de la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios provistos al COMPRADOR por el VENDEDOR. Este proceso lo ejecutará el COMPRADOR en cualquier momento, cuando a su criterio lo considere conveniente y se verificará durante las horas hábiles y normales de trabajo, previa notificación escrita al VENDEDOR, sin que esta verificación afecte a la operación de la Planta.

• C)

  MODIFICACIÓN DEL CONTRATO: Este Contrato sólo podrá ser modificado por mutuo acuerdo de los representantes legales de las Partes. Cada modificación deberá constar por escrito y surtirá plenos efectos legales una vez que sea aprobada por la Junta Directiva de la ENEE y, de ser necesario, por la CREE. La aprobación del Congreso Nacional de la República, solo será requerida cuando las modificaciones acordadas entre las Partes

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 excedan el 25% del monto inicial del Contrato y cuando lleven involucradas exenciones, incentivos y concesiones fiscales no previstas originalmente en el Contrato o cuando las modificaciones hayan de producir o prolongar sus efectos más allá de cualquier período de gobierno de la República. No obstante, las Partes acordarán la adenda que suscribirán para cumplir con las recomendaciones que formule la CREE antes de que este Contrato sea publicado en el Diario Oficial La Gaceta.

• D)

  RESPONSABILIDAD: EL COMPRADOR no será responsable por los daños y perjuicios ocasionados por el VENDEDOR a terceras personas durante la operación o mantenimiento de la Planta del VENDEDOR. EL VENDEDOR responderá por los daños y perjuicios que la operación y mantenimiento de la Planta pueda ocasionar. EL VENDEDOR no será responsable por los daños y perjuicios ocasionados por el COMPRADOR a terceras personas durante la operación o mantenimiento de las instalaciones del COMPRADOR. EL COMPRADOR responderá por los daños y perjuicios que la operación y mantenimiento de sus facilidades pueda ocasionar.

• E)

  SEGUROS: El VENDEDOR y sus contratistas se obligan a contratar y mantener a su costo los seguros siguientes: a) EL VENDEDOR mantendrá un seguro que cubra las instalaciones de la Planta contra todo riesgo, por el valor de reemplazo completo de tales instalaciones; b) El VENDEDOR mantendrá un seguro de responsabilidad civil y contra reclamos de terceros por lesión, muerte o daño a la propiedad; y c) El VENDEDOR y sus contratistas mantendrán un seguro de accidente industrial que incluya la compensación a sus trabajadores como sea requerido por las leyes de Honduras. EL VENDEDOR presentará al COMPRADOR copia de certificación de la compañía aseguradora que acredite que los seguros establecidos en los incisos anteriores están vigentes y han sido contratados. 30. DISPUTAS O CONTROVERSIAS CLÁUSULA TRIGÉSIMA: DISPUTAS O CONTROVERSIAS. I. Consultas y Negociaciones Directas. En caso de producirse cualquier controversia o disputa en la ejecución, interpretación o cumplimiento del presente Contrato, las Partes las someterán, en primer término, al Comité Operativo. Si este no la resolviere dentro del plazo de diez (10) días hábiles Administrativos, contados a partir de la fecha en que se le comunique la existencia de la

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 controversia o disputa, esta deberá ser sometida, a la siguiente instancia formada por los funcionarios de más alto nivel Ejecutivo del COMPRADOR y del VENDEDOR y si esta instancia no la resolviere dentro de un plazo de quince (15) días hábiles Administrativos, la misma deberá ser sometida al procedimiento arbitral dispuesto con base a lo establecido el artículo 27 de la Ley General de la Industria Eléctrica y en la Ley de Conciliación y Arbitraje, en relación con el artículo 3-B de la Ley de Contratación del Estado. II. Arbitraje. Cualquier controversia que surja desde la Fecha de Inicio de Operación Comercial del Contrato, inclusive de su naturaleza, o disputa en la ejecución, interpretación o cumplimiento, ejecución, terminación o liquidación, así como cualesquiera otras circunstancias relativa a su validez y eficacia jurídica tanto en su proceso de configuración como de su vigencia, del presente Contrato que no sea resuelta por el Comité Operativo o por la instancia integrada por los representantes funcionarios de más alto nivel ejecutivo de las Partes, incluidas las que sean relativas o que se deriven de la liquidación del presente Contrato, se someterá a un procedimiento de arbitraje. Las Partes convienen que el tribunal de arbitraje se constituirá en la ciudad de Tegucigalpa M.D.C., República de Honduras y que el arbitraje se sujetará a lo previsto en el Reglamento del Centro de Conciliación y Arbitraje de la Cámara de Comercio e Industrias de Tegucigalpa (CCIT), el cual se considera incorporado a esta cláusula. Dicho Tribunal de Arbitraje será integrado por tres (3) árbitros que serán designados, uno (1) por cada Parte y el tercero escogido por ambas Partes, dentro de un plazo de diez (10) días hábiles Administrativos a partir de que se someta por cualquiera de las Partes al procedimiento arbitral; si no hubiese acuerdo entre las partes para escoger el nombramiento del tercer árbitro dentro del plazo de 20 días hábiles siguientes a la designación de los primeros dos (2) árbitros, será la Comisión de Arbitraje de la Cámara de Comercio e Industria de Tegucigalpa (CCIT) quien nombrará al tercer árbitro dentro de un plazo de diez (10) días hábiles. Los árbitros resolverán los asuntos sometidos a su consideración en derecho, salvo que las Partes acuerden que dichos asuntos sean resueltos acorde a las normas y principios técnicos de una ciencia, arte u oficio; en ningún caso, los árbitros podrán resolver en equidad. Las reglas de arbitraje de la Cámara de Comercio e Industrias de Tegucigalpa (CCIT) se consideran incorporadas por referencia

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 a esta cláusula del Contrato. En caso que alguna de las Partes interponga Recurso de Nulidad contra el Laudo Arbitral proferido por el Tribunal Arbitral respectivo, este recurso se tramitará y decidirá ante un Nuevo Tribunal Arbitral que se nombrará e instalará de conformidad a lo dispuesto en el Reglamento del Centro de Conciliación y Arbitraje de la Cámara de Comercio e Industria de Tegucigalpa y la Ley de Conciliación y Arbitraje. El Tribunal de alzada se constituirá únicamente para conocer del Recurso de Nulidad interpuesto, no pudiendo resolver en equidad. III. Cumplimiento. Mientras una controversia o disputa esté sometida a cualquiera de las instancias establecidas en esta Cláusula, las Partes continuarán cumpliendo con las obligaciones que han asumido en este Contrato y se abstendrán de ejercitar cualquier otro recurso diferente de los aquí previstos. 31. NOTIFICACIONES CLÁUSULA TRIGÉSIMA PRIMERA: NOTIFICACIONES: Las Partes convienen en que cualquier notificación, que cada una deba hacer a la otra, se hará por escrito, mediante entrega personal, por correo certificado con aviso de recepción, o por correo electrónico y dentro de lo establecido en el Decreto Legislativo 149-2013 (Ley sobre Firmas Electrónicas). Para los efectos de este Contrato, las Partes señalan como direcciones para recibir notificaciones las siguientes: 1) Las direcciones del COMPRADOR serán: Toda información de tipo general o de efecto global sobre el Contrato se dirigirá a: Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), sus oficinas en el Edificio Corporativo, Residencial El Trapiche, Calle Principal, Tegucigalpa, M.D.C., Teléfono: 2235-2000, Fax: 2235-2294, correos electrónicos: jesus mejia22@gmail.com y eneeger@enee.hn; 2) Información relacionada con el despacho de energía eléctrica, será dirigida a: Operador del Sistema (ODS): o ds. honduras @ gmail. com , Subestación Suyapa, Atención; Jefe de Despacho, Teléfono: 2257-3385, fax: 2257-3498; 3) EL VENDEDOR señala sus oficinas ubicadas en: Edificio Terra, Residencial Las Cumbres, Tegucigalpa, M.D.C., Honduras Atención: Representante Legal. Teléfonos: (504) 2236-8788, correos electrónicos: c r garcia @ t e r r a - energia. co m y gramos@terra-energia.com Las Partes tendrán derecho a cambiar de lugar para recibir notificaciones, pero deberán señalar otro lugar dentro de Honduras. En todo caso, el cambio de dirección deberá notificarse a la otra Parte por lo menos con diez

  REPÚBLICA DE H ONDURAS - TEGUCIGALPA, M.D.C., 10 DE MARZO DEL 2025 No. 36,786 (10) días hábiles Administrativos de anticipación. Todas las notificaciones se considerarán válidas en la medida que efectivamente hayan sido recibidas en las direcciones apuntadas y que tenga un aviso de recepción o hayan sido selladas de recibido y hayan sido dirigidas a los representantes de cada Parte. En el caso de los correos electrónicos, se considerarán recibidos una vez que estos sean enviados, sin necesidad de acuse de recibo, puesto que las partes están obligadas a revisarlo con frecuencia. 32. TERCERAS PARTES CLÁUSULA TRIGÉSIMA SEGUNDA: TERCERAS PARTES: Las Partes reconocen que este Contrato solamente regula la relación entre ellas, de forma única y exclusiva, por lo que sus cláusulas no pueden ser interpretadas de manera que generen alguna deuda o responsabilidad hacia cualquier otro de los participantes y adjudicatarios de la Licitación Pública Internacional LPI 100- 009/2017, ni siquiera en casos que podrían considerarse análogos. Las Partes reconocen que el Contrato solamente regula la relación entre ellas, de forma única y exclusiva, por lo que sus cláusulas no pueden ser asociadas a los contratos de los otros participantes y adjudicatarios de la Licitación Pública Internacional LPI 100-009/2017, ni a los contratos de los demás generadores de la ENEE, ni siquiera en casos que podrían considerarse análogos, por lo que las cláusulas de este Contrato no pueden ser interpretadas de manera que generen ningún beneficio o responsabilidad para con las Terceras Partes. 33. ACEPTACIÓN Y FIRMA DEL CONTRATO CLÁUSULA TRIGÉSIMA TERCERA: ACEPTACIÓN Y FIRMA DEL CONTRATO: Ambas Partes manifiestan estar de acuerdo con el contenido de todas y cada una de las Cláusulas de este Contrato y para constancia y por triplicado firman el presente CONTRATO en la ciudad de Tegucigalpa, municipio del Distrito Central, el nueve (09) de noviembre de dos mil dieciocho (2018). (F y S) JESUS ARTURO MEJIA

  Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) EL COMPRADOR (F y S) CARLOS ROBERTO GARCIA Representante Legal ENERGIA RENOVABLE, S.A. DE CV. (ENERSA) EL VENDEDOR

  La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes ANEXO No. 1 INTERCONEXIÓN, OPERACIÓN, DESPACHO Y COMUNICACIONES DEL SIN INTERCONEXIÓN CON LA RED DE TRANSMISIÓN: Para recibir la Energía Eléctrica y Servicios Complemen- tarios, las Partes, por mutuo acuerdo, determinan corno Punto de Entrega la barra de B556 de 138 kV de la subestación CHOLOMA (Agua Prieta), según nomenclatura del diagrama unifilar del SIN, asociada a la planta ENERSA Choloma, en su enlace con el sistema interconectado del COMPRADOR para 227,000 kW. OPERACIÓN: El VENDEDOR tendrá completo control y responsabilidad de la operación y mantenimiento de la Planta de acuerdo a las Prácticas Prudentes de Servicio Eléctrico, las disposiciones de este Contrato y las Prácticas normales del VENDEDOR. Tanto el COMPRADOR como el VENDEDOR harán sus mejores esfuerzos para minimizar las fallas en la recepción y entrega de la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios. Una vez iniciada la operación comercial de la Planta, el VENDEDOR entregará al COMPRADOR y al ODS: 1) En el Mes de noviembre de cada Año, o cuando lo decida el ODS: a) El programa de generación por el periodo de generación o estación de producción del siguiente Año, desglosado mensualmente y asociado a una potencia para cada Mes, el VENDEDOR especificará en su programa de generación el período de generación o estación de producción, con fecha de inicio y finalización estimada. Las fechas serán actualizadas y ratificadas en los programas semanales. b) El Programa de Mantenimiento preventivo acordado con el ODS por el periodo de generación o estación de producción del siguiente Año. 2) Cada día lunes a más tardar a las once (11) horas o cuando lo decida el ODS, el VENDEDOR deberá remitir al ODS, una estimación para los próximos siete (7) días calendario, comenzando el martes, de lo siguiente: a) El programa y horario de los mantenimientos programados y b) Las proyecciones de potencia y producción de Energía Eléctrica. Cada día, a más tardar a las seis (6) horas o cuando lo decida el ODS, el VENDEDOR deberá comunicar al ODS mediante los medios de comunicación acordados, la potencia disponible de la Planta en ese momento, tomando en consideración las condiciones existentes, tales como los excedentes disponibles, el estado de mantenimiento de la Planta y de las reparaciones de los equipos, el estado de la línea de transmisión y otros factores que puedan afectar la generación de Energía Eléctrica de su Planta. DESPACHO: El VENDEDOR controlará y operará la Planta de acuerdo a las instrucciones del ODS, en lo que respecta a la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios suministrados al SIN. Las instrucciones del ODS a la Planta, le serán entregadas al VENDEDOR con notificación previa y razonable, salvo los casos de Emergencia del Sistema o Emergencia de la Planta. El despacho de la Planta deberá realizarse de acuerdo con lo establecido en los manuales de operación y mantenimiento de los fabricantes de los equipos y las necesidades del SIN. El VENDEDOR no energizará línea alguna del COMPRADOR que esté desenergizada sin el consentimiento previo del ODS. Cuando la Planta esté suministrando algún servicio al SIN, el VENDEDOR deberá informar en forma inmediata al ODS de cualquier interrupción forzada de la Planta. El VENDEDOR deberá

  La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes mantener en la Planta un registro preciso y actualizado por lo menos de los siguientes datos: registro de producción de kWh, kVARh; kW, kVAR, voltaje y otras características básicas de la generación de la Planta registradas por lo menos cada hora, consumo de combustible, mantenimientos efectuados (programados y no programados), salidas de operación (forzadas y no forzadas), cualquier condición inusual (su causa y su solución) de tal forma que permitan determinar la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios provistos al SIN. La programación de la compra de la Energía Eléctrica y los Servicios Complementarios generados por la Planta será realizada por el ODS, conforme al Programa de Despacho y al despacho económico. COMUNICACIÓN ENTRE LAS PARTES: Se establecen dos niveles de comunicación: I) Nivel Técnico- Administrativo: La comunicación se establecerá a través de los Representantes designados por las Partes. II) Nivel Operacional: La comunicación se establecerá entre el Operador de Planta y el Despachador del ODS del SIN. Queda convenido que el Operador de Planta está subordinado al Despachador del ODS del SIN y deberá seguir las instrucciones de éste último para conectarse y desconectarse del SIN y para todo lo que se refiera a la operación mientras la Planta esté interconectada al SIN. El VENDEDOR deberá adquirir e instalar a su propio costo su equipo de comunicación el cual deberá garantizar la transmisión de datos al ODS por medio de una Unidad Terminal Remota (RTU) o unidad equivalente de comunicación vía GSM- GPRS, por la vía telefónica y/o enlace directo vía radio tal como se especifica en el Anexo No. 3 o cualquier otro medio acordado en el Comité Operativo. Notificar a la otra Parte con por lo menos diez (10) Días Hábiles Administrativos de anticipación su nueva dirección. Todas las notificaciones se considerarán válidas desde el día siguiente de la recepción de una copia de las mismas por parte del destinatario, o desde el día hábil siguiente si fuere inhábil. Todas las notificaciones se consideran válidas en la medida que efectivamente hayan sido recibidas en las direcciones apuntadas. ANEXO No. 2 NORMAS Y PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN DEL SIN DEFINICIONES Operador del Sistema (ODS) Entidad encargada de la operación del Sistema Interconectado Nacional y su integración en el Sistema Eléctrico Regional, y de la operación del Mercado Eléctrico Nacional (MEN) y su integración en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Es la unidad técnica especializada que dirige la operación de los medios de producción y de transmisión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) con infraestructura de Informática y Telecomunicaciones, donde personal técnico especializado dirige la Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y sus Interconexiones, en forma continua e ininterrumpida: siete días a la semana, veinticuatro horas al día (7/24), auxiliado por computadoras y software SCADA- EMS y otros; por medio de la Red de Unidades Remotas de Te le control (RTU) y la Red de Comunicaciones, de la ENEE y otros.

  La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes Mientras el ODS no esté conformado operativamente estas funciones serán realizadas por el Centro Nacional de Despacho ENEE. Despachador Persona que supervisa y controla la operación de todas las instalaciones del SIN desde el ODS. Ingeniero de Despacho Ingeniero a cargo de la operación del SIN desde el ODS. Despeje Es el proceso mediante el cual se aísla un equipo de toda fuente de energía eléctrica o mecánica y se toman precauciones para evitar su reenergización, a fin de que, durante un período determinado, el personal previamente autorizado para ello pueda realizar un trabajo sobre ese equipo en condiciones de máxima seguridad. Disparo Apertura de un interruptor asociado a una línea, barra, transformador o unidad generadora por una condición anormal detectada por los relevadores de protección. Falla Permanente Es aquella que requiere de la intervención del personal de mantenimiento para ser corregida. Falla Temporal Es aquella que se corrige sin la intervención humana y por lo general dura unos pocos segundos, por ejemplo: descargas eléctricas. Operador Persona que controla la operación de una planta o subestación. Apagón General del Sistema Evento en el cual todas las plantas generadoras del SIN se han desconectado por falla en alguna parte del mismo o por consecuencia de fallas en el Sistema Interconectado Nacional o Sistema Interconectado Regional (SER). DISPOSICIONES GENERALES PARA LA OPERACIÓN DEL SISTEMA A. Regulación de Voltaje El VENDEDOR hará sus mejores esfuerzos y dentro de los límites técnicos del fabricante para que los niveles de voltaje entre las tres fases en el Punto de Entrega estén en valores de variación de más o menos cinco por ciento (± 5%) del voltaje nominal. Antes de ejecutar el cierre del interruptor de unidad, el Operador deberá comprobar que la magnitud, fase y frecuencia de los voltajes entre ambos lados del interruptor sean aproximadamente iguales. PROCEDIMIENTO A SEGUIR PARA CONECTARSE O DESCONECTARSE DEL SISTEMA INTER- CONECTADO NACIONAL (SIN) El Operador debe obtener la autorización del Despachador, sea por su solicitud o por decisión del Despachador. 1. El Despachador autorizará al Operador la realización de las maniobras necesarias para el arranque de la unidad y autorizará la sincronización de la unidad al SIN y la carga que debe llevar.

  La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes 2. Después de realizar las maniobras necesarias para el arranque de la unidad el Operador deberá:

  • a)

    Comunicarse con el Despachador e informarle que está listo para sincronizar.

  • b)

    El Despachador autorizará la sincronización de la unidad al SIN y le determinará la generación que debe proveer.

  • c)

    El Operador deberá realizar el cierre del interruptor de unidad verificando que se cumplan las condiciones de igualdad de frecuencia, magnitud y fase de los voltajes de la unidad y del sistema. B. Para sacar de línea la Unidad

    • 1)

      El Operador debe obtener la autorización del Despachador sea por solicitud o por decisión del Despachador para sacar de línea cada unidad.

    • 2)

      El Operador disminuirá gradualmente la carga de la unidad, hasta llevarla a un valor cercano a cero MVA en el punto de interconexión.

    • 3)

El Operador abrirá el interruptor que conecta la unidad al Sistema Interconectado Nacional (SIN). 4. Posterior a efectuar las maniobras de desconexión o paro de la unidad, el Operador suministrará al Despachador la hora en que abrió el interruptor que conecta la unidad al SIN y las condiciones operativas en que quedó la unidad. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN EN CASO DE DISPARO DEL INTERRUPTOR DE LA LÍNEA a) El Operador debe comunicarse con el Despachador para proporcionarle la siguiente información: 1. Descripción del interruptor disparado y la hora en que aconteció 2. Detalle de las indicaciones del anunciador de alarmas 3. Relevadores que operaron 4. Condiciones de cada unidad generadora 5. Información sobre detección de voltaje en la línea del COMPRADOR Nota: El Operador siempre debe verificar antes de cerrar el interruptor que tenga señal de voltaje entre las tres fases de la línea. Si el Operador de Planta no puede comunicarse con el ODS, debe hacerlo a través del Operador del COMPRADOR en la Subestación La Puerta y en última instancia a través del Operador del COMPRADOR en la Subestación El Progreso. Bajo ninguna circunstancia se sincronizará al SIN, sin haber obtenido la autorización del Despachador, sea directamente o a través del Operador de la Subestación La Puerta o del ODS. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN EN CASO DE DISPARO DE LA PLANTA a) El Operador debe comunicarse con el Despachador para proporcionarle la siguiente información: 1. Detalle de las alarmas operadas 2. Relevadores que indicaron operación 3. Tipo de avería y disponibilidad de cada unidad 4. Información sobre detección de voltaje en la línea del COMPRADOR en el Punto de Entrega. b) El Despachador dependiendo de esta información hará o indicará las operaciones necesarias. c) El Operador puede iniciar el arranque de la unidad y proveer su carga, pero siempre debe esperar las instrucciones del Despachador para la sincronización de la planta al SIN.

La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes APAGÓN GENERAL EN EL SISTEMA La secuencia del restablecimiento del servicio en la red nacional, dependerá de las condiciones en que hayan quedado las plantas después de la falla, en cuanto a servicio propio, unidades rotando y con excitación. El Operador de la Planta podrá restablecer el servicio propio sin esperar instrucciones del ODS. Después de arrancar cada unidad, llevarla a velocidad nominal, excitarla y tomar la carga de sus instalaciones, el Operador deberá comunicar al ODS que está listo para sincronizar. Durante el apagón general del sistema, los únicos que podrán hacer uso del canal de radio comunicación serán los Operadores, los Despachadores y los Ingenieros de Despacho. Nadie que no esté directamente involucrado con el restablecimiento del servicio del SIN, podrá usar este canal, a menos que se le solicite para que el restablecimiento sea más rápido. ANEXO No. 3 NORMAS Y REQUERIMIENTOS TÉCNICOS DEL SIN INTERCONEXIÓN AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Las instalaciones de interconexión y la Planta del VENDEDOR deberán estar diseñadas y equipadas de forma tal que funcionen adecuadamente en paralelo con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), tanto en condiciones normales como en contingencias. El COMPRADOR no se hará responsable por los daños que pudieran ocurrir en las instalaciones de interconexión ni en la Planta del VENDEDOR por falta de un diseño o equipamiento adecuado. El VENDEDOR es responsable de instalar las protecciones adecuadas para evitar daños a la Planta e instalaciones de interconexión, así como para evitar efectos perjudiciales derivados de situaciones anormales del SIN sobre la Planta, como también de la Planta sobre el SIN en caso de falla que se dé en las instalaciones del VENDEDOR. El VENDEDOR está obligado a mantener en condiciones aceptables de operación todos los equipos que estén relacionados con la generación, tomando como referencia el debido mantenimiento que recomienda el fabricante de los equipos. 1. RESPUESTA A DISTURBIOS DE POTENCIA EN EL SIN Cada unidad generadora y la Planta entera, deben ser capaces de mantener una operación continua e ininterrumpida durante la ocurrencia de sobrexcitación o sobre voltaje en la misma, dentro los límites técnicos, teniendo como límites mínimos los que establece las Normas ANSI/IEEE C50.13-1989 y ANSI/IEEE C57.12-00-1987 en el diseño y construcción de los equipos de potencia. La duración y magnitud de la sobreexcitación o sobre voltaje será definida de acuerdo a las curvas de los fabricantes de los equipos, curvas de relación Voltaje/Frecuencia versus Tiempo, y Voltaje versus Tiempo; la duración será de un tiempo que esté dentro de la zona permitida de operación y acordada entre el ODS y el VENDEDOR. El ODS podrá dar orden de sincronizar unidades que se encuentren fuera de línea aun cuando el voltaje en el nodo para sincronizar presente una desviación en la magnitud del voltaje de su valor nominal, siempre y cuando esté dentro de los límites de seguridad que estipula el fabricante.

La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes Cada unidad generadora y la Planta entera también deben ser capaces de mantenerse en línea y operando a la ocurrencia de eventos que produzcan variaciones en la frecuencia del SIN entre 57 y 62 Hertz, desconectándose las unidades en coordinación con el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia. 2. RECHAZO PARCIAL DE CARGA Cada unidad generadora y la Planta deberán ser capaces de operar en forma continua y permanente durante e inmediatamente después de un evento que ocasione una reducción de la carga a cada unidad, en condiciones de carga parcial o plena carga y la reducción sea menor del 40% de la Potencia nominal de la unidad generadora, y que la carga remanente permanezca arriba del nivel de mínima carga de operación, pero siempre dentro de los límites técnicos del fabricante. 3. SALIDA DE OPERACIÓN SIN SUMINISTRO EXTERNO DE ELECTRICIDAD Cada unidad generadora y la Planta serán capaces de salir de operación en forma segura y sin daño al equipamiento o personas al existir una falta de alimentación de electricidad proveniente del SIN a la Planta. 4. CONTRIBUCIÓN A LA ESTABILIDAD DEL SIN Cada unidad que se instalará debe ser equipada con equipos de Excitación y Gobernador-Actuador de tecnología reciente, que permitan la operación del AVR en forma automática y el Gobernador en modo Isócrono o con regulación libre. Se recomienda que el sistema de excitación sea equipado con sistema estabilizador de potencia (Power System Stabilizer o PSS). Si la central al momento de entrar en servicio o en el futuro llegase a presentar oscilaciones con respecto al SIN o al Sistema Interconectado Centroamericano, el VENDEDOR estará obligado a instalar equipos suplementarios (PSS u otros), necesarios para eliminar o amortiguar apropiadamente dichas oscilaciones. Los ajustes del equipo suplementario antes mencionado se harán de acuerdo a un Estudio de Estabilidad que será realizado por el VENDEDOR. El ODS estará en la obligación de proporcionar la base de datos del SIN y del Sistema Interconectado Centroamericano (SER), o en su defecto el equivalente en el punto de interés. SISTEMAS PROTECCIÓN QUE AFECTEN LA SEGURIDAD DEL SIN A cada unidad generadora, transformador de unidad, la Central entera y al equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega, el VENDEDOR deberá proveerlas de protección necesaria capaz de desconectar independientemente 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 Central entera, equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega, por no ser capaz de desconectarse de manera independiente al SIN debido a falta de un esquema de protección adecuado o por mal funcionamiento de los mismos, la reparación o sustitución del equipo dañado es de responsabilidad exclusiva del VENDEDOR. Los ajustes del equipo de protección instalado en cada unidad generadora la Planta entera y equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega deben ser coherentes con el funcionamiento que requiere el ODS. Los ajustes serán tales

La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes 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 consistente con los requerimientos de seguridad y durabilidad de la Planta. Los ajustes de las protecciones eléctricas instaladas deben ser discutidos y acordados con el ODS. 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 ODS 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. PREVENCIÓN DE OPERACIÓN ASÍNCRONA Cada unidad generadora debe tener una protección de desconexión para prevenir deslizamiento de polos u operación asíncrona del generador. Además, deberá contar con un interruptor dimensionado de acuerdo a los parámetros requeridos para interconectarse con el SIN. Para esto, el VENDEDOR cuando estime oportuno, solicitará del COMPRADOR con sesenta (60) días hábiles administrativos de anticipación, los datos sobre capacidad de corto circuito actual del SIN. El interruptor tendrá un bloqueo de voltaje de manera que no se pueda reconectar hasta que haya presencia de voltaje en el lado de la red dentro del rango de valores de voltaje y frecuencia establecidos. El VENDEDOR deberá instalar en la Planta, seccionadores con puesta a tierra con llave. Estos seccionadores serán operados por el VENDEDOR y servirán para que el VENDEDOR pueda dar servicio de mantenimiento seguro a sus instalaciones bajo su responsabilidad. Para realizar operaciones en sus instalaciones que afecten la configuración, o confiabilidad del SIN, el VENDEDOR deberá contar con aprobación del ODS. El SIN en su red de transmisión y distribución es del tipo llamado sólidamente aterrizado; las unidades generadoras sincrónicas que se conectasen por medio de transformadores elevadores, el devanado de alta tensión debe ser de conexión estrella y sólidamente aterrizado. Cada unidad generadora que se conecte directamente a la red del SIN (sin transformador) deben ser debidamente aterrizada para proporcionar las condiciones necesarias de corrientes y voltajes de secuencia cero para la operación de las protecciones, cuando se presenten fallas a tierra, ya sea en la red del SIN o en las instalaciones del VENDEDOR; o en su defecto se debe instalar equipos suplementarios que proporcionen las condiciones necesarias de corriente y voltaje de secuencia cero requeridas. La conexión a utilizar será responsabilidad del VENDEDOR, y será tal que minimice posibles sobre voltajes y sobre corrientes por ferro resonancia y calentamiento por operación de voltajes des balanceados durante fallas. El COMPRADOR no tendrá responsabilidad como consecuencia de la conexión utilizada. CONTROL Y COMUNICACIONES La Planta para su Operación y Control deberá contar con una RTU o unidad equivalente de comunicación vía fibra óptica, GSM-GPRS, por la vía telefónica y enlace directo vía radio, quien provee los medios necesarios y adecuados de Supervisión, Control y Medición Remotos, para transmitir en forma electrónica, mediante protocolos y canales de comunicación, la información que el ODS requiere, para integrar dicha información a sus Bases de

La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes Datos de tiempo real en sus sistemas SCADA-EMS. El VENDEDOR tendrá el derecho de localizar la RTU o unidad equivalente de comunicación vía fibra óptica, GSM- GPRS, por la vía telefónica y/o enlace directo vía radio en donde se localice el Punto de Entrega. Las características de los equipos y arreglos y configuraciones necesarios para el sistema de comunicaciones tendrán que ser acordados entre el VENDEDOR y el COMPRADOR, para cada caso. (Ubicación geográfica, capacidad instalada de la planta, etc.) En términos generales se requiere que la Planta esté dotada de equipo que permita contar con: 1.- Comunicación con el ODS mediante un protocolo IEC o DNP, Serial y/o Ethernet; sería también necesario contar con el protocolo, para transmisión hacia el actual SCADA-AGC del ODS, 2.- Capacidad de Configuración Remota, 3.- Registro de Eventos (SOE) con precisión de un (1) milisegundo, 4.- Sincroverificación, 5.- Adquisición y Transmisión de parámetros como: Estado de los Interruptores, Alarmas, Potencia Activa, Potencia Reactiva, Voltaje, Corriente, Energía y todos aquellos solicitados por la Unidad de Despacho; 6.- Capacidad para ejecutar controles sobre interruptores y las unidades de generación para propósitos de Control Automático de Generación AGC. (RTU, para plantas con capacidad mayor o igual a 1 MW). El Operador del VENDEDOR deberá contar con un teléfono de acceso directo en la sala de control del VENDEDOR, o con un equipo de radio que permita establecer una comunicación expedita donde pueda recibir instrucciones de parte del ODS. En adición a medios de comunicación de voz, el VENDEDOR instalará en su centro de control un telefax para recibir y enviar solicitudes y autorizaciones, u otra comunicación escrita con el ODS. Dichos medios de comunicación deberán ser compatibles con los medios de comunicación que posee el ODS, respetando las regulaciones que se dispongan para su uso. En caso que la RTU o unidad equivalente de comunicación vía fibra óptica, GSM-GPRS, por la vía telefónica y/o enlace directo vía radio quede temporalmente fuera de servicio, diariamente y tantas veces como fuere necesario, el VENDEDOR informará al ODS lo siguiente: a. Hora de interconexión de la planta al SIN, así como la carga en kW, con la que entró a línea. b. La hora y la carga en kW, en caso de que hubiere cambios en la potencia de suministro. c. La hora y la carga en kW, en caso de interrupción de la interconexión. d. La lectura de los contadores de energía y potencia. e. Declaración de capacidad disponible de la Planta para períodos de 24 horas contados a partir de las 00:00 horas de cada día calendario. OPERACIÓN El ODS, respetando lo establecido en el presente Contrato, podrá solicitar al VENDEDOR la desconexión temporal de la Planta por las siguientes razones cuando lo considere necesario para el cumplimiento de sus actividades propias indicándole el momento en que debe llevarla a cabo. El VENDEDOR se obliga a acatar dicha solicitud.

• 1)

  Para las desconexiones programadas, el ODS comunicará al VENDEDOR una vez que el ODS haya definido la programación de desconexiones.

• 2)

  Para las desconexiones imprevistas, el ODS comunicará al VENDEDOR, a la brevedad posible la acción tomada. Entre las razones de desconexión imprevista se encuentran las siguientes, pero no se limitan:

  • a)

    Causas de Fuerza Mayor y Caso Fortuito que afecten al SIN, y que imposibiliten el recibo de la Energía Eléctrica de la Planta.

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes

  • b)

    Cuando la Planta del VENDEDOR carezca de un medio de comunicación satisfactorio, o el que disponga sea inoperante por causas atribuibles al VENDEDOR, para lograr una comunicación expedita.

  • c)

    Cuando las fluctuaciones de voltaje y frecuencia, medidas en el Punto de Entrega, causadas por la operación anormal del equipo de generación del VENDEDOR, excedan los límites aceptables.

  • d)

    Cuando el equipo de generación del VENDEDOR introduzca distorsiones a las ondas de voltaje o corriente senoidal en la red que excedan las recomendaciones expresadas en el Estándar 519- 1992 del IEEE en el Punto de Entrega.

  • e)

    Cuando se den otras condiciones, no contempladas en los puntos a), b), c) y d) de esta sección, por las que la Planta interfiera en la calidad del servicio brindado a los consumidores o con la operación del SIN.

  • f)

    Cuando la tasa de variaciones de salida de potencia de la Planta del VENDEDOR sean tales que se provoque desviaciones mayores de ±0.2 Hz de la frecuencia nominal (60 Hz), o provoque una variación en la potencia de intercambio, en una situación en la que la generación obligue a operar las unidades bajo control automático de generación a sus límites de generación máxima a la Planta del VENDEDOR. En caso que el VENDEDOR no pueda cumplir por cualquier razón este requerimiento del ODS, se procederá a la desconexión inmediata de la Planta del VENDEDOR, sin responsabilidad alguna para el COMPRADOR.

  • g)

    En caso de que se emita una solicitud de limitación de generación máxima por parte del ODS, se incluirá junto con ésta, una estimación de la duración del período que dure dicha limitación. Sin importar la razón de la desconexión, el VENDEDOR deberá requerir la autorización del ODS para volver a conectarse al SIN.

  • h)

    Sin importar la razón de la desconexión, el VENDEDOR deberá requerir la autorización del ODS para volver a conectarse al SIN.

  • i)

    El VENDEDOR suministrará Energía Eléctrica al COMPRADOR, de manera que no altere adversamente la calidad del voltaje en el Punto de Entrega. Deberá mantener el voltaje en el Punto de Interconexión, según consigna recibida del ODS del COMPRADOR. El control de potencia reactiva se efectuará a través del AVR del generador operando en forma automática con consigna de voltaje ajustable en línea según sea indicado por el ODS. Para mantener el voltaje deseado será continuo, dinámico y de alta velocidad de respuesta. En caso de que se interrumpa la recepción de la consigna de voltaje, se seguirá utilizando como válida la última consigna recibida. ANEXO No. 4 MODELO DE GARANTÍA DE CUMPLIMIENTO DE ADJUDICACIÓN Garantía bancaria o fianza incondicional Fecha: Por la presente nosotros, (Banco XXX), sociedad legalmente constituida y autorizada para operar en el ramo de fianzas/ garantías en la República de Honduras, con domicilio en la ciudad de XXXX, nos constituimos en fiador mercantil solidario a favor de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) de Honduras garantizando el cumplimiento de las obligaciones asumidas con la ENEE por la sociedad

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes mercantil Energía Renovable S.A de C.V. (ENERSA), en el Contrato de Suministro de 227 MW de Capacidad Firme y Energía No. 71/2018 suscrito el nueve (09) de noviembre de dos mil dieciocho (2018). La fianza/garantía que por este acto emitimos es hasta por un monto de_______________ DOLARES EXACTOS (USD$______________), de los Estados Unidos de América, El suscrito fiador se obliga a pagar a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la suma garantizada, en virtud de esta fianza al recibir por escrito la solicitud de pago en la cual la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) declare que la sociedad Energía Renovable, S.A. de C.V. ha incurrido en el incumplimiento del Contrato No. 71/2018, sin oponer reparos objeciones o dilaciones, sin que la ENEE tenga que probar el incumplimiento que origina su solicitud y sin que Energía Renovable, S.A. de C. V. pueda oponerse al pago. Igualmente, el fiador pagará la suma garantizada en los casos previstos en el Contrato No. 71/2018. Esta garantía tendrá validez durante los doce meses comprendidos entre el 03 de mayo de 2018 y el 03 de mayo de 2019 y se mantendrá en caso de prórroga, reforma o ampliación acordada entre las Partes, de cualquier parte o de todo el contrato No. 71/2018. Esta garantía tendrá carácter de título ejecutivo. Suscribimos el presente documento de fianza, en la ciudad de Tegucigalpa, municipio del Distrito Central, a los XX días del mes de XX del dos mil XX. BANCO XXX DIRECCIÓN XXXX. Firma Autorizada ANEXO No.5 MODELO DEL CERTIFICADO DE INICIO DE OPERACIÓN COMERCIAL Fecha: __________________________________________ [Nombre del Contrato] A: Dirección De nuestra consideración: De conformidad con la CLÁUSULA SÉPTIMA se hace constar que la empresa Energía Renovable, S.A. de C.V. (ENERSA) satisface en forma permanente los siguientes incisos:

    • a)

      La Planta está disponible para ser operada de manera normal, confiable y continua, de acuerdo con las Practicas Prudentes de la Industria Eléctrica.

    • b)

      Se han terminado satisfactoriamente las Pruebas Iniciales de la unidad y los sistemas que requiere para su operación confiable.

    • c)

      Se ha tenido a la vista la Licencia Ambiental.

    • d)

      Se ha recibido de la empresa Energía Renovable, S.A. de C.V., constancia firmada por su represen- tante legal, en la que se confirma que los requisitos descritos en los incisos del (a) al (c) han sido satisfechos.

    • e)

      La Subgerencia de Contratos de Generación a solicitud de la empresa Energía Renovable, S.A de C.V., ha emitido notificación autorizando el Inicio de la Operación Comercial. Por y en nombre del Comité Operativo [Firma y sello] en calidad de [Cargo]

      La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes

      ANEXO No. 6 DIAGRAMA UNIFILAR DE LA PLANTA

      La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes ANEXO No. 7 DESCRIPCIÓN Y ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LA PLANTA A. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PLANTA La planta ha sido instalada utilizando 14 motores MAN 48/60, que están diseñados para una operación continua con combustible pesado (HFO por sus siglas en inglés). Para propósitos de rodaje y limpieza pueden utilizar combustibles ligeros (LFO por sus siglas en inglés). Un motor precalentado (2 horas mínimo) puede ser arrancado directamente con HFO a condición de que el sistema externo de combustible tenga la temperatura y presión correcta. El motor también puede parar con HFO, aunque el sistema externo se mantenga en operación. El sistema interno de combustible consta de los siguientes equipos:

      • •

        Tuberías de baja presión.

      • •

        Tuberías de alta presión.

      • •

        Bombas de inyección individuales para cada cilindro.

      • •

        Inyector de combustible en cada cilindro.

      • •

        Válvula reguladora de presión de combustible. 2.1.1.- Sistema de Combustible Ligero Nro.2 (LFO por sus siglas en inglés, Diésel). El sistema está compuesto de:

      • •

        Unidad de bomba de descarga de combustible ligero.

      • •

        Tanque de almacenamiento de combustible ligero.

      • •

        Unidad de bomba de transferencia de combustible ligero.

      • •

        Bombas de alimentación de combustible ligero.

      • •

        Tanque diario de combustible ligero.

      • •

        Sistema de Tubería. 2.1.2.- Sistema de Combustible Pesado (HFO por sus siglas en inglés, Bunker). El sistema está compuesto por:

      • •

        Unidades de bomba de descarga de combustible pesado

      • •

        Tanques de almacenamiento de combustible pesado

      • •

        Bomba de transferencia de combustible pesado

      • •

        Tanques amortiguadores de combustible pesado

      • •

        Unidades separadoras para combustible pesado

      • •

        Tanques diarios de combustible pesado

      • •

        Bombas de alimentación de combustible pesado

      • •

        Unidades de inyección de combustible pesado (búster)

      • •

        Unidades de combustible

      • •

        Unidades de retorno de combustible

      • •

        Sistema de tubería 2.2.- Sistema de Aceite de Lubricación El sistema de aceite lubricante, lubrica los cojinetes y los cilindros dentro del motor. Adicionalmente, el aceite lubricante también enfría la parte superior del pistón. Los motores MAN 48/60 tienen un sistema de cárter húmedo. 2.2.1.- Sistema de Aceite de Lubricación del Motor El sistema está compuesto de:

      • •

        Bombas de aceite de lubricación principales

      • •

        Intercambiadores de calor

      • •

        Válvulas termostáticas de tres vías

      • •

        Filtros principales de aceite de lubricación

      • •

        Filtros de seguridad dúplex de aceite de lubricación

        La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes

      • •

        Bombas de aceite de pre-lubricación

      • •

        Unidades separadoras de aceite de lubricación

      • •

        Sistema de tubería 2.2.2.- Sistema de Aceite de Lubricación de la Planta El sistema está compuesto de:

      • •

        Unidad de bombas de descarga de aceite fresco de lubricación

      • •

        Tanques de almacenamiento de aceite fresco de lubricación

      • •

        Unidad de bomba de transferencia de aceite fresco de lubricación

      • •

        Tanque de mantenimiento de aceite de lubricación

      • •

        Unidad de bomba de transferencia de aceite de lubricación usado

      • •

        Tanque de almacenamiento de aceite de lubricación usado

      • •

        Unidad de bomba de descarga de aceite de lubricación usado

      • •

        Sistema de tubería 2.3.- Sistema de Aire para Arranque Todos los motores MAN 48/60 son arrancados por medio de aire comprimido con una presión nominal de 30 bares. El arranque es realizado por inyección directa de aire dentro de los cilindros a través de las válvulas de aire de arranque colocadas en el cabezal del cilindro. La válvula maestra de aire de arranque puede ser operada manual y eléctricamente. El sistema interno de aire de arranque está compuesto de los siguientes equipos: - Tuberías de acero - Válvula maestra de aire de arranque - Válvulas electroneumáticas para disparo por sobre velocidad - Válvula de bloqueo de arranque para prevenir el arranque cuando el engranaje de carrera está embragado. - Distribuidor de aire de arranque - Válvula de aire de arranque en cada cabezal del cilindro - Contenedor de aire para el sistema de parada de emergencia - Cilindro neumático de parada en cada bomba de inyección - Búster para el gobernador de velocidad - Interceptores de llama El sistema externo está compuesto de:

      • •

        Compresor de aire de arranque

      • •

        Cilindros de aire de arranque

      • •

        Unidad de control del compresor de aire

      • •

        Compresor de aire de trabajo

      • •

        Cilindros de aire de arranque

      • •

        Sistema de tubería 2.4.- SISTEMA DE ENFRIAMIENTO 2.4.1.- Sistema de Enfriamiento del Motor El sistema de enfriamiento del motor (circuito primario) está dividido en dos circuitos: el circuito de alta temperatura (HT) y el de baja temperatura (LT). El circuito HT enfría los cilindros, los turbo-cargadores y la primera etapa del aire cargado. El circuito LT enfría la segunda etapa del aire de carga y el circuito de aceite lubricante, a través del intercambiador de calor. El sistema está compuesto de:

      • •

        Bomba de agua de enfriamiento de alta temperatura

        La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes

      • •

        Bomba de agua de enfriamiento de baja temperatura

      • •

        Módulos de Tubería

      • •

        Módulos de enfriamiento

      • •

        Válvulas termostáticas de baja temperatura de tres vías

      • •

        Válvulas termostáticas de alta temperatura de tres vías

      • •

        Tanques de expansión de baja temperatura

      • •

        Tanques de expansión de alta temperatura

      • •

        Unidades de precalentamiento de alta temperatura

      • •

        Radiadores de enfriamiento alta / baja temperatura 2.4.2.- Sistema de Enfriamiento de la Planta El sistema está compuesto de:

      • •

        Unidades de mantenimiento de agua para enfriamiento del motor.

      • •

        Sistema de tubería 2.5.- Sistema de Aire de Carga a cada motor El lado del compresor del turbo cargador alimenta el aire dentro de los cilindros para el proceso de combustión. Cada motor está equipado con turbo cargadores en tres unidades generadoras y un solo turbocargador para las restantes once unidades. Los turbo cargadores son de tipo turbina axial. Está incluido también, un sistema de lavado para limpieza del compresor del turbo cargador. El lavado es iniciado manualmente y para automáticamente en intervalos regulares por medio de inyección de cáscaras de nuez y por agua fresca, que debe ser limpia, sin cloro y a una presión entre 2.0 y 6.0 bares. Un indicador local de diferencial de presión está colocado a cada lado cada enfriador de aire de carga. Estos indicadores diferenciales de presión suministrarán indicación local cuando es el momento de iniciar el sistema de lavado. El sistema interno de aire de combustión se compone de los equipos siguientes: - Compresores en el turbo cargador - Enfriador de aire de carga - Dispositivos de limpieza para el compresor - Silenciadores de aire de carga - Filtros - Fuelles de expansión - Ductos y bridas. 2.6.- Sistema de Gases de Escape Las tuberías de gases de escape del motor están completa- mente protegidas por una caja aislante. Los fuelles metálicos están en el sistema de tuberías, así como entre cada turbo cargador y en el sistema de tuberías de salida de gases de escape. Las tuberías están fijadas a un soporte, pero libres de moverse axialmente. El sistema interno de aire de combustión consta de los siguientes equipos:

      • •

        Fuelles de expansión para ducto de escape

      • •

        Silenciadores de gases de escape

      • •

        Sistema de ductos y bridas

      • •

        Chimeneas

      • •

        Turbina en el turbo cargador

      • •

        Sistema de lavado de turbina 2.7. - Sistema de Regulación de Velocidad El control de velocidad del motor es efectuado empleando un

        La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes gobernador electrónico y un actuador hidráulico, montado sobre el motor. Los interruptores fijadores de velocidad están colocados en el panel de control. 2.8.- Sistema de Control. Cada motor está dotado del equipo de control y protección siguiente: - Dispositivo de sobre velocidad electroneumático para parada automática del motor. - Dispositivo de sobre velocidad mecánico para parada automática del motor, operando independientemente del gobernador de velocidad. - Sistema de medición de velocidad, incluyendo pick up magnético para velocidad del motor y velocidad del turbo cargador. - Dispositivo de girado lento. 2.9.- Sistemas de Servicio. 2.9.1.- Sistema Contra Incendio El sistema está compuesto de:

      • •

        Reservorio de agua cruda/contra incendio

      • •

        Unidad principal de agua contra incendio

      • •

        Estaciones de mangueras

      • •

        Hidrantes y monitores en el área de tanques de almacenamiento de combustibles

      • •

        Unidad portátil de espuma

      • •

        Unidades de espuma para área de tanques

      • •

        Extinguidores portátiles de espuma

      • •

        Extinguidores portátiles de polvo seco

      • •

        Extinguidores con ruedas de polvo seco

      • •

        Sistema de detección de fuego y alarma

      • •

        Sistema de tubería 2.9.2.- Sistema de Aceite de Desperdicio y Lodos El sistema está compuesto de:

      • •

        Bombas de drenaje

      • •

        Tanque separador de lodos

      • •

        Bomba de lodos

      • •

        Tanque captador de agua contaminada

      • •

        Bomba de agua contaminada

      • •

        Unidad de tratamiento de lodos

      • •

        Tanque de lodos concentrados

      • •

        Bomba de descarga de lodos

      • •

        Sistema de tubería 2.9.3.- Sistema de Tratamiento de Agua El sistema está compuesto de:

      • •

        Unidad de tratamiento de agua

      • •

        Tanque de almacenamiento de agua tratada

      • •

        Sistema de tubería 2.9.4.- Sistema de Emergencia Compuesto de un generador de emergencia diésel, que permite arranque en negro.

• 3)

  SISTEMA ELÉCTRICO. 3.1.- Sistema de subestación de Media Tensión El sistema está compuesto de:

  • •

    Equipo de maniobras de medio voltaje

  • •

    Cubículo del generador

  • •

    Cubículo del punto neutro o de aterrizaje

  • •

    Cubículo de alimentadores de salida

  • •

    Cubículo de disyuntor de enlace

  • •

    Cubículo de alimentación de la estación transformadora

  • •

    Cubículo de medición de barra

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes 3.2.- Sistema de subestación de Baja Tensión El sistema está compuesto de:

  • •

    Transformadores auxiliares

  • •

    Paneles de bajo voltaje

  • •

    Acople de barras

  • •

    Alimentadores de salida

  • •

    Arrancadores de motores auxiliares 3.3.- Sistema de Corriente Directa (DC) El sistema está compuesto de:

  • •

    Panel de control para la planta

  • •

    Panel de control para equipos de la yarda de maniobras 3.4.- Sistema de Aterrizajes En toda la planta y yarda de la subestación se instaló una red de puesta a tierra con sus varillas de aterrizaje, para los equipos y para las estructuras metálicas (vigas, columnas, tanques, etc.). 3.5.- Sistema de Alta tensión El sistema está compuesto de:

  • •

    5 transformadores de potencia

  • •

    Interruptor para cada transformador de potencia

  • •

    Equipo de transformación para protección, control y medición ACCESORIOS DE CADA TRANSFORMADOR

  • •

    Tanque conservador de aceite dieléctrico

  • •

    válvulas para llenado, drenaje y toma de muestras de aceite

  • •

    válvulas entre el relé Buchholtz y el tanque conservador de aceite

  • •

    pines para levantar y empujar, gatas para arrastrar cada transformador de potencia

  • •

    indicador de nivel de aceite con contactos para alarma para alto y bajo nivel

  • •

    relay-Buchholtz con contactos para alarma y disparo y dispositivos de revisión.

  • •

    termómetro de aceite con contactos para alarma y disparo

  • •

    respiradero deshidratador

  • •

    caja terminal con resistencia para calentamiento

  • •

    bushings o boquillas de alto voltaje

  • •

    bushings o boquillas de bajo voltaje

  • •

    indicador de temperatura de devanados

  • •

    radiadores con válvulas de cierre

  • •

    ventiladores con dispositivos de arranque y protección.

  • •

    base plana, reforzada para deslizar el transformador en cualquier dirección

  • •

    cambiador de derivaciones bajo carga y sin carga

  • •

    transformadores de corriente

  • •

    Equipo de maniobra o Interruptores o Seccionadoras o Equipo de transformación de medición y protección o Estructuras o Anclajes o Sistema de Aterrizaje o Estructuras de conexión o Cables de alta, media y baja tensión o Cables de control

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes

• 4)

  SISTEMA DE ADQUISICIÓN, PROCESAMIENTO, TRANSMISIÓN E IMPRESIÓN DE DATOS. 4.1.- Sistema de Información Monitoreo de los Motores y Planta 4.1.1- Esquemas de Control Suplementario y Regulación Primaria/ Secundaria de Frecuencia:

  • •

    Regulación Primaria de Frecuencia

  • •

    Regulación secundaria de Frecuencia implementada a través del AGC.

  • •

    Concentrador de datos con enlace vía fibra óptica. 4.1.2- Sistema SCADA de la Planta:

  • •

    Módulos de monitoreo

  • •

    Computadores de Control y Supervisión

  • •

    Paneles de los motores

  • •

    Impresoras de Reportes

  • •

    Módulos de Control Lógico (PLC) 4.2.- Sistema de Control y Protección El sistema se compone de:

  • •

    Transformadores de Corriente

  • •

    Trasformadores de Voltaje

  • •

    Equipos de Medición

  • •

    Equipos de Protección

  • •

    Borneras de conexión, prueba y cortocircuito

  • •

    Controladores automáticos y manuales 4.3.- Cables

  • •

    Cables de Potencia

  • •

    Cables de Control

  • •

    Cables de medición y protección

  • •

    Borneras de conexión, prueba y cortocircuito

  • •

    Conectores, mufas, material de aislamiento

• 5)

  SISTEMA DE VAPOR El sistema está compuesto de:

  • •

    Calderas de gases de escape

  • •

    Módulo de alimentación de agua

  • •

    Módulo de caldera que opera con combustible

  • •

    Condensador de vapor

  • •

    Sistema de retorno de condensado

  • •

    Sistema de tubería

  • •

    Materiales y accesorios necesarios para la implementación de todas las obras civiles y electromecánicas requeridas para la instalación de estos equipos.

• 6)

  EDIFICIOS, OBRAS CIVILES Y ELECTROMECÁNICAS CONEXAS. Edificios Equipos, materiales y accesorios necesarios como ser, sin limitarse a: estructuras, láminas, puertas, llamadores, anclajes, iluminación, sistema contra incendio, tubería, conductos, escaleras fijas y móviles, herrajes, sistemas de aire acondicionado (evaporadores, compresores, tuberías, conductos, materiales de aislamiento, gases), sistemas de seguridad, pinturas, epóxicos, materiales anticorrosivos, materiales y accesorios necesarios para la implementación de todas las obras civiles y electromecánicas requeridas, para la aplicación en:

  • •

    Sala de máquinas con su cuarto de Control

  • •

    Bodega

  • •

    Talleres

  • •

    Oficinas

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes Obras Civiles y Electromecánicas Conexas Materiales y accesorios necesarios para la implementación de todas las obras civiles y electromecánicas requeridas para la instalación de todos los equipos.

• 7)

  SUBESTACIÓN • Equipo de maniobra de Alta Tensión o Interruptores o Seccionadoras o Equipo de transformación de medición y protección o Estructuras o Anclajes o Aterrizaje y pararrayos o Estructuras de conexión o Cable en alta, media y baja tensión o Cables de control • Equipo de Maniobra de Media Tensión o Servicio Propio (Transformadores de alta a media tensión) o Paneles de Control o Transformadores Secos o Equipos de Control, Monitoreo, Medición y Protección o Cables en media y baja tensión o Cables de Control o Accesorios de conexión • Sistema de Corriente Directa (DC) • Materiales y accesorios necesarios para la implemen- tación de todas las obras civiles y electromecánicas requeridas para la instalación de estos equipos. 9.- SISTEMA DE ALMACENAMIENTO Y TRASIEGO DE COMBUSTIBLES • Sistema de Almacenamiento (tanques en la Planta) • Sistema de Tuberías (conductos metálicos para combustible) • Sistema de baja y media tensión (normal y contra explosiones) • Sistema de Control • Sistema de Adquisición, Procesamiento y Transmisión de Datos • Sistema de Información y Monitoreo • Sistema de Carga y Descarga (bombas, válvulas, controles, medidores, aterrizaje) • Sistemas de Medida (para tanques, de volumen y flujo) • Sistema de Emergencia • Sistema de Vapor • Sistemas de protección de corrosión (pinturas, epóxicos, equipos de protección catódica) • Equipos de seguridad industrial • Accesorios y materiales para obras civiles y electromecánicas conexas • Sistema Contra Incendio (bombas, hidrantes, mangueras, extintores, sistemas de espuma, tuberías y accesorios especiales) B. ESPECIFICACIONES Y LÍMITES TÉCNICOS DE LA PLANTA

  • 1)

    Despacho y Programación. Los incisos de esta sección se sustituirán por las nuevas reglamentaciones que surjan del reglamento emitidos por los organismos que establece la Ley General de la Industria Eléctrica.

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes 1.1 Despacho. La Planta será operada como una instalación totalmente despachable, sujeta a los Limites Técnicos. El VENDEDOR acepta someterse a las Reglas de Operación y Despacho que dicte el ODS siempre que estén dentro de los límites técnicos de la Planta. El ODS tendrá la potestad y atribuciones exclusivas de programar y despachar la energía eléctrica generada por las Unidades. El VENDEDOR cumplirá con todas las instrucciones de operación recibidas del ODS. El ODS estará facultado para despachar la Planta hasta la Capacidad Disponible; de igual manera podrá requerir al VENDEDOR que desconecte o reduzca la entrega de energía a la discreción del ODS, con base en las necesidades del sistema Interconectado Nacional. 1.2 Programación Anual. El ODS entregará al VENDEDOR en la última semana de octubre de cada año una proyección de la programación anual de sus requerimientos de Energía de la Planta durante el próximo año. La programación mostrará claramente, semana a semana, la producción de Energía que proyecta el ODS para la Planta. 1.3 Procedimientos de Notificación de requerimientos mensuales, semanales y diarios (i) Notificación de los requerimientos del mes siguiente. A más tardar el 20 de cada mes, el ODS suministrará al VENDEDOR los requerimientos estimados sobre una base de día por día, de la Energía requerida de la Planta para el mes siguiente y también un programa provisional para el subsiguiente mes. (ii)Notificación de los requerimientos de la semana siguiente. No menos de 48 horas antes del comienzo de cada semana (definida como la 00:00 lunes a las 24:00 domingo), el ODS suministrará al VENDEDOR los requerimientos estimados, hora por hora, de la energía de la Planta para esa semana y también, provisoriamente, para la semana siguiente. (iii) Notificación de Disponibilidad de Planta. Para permitir al ODS que dé programas finales de requerimientos, tal como se prevé en la sección (iv) abajo, el VENDEDOR informará al ODS a las 9:00 horas de cada día la Capacidad Disponible estimada de la Planta para cada hora de las siguientes 24 horas y provisionalmente, de las subsiguientes 24 horas. (iv) Notificación de los requerimientos del día siguiente. No menos de 12 horas antes del comienzo de cada día, el ODS suministrará al VENDEDOR los requerimientos proyectados, hora por hora, de Energía, arranques y Energía Reactiva para ese día y también provisionalmente, para el día siguiente. El nivel real de operación de la Planta será determinado por las necesidades de operación, conforme lo solicite el ODS, sujeto a las restricciones técnicas de la Planta de acuerdo a este Contrato. (v) Disponibilidad Operativa Diaria. Antes del inicio de cada día de operaciones, el VENDEDOR informará al ODS la Capacidad Disponible de la Planta, hora por hora, incluyendo sin limitación, cualquier Salida Forzada de la Planta. Dicha información se confirmará a las 23:00 horas del día anterior. La Capacidad Declarada de la Planta no podrá ser mayor que la Capacidad Firme Comprometida más la Capacidad de Respaldo menos las reducciones de capacidad debidas a Salidas Programadas o Salidas Forzadas.

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes (vi) Notificación de Cambio de Niveles Operativos. El ODS suministrará al VENDEDOR aviso de cambio en los niveles operativos y el VENDEDOR responderá dentro de los límites estipulados en los Límites Técnicos. 1.4 Cumplimiento. El VENDEDOR acepta cumplir con las instrucciones que reciba del ODS.

  • 2)

    Límites Técnicos Los siguientes Límites Técnicos definirán la Capacidad Comprometida y otros requerimientos de operación para la compra estipulados por el COMPRADOR. La Tabla 1 muestra algunos valores establecidos por el fabricante, para los equipos del VENDEDOR. Después de que cada unidad generadora salga de línea, en respuesta a las órdenes de despacho del ODS o por cualquier otra razón, cada unidad generadora requiere para ser sincronizada al SIN el número de minutos mostrados en las columnas uno y dos de la Tabla 1.

    Después de que cada unidad generadora salga de línea, en respuesta a las órdenes de despacho del ODS o por cualquier otra razón, cada unidad generadora requiere para ser sincronizada al SIN el número de minutos mostrados en las columnas uno y dos de la Tabla 1. 1 2 3 4 5 TIEMPO MÁXIMO PARA SINCRONIZAR LA UNIDAD EN FRÍO (EN MINUTOS) TIEMPO MÁXIMO PARA SINCRONIZAR CADA UNIDAD EN CALIENTE (EN MINUTOS) PORCENTAJE INCREMENTO DE CARGA SOBRE POTENCIA NOMINAL (%/MINUTO) POTENCIA MÁXIMA (MW) FACTOR DE POTENCIA (ATRASADO/ ADELANTADO) % 180 5 6.6 227 85 Tabla 1: Minutos requeridos para sincronizar al SIN cada unidad El arranque en frío se entiende que la Planta inicia de una situación totalmente sin vapor en su sistema. El incremento de generación que implique arranque de más de una unidad, requerirá arranque secuencial de una unidad después de otra, hasta completar la capacidad requerida. Una vez que cada una o cualquiera de las unidades generadoras de la Planta se encuentren en operación y sincronizadas al SIN, la potencia eléctrica de esta unidad generadora deberá incrementarse o disminuirse dentro de los limites definidos en la tercera columna de la Tabla 1. Cada unidad generadora y la planta entera deberá cumplir con los siguientes requerimientos: 2.1 Respuesta a Disturbios de Potencia en el SIN. Cada unidad generadora y la El arranque en frío se entiende que la Planta inicia de una situación totalmente sin vapor en su sistema. El incremento de generación que implique arranque de más de una unidad, requerirá arranque secuencial de una unidad después de otra, hasta completar la capacidad requerida. Una vez que cada una o cualquiera de las unidades generadoras de la Planta se encuentren en operación y sincronizadas al SIN, la potencia eléctrica de esta unidad generadora deberá incrementarse o disminuirse dentro de los limites definidos en la tercera columna de la Tabla 1. Cada unidad generadora y la planta entera deberá cumplir con los siguientes requerimientos:

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes 2.1 Respuesta a Disturbios de Potencia en el SIN. Cada unidad generadora y la Planta entera, deben ser capaces de mantener una operación continua e ininterrumpida durante la ocurrencia de sobrexcitación o sobrevoltaje en la misma dentro los límites técnicos, teniendo como límites mínimos los que establece las Normas ANSI/IEEE C50.13-1989 y ANSI/IEEE 57.12.00-1987. La duración y magnitud de la sobreexcitación o sobrevoltaje será definida de acuerdo a las curvas de los fabricantes de los equipos, curvas de relación Voltaje de Excitación/Frecuencia versus Tiempo y Voltaje de Excitación versus Tiempo; la duración será de un tiempo que esté dentro de la zona permitida de operación. El ODS podrá dar orden de sincronizar unidades que se encuentren fuera de línea aun cuando el voltaje en el nodo para sincronizar presente una desviación en la magnitud del voltaje de su valor nominal, siempre y cuando esté dentro los límites de seguridad que estipula el fabricante del equipo de la Planta. Cada unidad generadora y la Planta entera también deben ser capaces de mantenerse en línea y operando durante y después de la ocurrencia de eventos que produzcan variaciones en la frecuencia del SIN entre 57 y 62 Hertz, desconectándose las unidades en coordinación con el esquema de desconexión de carga por baja frecuencia. 2.2 Rechazo Parcial de Carga. Cada unidad generadora y la Planta deberán ser capaces de operar en forma continua y permanente durante e inmediatamente después de un evento que ocasione una reducción de la carga a cualquier unidad, en condiciones de carga parcial o plena carga y la reducción sea menor del 30% de la Potencia nominal de la unidad generadora y que la carga remanente permanezca arriba del nivel de mínima carga de operación de cada unidad sincronizada, dentro de los límites y especificaciones técnicas del fabricante. 2.3 Capacidad de Generación/Absorción de Reactivo. La central deberá ser capaz de entregar/absorber una potencia reactiva equivalente al 60% de la Capacidad que está entregando al sistema. Q = ± 0.6 P Donde: Q = Potencia Reactiva (MVAR) P = Capacidad en MW que se está entregando al SIN 2.4 Tasas de Incrementos o Decrementos de Carga. Cada unidad generadora y la Planta deberán ser capaces de incrementar o disminuir su carga en respuesta a una orden manual o remota de variación de carga en una tasa no menor de la mostrada en la Tabla 1. 2.5 Salida de Operación sin Suministro Externo de Electricidad. Cada unidad generadora 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 a la Planta de electricidad proveniente de la red de transmisión o distribución a la Planta. 2.6 Contribución a la Estabilidad del SIN. Los sistemas de excitación de las unidades generadoras deberán estar equipados con "Power System Stabilizer" (PSS) capaces de controlar los aspectos dinámicos de cada unidad para contribuir a mitigar los disturbios que se den en el SIN.

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes Los ajustes de los equipos PSS instalados en cada unidad generadora serán tales que contribuyan a la mejora de la estabilidad del SIN ya sea ante grandes o pequeñas perturbaciones, apoyando el control del SIN bajo condiciones de emergencia y para minimizar el riesgo de desconexión indebida ante oscilaciones. Los ajustes de estos equipos deben tener la aprobación del ODS. Si por alguna razón se presenta que los ajustes de estos equipos no son coherentes entre el funcionamiento que requiere el ODS para garantizar la estabilidad del SIN 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. 2.7 Sistemas de Protección que afecten la Seguridad del SIN. A cada unidad generadora, transformador de unidad, la Planta entera 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 entera, 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 o por mal funcionamiento de los mismos, 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 sin que ocurra mal funcionamiento del mismo o de sus componentes. Los ajustes del equipo de protección instalado en cada unidad generadora, la Planta entera, equipo o elemento entre la Planta y el Punto de Entrega deben ser coherentes con el funcionamiento que requiere el ODS. 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, consistente con los requerimientos de seguridad y durabilidad de la Planta. Los ajustes de las protecciones eléctricas instaladas deben tener la aprobación del ODS. 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 ODS 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 Prevención de Operación Asíncrona. Cada unidad generadora debe tener una protección de desconexión para prevenir deslizamiento de polos u operación asíncrona del generador. 2.9 Requerimientos de Comunicación. El VENDEDOR deberá mantener los equipos y sistemas de comunicaciones requeridos para la transmisión de voz y datos de la Planta hacia el ODS. 2.10 Requerimientos del Sistema de Regulación de Carga-Velocidad. Los reguladores de velocidad deben tener un estatismo ajustable entre 0% y 7% y una banda muerta no mayor de 0.05 Hz Las unidades generadoras deben ser capaces de soportar cambios de carga de al menos 10% para disminuciones de

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes frecuencia y de 20% para incrementos de frecuencia si los cambios ocurren dentro de los Límites y Especificaciones Técnicas de la Planta. La Planta operará con un nivel de reserva rodante y AGC del cinco por ciento (5%) de la capacidad en línea, para regulación de frecuencia. 2.11 Información de los Sistemas de Control y Regulación. El VENDEDOR debe informar a ODS los ajustes estructurales y parámetros de todos los componentes del equipo de control del regulador de carga-velocidad y regulador automático de voltaje (RAV), incluyendo los controles de velocidad de toma de carga, excitadores, limitadores, curvas de capabilidad, con suficiente detalle para permitir al ODS 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. Estos parámetros de ajuste no podrán ser variados sin previa aprobación del ODS. Cada unidad generadora programada en operación debe ser supervisada continuamente para verificar que el regulador funciona correctamente y deberá presentar al ODS, cada vez que ocurra un disturbio, un reporte detallado de la respuesta de la unidad generadora ante la variación de frecuencia en el SIN fuera del rango normal de la frecuencia de operación. Los reportes deben contener información gráfica mostrando la respuesta al disturbio, incluyendo sin limitación, datos numéricos y gráficas de la potencia activa y reactiva de salida de las unidades en MW y MVAr, respectivamente y de la tensión y de la frecuencia en el Punto de Entrega, de forma que los intervalos de muestreo sean los preestablecidos por el ODS. Cada unidad generadora y la Planta deberán ser capaces de operar en forma aislada si sucede una falla del sistema y cada gobernador deberá ser capaz de estabilizar y mantener el voltaje y la frecuencia del sistema aislado desde una demanda igual a la carga mínima de operación de cada unidad y hasta el 100% de la Capacidad Comprometida, dentro de los límites de +/- 5% del voltaje nominal y +/- 0.1 Hz de la frecuencia.

  • 3)

    Salidas Programadas y de Mantenimiento. 3.1 Salidas Programadas. Cada año el VENDEDOR tendrá el derecho de programar el mantenimiento requerido de sus unidades. El VENDEDOR deberá someter por escrito al ODS su programa propuesto de períodos de Salidas Programadas (incluyendo la duración de cada período) la "Notificación de Salidas Programadas" a más tardar en la primera semana del mes de noviembre, o conforme lo establezca la normativa respectiva, tomando como base el Programa de Generación Anual para el siguiente año, que le remita el ODS. Una vez recibida dicho Programa de Salidas Programadas, el ODS notificará por escrito al VENDEDOR, en un plazo no mayor de veintiún (21) días hábiles administrativos contados a partir del recibo del mismo, si los períodos de Salidas Programadas son aceptables. Dicha aceptación no debe retenerse irrazonablemente. Si el ODS no puede aceptar los períodos de Salidas Programadas solicitados, el ODS avisará al VENDEDOR del período en que el ODS determine que tal Salida Programada es declarada inaceptable para que pueda ser reprogramada. Tal período reprogramado será tan próximo como sea razonablemente practicable para el período solicitado y será de igual duración al período solicitado. Si el ODS no se pronuncia ni notifica por escrito al VENDEDOR dentro del plazo establecido, se entenderá

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes que acepta el programa presentado por el VENDEDOR. Esta programación deberá estar totalmente definida a más tardar, el 15 de diciembre de cada año. El mantenimiento de los equipos del VENDEDOR, en general, está basado en las horas de operación acumulada de los principales equipos, por lo que el VENDEDOR aplicará los ajustes al Programa de Mantenimiento Anual en función del régimen de operación real que el ODS haya realizado en el curso del año y el ODS aplicará tales ajustes al programa de mantenimiento. El ODS puede, antes de sesenta (60) días de la fecha programada para un mantenimiento, requerir que el VENDEDOR vuelva a reprogramar una Salida Programada. El VENDEDOR deberá indicar las fechas en las cuales las salidas programadas se vuelven impostergables debido a requerimientos técnicos del fabricante de la Planta, para mantener las garantías. Debiendo mostrar documentos que acrediten el programa de mantenimiento y sus hitos para mantener las garantías de fábrica 3.2 Salidas por Mantenimiento no Programado. En la medida que surge la necesidad de una Salida por Mantenimiento no Programado, el VENDEDOR debe avisar al ODS de tal necesidad y deberá presentar al ODS una solicitud para la aprobación de una Salida de Mantenimiento que especifique el momento de inicio y la duración estimada de los trabajos a ser llevados a cabo y el ODS permitirá programar tal Salida por Mantenimiento no programado dentro de un período de tiempo razonable de acuerdo con las circunstancias. Si, a pesar de la aprobación del ODS de una Salida de Mantenimiento, el ODS necesitara despachar al VENDEDOR durante una Salida de Mantenimiento que implique utilizar la capacidad de generación que está en mantenimiento, el VENDEDOR empleará sus mejores esfuerzos para reanudar la generación con tales equipos tan pronto como sea posible y cumplir con tal solicitud del ODS. 3.3 Esquema de Emergencia. El VENDEDOR cumplirá con los procedimientos de emergencia del ODS para la incorporación de la Planta al SIN, incluyendo, sin limitación, la recuperación de un apagón eléctrico local o de mayor alcance. El VENDEDOR será capaz de arrancar la Planta desde cero voltaje y sin apoyo del SIN (Arranque Negro o "Black Start"). 3.4 Suministro de Energía en Caso de Emergencia. En caso de Emergencia del SIN, el VENDEDOR deberá suministrar tanta energía como le sea posible y requerida por el ODS (dentro de los Límites y Especificaciones Técnicas) y que el SIN pueda recibir. Si la Planta tiene una Salida Programada o una Salida por Mantenimiento y tal Salida Programada o Salida por Mantenimiento ocurre u ocurriera coincidentemente con una Emergencia, el VENDEDOR deberá realizar todos los esfuerzos razonables para reprogramar la Salida Programada o Salida por Mantenimiento, siempre y cuando los trabajos correspondientes no se hayan iniciado. 3.5 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 ODS. El VENDEDOR debe asegurar que su personal laborará en la Planta en todo momento, veinticuatro (24) horas al día y siete (7) días a la semana comenzando desde la fecha de Inicio de Operación Comercial de la Planta y que tal personal responderá a las comunicaciones y señales de despacho de acuerdo con los Límites y Especificaciones Técnicas.

    La GacetaA.Sección A Acuerdos y Leyes ANEXO No. 8 BORRADOR DE ADENDUM A CONTRATOS DE FIDEICOMISOS

ADENDUM NÚMERO XX CONTRATO DE FIDEICOMISO PARA LA "RECUPERACIÓN DE PÉRDIDAS EN LOS SERVICIOS PRESTADOS POR LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE)" PARA LA EJECUCIÓN DEL COMPONENTE DE DISTRIBUCIÓN Y FLUJO FINANCIERO, MEDIANTE LA CONSTITUCIÓN DE UNA ALIANZA PÚBLICO-PRIVADA