Aprobación definitiva del Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PERT) 2026-2035. - CREE-81-2026

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035

Dirección de Planificación de la Expansión del Sistema Versión Aprobado parcialmente, Acuerdo CREE 06-2026 Fecha 03 de marzo de 2026 Lugar Tegucigalpa, Honduras

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 1 de 91 Contenido Contenido ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ............... 1 Lista de figuras ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ....... 4 Lista de tablas................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ......... 5 Acrónimos y siglas ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ . 7 Acrónimos comunes ................................ ................................ ................................ ................................ ............................... 7 Siglas de subestaciones existentes................................ ................................ ................................ ................................ ........... 8 Siglas de subestaciones planificadas ................................ ................................ ................................ ................................ ....... 8 Resumen Ejecutivo ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ . 9 I Introducción ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ . 13 1 Objetivo ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ...... 13 2 Estructura del informe ................................ ................................ ................................ ................................ ..................... 13 II Contexto del subsector eléctrico nacional ................................ ................................ ................................ ..................... 15 1 Crecimiento de la demanda ................................ ................................ ................................ ................................ ............. 15 2 Matriz eléctrica de Honduras................................ ................................ ................................ ................................ ........... 16 3 Topología actual del sistema de transmisión ................................ ................................ ................................ .................... 17 III Condiciones de la red de transmisión ................................ ................................ ................................ ............................ 20 1 El Paraíso ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ....... 20 2 Zona Sur ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ...... 21 3 Litoral Atlántico ................................ ................................ ................................ ................................ .............................. 22 4 Olancho ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ ...... 24 5 Zona Occidental ................................ ................................ ................................ ................................ .............................. 25 6 Distrito Central ................................ ................................ ................................ ................................ ............................... 26 7 Corredor de 138 kV en zona central del país ................................ ................................ ................................ ................... 29 8 Máxima capacidad de transferencia con el Sistema Eléctrico Regional ................................ ................................ ............ 31 9 Estadísticas de falla de elementos de la red de transmisión ................................ ................................ .............................. 33 IV Premisas y criterios de planificación................................ ................................ ................................ ............................. 35 1 Horizonte de planificación ................................ ................................ ................................ ................................ .............. 35 2 Costos de inversión de proyectos de transmisión ................................ ................................ ................................ ............. 35 3 Consideraciones constructivas de los proyectos de transmisión ................................ ................................ ....................... 36 4 Tasa de descuento para obras de transmisión ................................ ................................ ................................ ................... 37 5 Proyección de demanda................................ ................................ ................................ ................................ ................... 37 6 Criterios de calidad, seguridad y desempeño mínimo ................................ ................................ ................................ ...... 38 7 Escenarios operativos modelados ................................ ................................ ................................ ................................ .... 38 8 Expansión de la generación indicativa ................................ ................................ ................................ ............................. 40 V Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión ................................ ................................ .... 44 1 Descripción de las herramientas computacionales ................................ ................................ ................................ ........... 44

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 2 de 91 2 Proceso de planificación de la expansión de la red de transmisión ................................ ................................ ................... 44 2.1 Expansión optimizada................................ ................................ ................................ ................................ ................ 45 2.2 Expansión orientada a confiabilidad y resiliencia ................................ ................................ ................................ ....... 46 2.2.1 Expansión para confiabilidad y resiliencia en cumplimiento al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional ... 47 2.3 Ampliaciones en la red de transmisión orientadas a la mejora en el servicio de distribución................................ ....... 47 VI Resultados ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ .... 49 1 Proyectos en desarrollo ................................ ................................ ................................ ................................ ................... 49 1.1 Compensación reactiva capacitiva ................................ ................................ ................................ ............................. 49 1.2 Subestación Terrero Blanco ................................ ................................ ................................ ................................ ....... 49 1.3 Línea de transmisión Progreso – San Pedro Sula Sur, y ampliaciones en subestación Santa Marta ............................. 49 1.4 Línea de transmisión Laínez – Miraflores ................................ ................................ ................................ .................. 50 1.5 Subestación El Sitio ................................ ................................ ................................ ................................ ................... 50 1.6 Proyecto Negrito – Yoro Dos – Arenales – Coyoles Central Dos – Reguleto ................................ .............................. 50 1.7 Ampliaciones para servicio de distribución ................................ ................................ ................................ ................ 51 2 Proyectos con financiamiento ................................ ................................ ................................ ................................ .......... 52 2.1 Proyecto L613 – Zamorano Dos – Danlí Dos – Terrero Blanco ................................ ................................ .................. 52 2.2 Proyecto La Entrada – Santa Rosa II – Santa Rosa ................................ ................................ ................................ ..... 53 2.3 Línea Amarateca – Talanga ................................ ................................ ................................ ................................ ........ 53 2.4 Proyecto Masca – La Victoria – Bermejo ................................ ................................ ................................ ................... 53 3 Expansión optimizada ................................ ................................ ................................ ................................ ..................... 54 3.1 Resultados ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ . 54 3.2 Proyectos de transmisión optimizados ................................ ................................ ................................ ....................... 56 3.2.1 Subestación Villanueva Dos ................................ ................................ ................................ ................................ . 56 3.2.2 Repotenciación L512 CHM-LVI ................................ ................................ ................................ .......................... 57 3.2.3 Línea de Transmisión Prados – Aguacaliente y repotenciación de líneas L615 PA V-SLU y L617 PRD-Frontera ... 57 3.2.4 Línea de transmisión La Victoria – San Pedro Sula Sur y La Victoria – Progreso ................................ ................. 58 3.2.5 Línea de transmisión Cañaveral – Rio Lindo ................................ ................................ ................................ ........ 58 4 Expansión orientada a confiabilidad y resiliencia ................................ ................................ ................................ ............ 59 4.1 Resultados ................................ ................................ ................................ ................................ ................................ . 59 4.2 Proyectos para mejoras en la confiabilidad y resiliencia del sistema ................................ ................................ ........... 64 4.2.1 Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central ................................ ................................ .......................... 64 4.2.2 Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico ................................ ................................ ......................... 65 4.2.3 Compensación reactiva inductiva en Zona Sur ................................ ................................ ................................ ..... 65 4.2.4 Compensación serie en líneas L526 y L527 San Pedro Sula Sur – Agua Prieta ................................ ..................... 65 4.2.5 Subestación El Taladro ................................ ................................ ................................ ................................ ......... 66 4.2.6 Proyecto Coyoles Central Dos – Ceiba Sur ................................ ................................ ................................ ........... 66 4.2.7 Ampliación Caracol 230 kV y habilitación de segundo circuito SPS-SBV ................................ ............................ 67

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 3 de 91 4.2.8 Subestación Concepción del Sur................................ ................................ ................................ ........................... 68 4.2.9 Compensación reactiva capacitiva en Catacamas ................................ ................................ ................................ .. 68 4.2.10 Proyecto Juticalpa Dos – El Carbón ................................ ................................ ................................ ..................... 69 4.2.11 Ampliación Cañada 230 kV ................................ ................................ ................................ ................................ . 69 4.2.12 Línea de transmisión Talanga – Yoro Dos ................................ ................................ ................................ ............. 70 4.2.13 Línea de transmisión Terrero Blanco – Juticalpa Dos ................................ ................................ ........................... 70 4.2.14 Línea de transmisión El Bijagual – Zamorano Dos ................................ ................................ ............................... 71 5 Proyectos para la mejora a la calidad en el servicio de distribución ................................ ................................ ................. 72 5.1 Proyecto La Paz – La Esperanza – Erandique ................................ ................................ ................................ ............ 72 5.2 Subestación La Flecha y línea de transmisión La Entrada – La Flecha ................................ ................................ ....... 73 5.3 Subestación La Labor y línea de transmisión Santa Rosa-La Labor ................................ ................................ ............ 73 5.4 Subestación El Tránsito ................................ ................................ ................................ ................................ ............. 73 5.5 Subestación Santa Rita ................................ ................................ ................................ ................................ .............. 74 5.6 Subestación Taujica ................................ ................................ ................................ ................................ ................... 74 5.7 Subestación Choluteca Este ................................ ................................ ................................ ................................ ....... 75 5.8 Subestación El Ocotillo ................................ ................................ ................................ ................................ ............. 75 5.9 Subestación Gualala ................................ ................................ ................................ ................................ .................. 75 5.10 Subestación Cerro Grande ................................ ................................ ................................ ................................ ......... 76 5.11 Subestaciones San Francisco de la Paz y San Esteban ................................ ................................ ................................ 76 5.12 Subestación Mogote ................................ ................................ ................................ ................................ .................. 76 5.13 Subestación Armenta ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 77 5.14 Subestación Arizona ................................ ................................ ................................ ................................ .................. 77 5.15 Subestación Tizatillo ................................ ................................ ................................ ................................ ................. 77 5.16 Subestación Copán Uno ................................ ................................ ................................ ................................ ............. 78 5.17 Subestación Tatumbla ................................ ................................ ................................ ................................ ................ 78 5.18 Subestación El Trapiche ................................ ................................ ................................ ................................ ............ 79 5.19 Subestación Pueblo Nuevo ................................ ................................ ................................ ................................ ........ 79 5.20 Subestación Chamelecón ................................ ................................ ................................ ................................ ........... 79 5.21 Transformador de distribución Ojo de Agua ................................ ................................ ................................ ............... 80 5.22 Subestación Cuyamel y línea de transmisión Masca – Cuyamel ................................ ................................ ................. 80 VII Resultados generales ................................ ................................ ................................ ................................ .................... 81 1 Resumen de proyectos ................................ ................................ ................................ ................................ .................... 81 2 Prioridades de inversión ................................ ................................ ................................ ................................ .................. 82 3 Resumen por etapa ................................ ................................ ................................ ................................ .......................... 83

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 4 de 91 Lista de figuras Figura 1. Proceso de planificación de la red de transmisión ................................ ................................ ................................ .. 10 Figura 2. Cronograma de las inversiones consideradas en cada etapa ................................ ................................ .................... 11 Figura 3. Infraestructura de transmisión ................................ ................................ ................................ ................................ 11 Figura 4. Sistema Interconectado Nacional (SIN), con ampliaciones del PERT 2026-2035 ................................ ................... 12 Figura 5. Demanda de energía y máxima demanda de potencia anual histórica 2007-2024................................ .................... 15 Figura 6. Diagrama de duración de carga anual periodo 2022-2024 ................................ ................................ ...................... 16 Figura 7. Capacidad instalada en el SIN por tecnología, periodo 2007-2024 ................................ ................................ ......... 16 Figura 8. Capacidad instalada en el SIN por tecnología 2022-2024 ................................ ................................ ....................... 17 Figura 9. Sistema Interconectado Nacional actualizado a septiembre 2025 ................................ ................................ ........... 18 Figura 10. Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (SIEPAC) ................................ ..................... 19 Figura 11. Red de transmisión existente en zona oriental. ................................ ................................ ................................ ..... 20 Figura 12. Condiciones operativas normales en El Paraíso, demanda máxima nocturna, temporada seca .............................. 20 Figura 13. Condiciones operativas con indisponibilidad de TRV en El Paraíso, demanda máxima nocturna, temporada seca. 21 Figura 14. Condiciones operativas sin transferencias en zona sur, demanda máxima diurna, temporada seca ........................ 22 Figura 15. Condiciones operativas en zona sur con porteo sur-norte, demanda máxima diurna, temporada seca .................... 22 Figura 16. Red de transmisión existente en Litoral Atlántico ................................ ................................ ................................ . 23 Figura 17. Condiciones operativas del Litoral Atlántico, sin unidades de generación en END ................................ ............... 23 Figura 18. Condiciones operativas del Litoral Atlántico, con unidades de generación en END ................................ .............. 23 Figura 19. Red de transmisión existente en zona de Olancho ................................ ................................ ................................ 24 Figura 20. Condiciones operativas normales en Olancho, demanda máxima nocturna, temporada húmeda............................ 24 Figura 21. Condiciones operativas en Olancho, demanda máxima nocturna, temporada húmeda, contingencia línea L443 ... 25 Figura 22. Red de transmisión existente en zona occidental ................................ ................................ ................................ .. 25 Figura 23. Condiciones operativas en Occidente, demanda máxima diurna, temporada seca y ASR a su capacidad máxima . 26 Figura 24. Condiciones operativas en Occidente, demanda máxima diurna, temporada seca y ASR a mitad de capacidad ..... 26 Figura 25. Condiciones operativas en el Distrito Central, demanda máxima diurna, temporada seca ................................ ..... 27 Figura 26. Red de transmisión del corredor en 138 Kv ................................ ................................ ................................ .......... 29 Figura 27. Condiciones operativas en el Corredor de 138kV , demanda máxima diurna, temporada seca. ............................... 30 Figura 28. Condiciones operativas en Distrito Central ante contingencia del tramo L558 AMT-CYG ................................ ... 31 Figura 29. Máxima capacidad de transferencia de porteo ................................ ................................ ................................ ...... 32 Figura 30. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y Guatemala 2024 ................................ ................................ 32 Figura 31. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y El Salvador 2024 ................................ .............................. 32 Figura 32. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y Nicaragua 2024................................ ................................ . 33 Figura 33. Cantidad de fallas registradas por nivel de tensión 2024................................ ................................ ....................... 33 Figura 34. Duración acumulada y energía no suministrada ante fallas de líneas de transmisión, 2024 ................................ ... 34 Figura 35. Adiciones y retiros al parque de generación, periodo 2026-2035 ................................ ................................ .......... 43 Figura 36. Flujograma del proceso general de planificación de expansiones en la red de transmisión ................................ .... 45 Figura 37. Flujograma de etapa de expansión optimizada de la transmisión ................................ ................................ .......... 46 Figura 38. Flujograma de etapa de expansión para confiabilidad y resiliencia ................................ ................................ ....... 47 Figura 39. Comparativa de cantidad de incumplimientos a los CCSDM. ................................ ................................ ............... 64 Figura 40. Cronograma de las inversiones consideradas en cada etapa ................................ ................................ .................. 82

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 5 de 91 Lista de tablas Tabla 1. Costos de inversión por etapa del PERT 2026-2035 ................................ ................................ ................................ . 11 Tabla 2. Máxima demanda de potencia anual, periodo 2007-2024 ................................ ................................ ......................... 15 Tabla 3. Proyección de demanda con tasas de crecimiento ................................ ................................ ................................ .... 37 Tabla 4. Rangos de voltaje permitidos bajo distintas condiciones operativas ................................ ................................ ......... 38 Tabla 5. Flujos de potencia máximo permitidos bajo distintas condiciones operativas ................................ ........................... 38 Tabla 6. Escenarios de operación para estudios eléctricos ................................ ................................ ................................ ..... 39 Tabla 7. Incorporaciones previstas al parque de generación, periodo 2026-2035 ................................ ................................ ... 40 Tabla 8. Cronograma de adiciones indicativas al parque de generación, periodo 2026-2035 ................................ .................. 40 Tabla 9. Adiciones indicativas al parque de generación por subestaciones, acumulado para el año 2035 ............................... 41 Tabla 10. Retiros del parque de generación, periodo 2026-2035 ................................ ................................ ............................ 42 Tabla 11. Bancos de compensación capacitiva por instalar ................................ ................................ ................................ .... 49 Tabla 12. Obras en desarrollo para el sistema de distribución ................................ ................................ ................................ 51 Tabla 13. Porcentaje de carga en los distintos elementos de la red de transmisión. ................................ ................................ 54 Tabla 14. Lista de circuitos candidatos para mitigar las sobrecargas identificadas ................................ ................................ . 55 Tabla 15. Lista de proyectos seleccionados en la etapa de expansión optimizada ................................ ................................ .. 56 Tabla 16. Porcentaje de carga en los elementos de la red de transmisión después de la etapa de optimización de la red ......... 56 Tabla 17. Desglose de costos de inversión para proyecto VND ................................ ................................ ............................. 57 Tabla 18. Desglose de costos para proyecto Repotenciación L512 CHM- LVI ................................ ................................ ...... 57 Tabla 19. Desglose de costos de inversión para proyecto PRD-AGC ................................ ................................ ..................... 58 Tabla 20. Desglose de costos de inversión para proyecto SPS-LVI-PGR ................................ ................................ ............... 58 Tabla 21. Desglose de costos para proyecto CRL-RLN ................................ ................................ ................................ ......... 58 Tabla 22. Sobrecargas identificadas en análisis eléctricos de flujo de potencia ................................ ................................ ...... 59 Tabla 23. Violaciones de bajo voltaje identificadas en análisis de flujo de potencia ................................ ............................... 60 Tabla 24. Violaciones de alto voltaje identificadas en análisis de flujo de potencia ................................ ................................ 61 Tabla 25. Contingencias que provocan no convergencia de la solución de flujo de potencia ................................ .................. 61 Tabla 26. Proyectos candidatos para la etapa de expansión orientada a confiabilidad y resiliencia ................................ ......... 62 Tabla 27. Proyectos seleccionados en la etapa de expansión orientada a confiabilidad y resiliencia ................................ ....... 63 Tabla 28. Desglose de costos para proyecto de compensación capacitiva en Distrito Central................................ ................. 64 Tabla 29. Desglose de costos para proyecto de compensación capacitiva en Litoral Atlántico ................................ ............... 65 Tabla 30. Desglose de costos para proyecto de compensación inductiva en la zona sur ................................ ......................... 65 Tabla 31. Desglose de costos para proyecto de compensación serie L526/L527 ................................ ................................ .... 66 Tabla 32. Desglose de costos para proyecto Subestación El Taladro ................................ ................................ ...................... 66 Tabla 33. Desglose de costos para proyecto CCD-CBS ................................ ................................ ................................ ......... 67 Tabla 34. Desglose de costos para proyecto Caracol 230 kV ................................ ................................ ................................ . 67 Tabla 35. Desglose de costos para proyecto CDS ................................ ................................ ................................ .................. 68 Tabla 36. Desglose de costos para proyecto Compensación capacitiva Catacamas. ................................ ............................... 69 Tabla 37. Desglose de costos para proyecto JUD-CBN ................................ ................................ ................................ ......... 69 Tabla 38. Desglose de costos para proyecto CDA 230 kV ................................ ................................ ................................ ..... 70 Tabla 39. Desglose de costos para proyecto TLG-YRD ................................ ................................ ................................ ........ 70 Tabla 40. Desglose de costos para proyecto TRB-JUD ................................ ................................ ................................ .......... 70 Tabla 41. Desglose de costos para proyecto EBI-ZMD ................................ ................................ ................................ ......... 71 Tabla 42. Desglose de costos para proyecto LPZ-EPZ-ERA ................................ ................................ ................................ . 72 Tabla 43. Desglose de costos para proyecto LEC-FLE ................................ ................................ ................................ .......... 73 Tabla 44. Desglose de costos para proyecto SRS-LLB ................................ ................................ ................................ .......... 73 Tabla 45. Desglose de costos para subestación TRT ................................ ................................ ................................ .............. 74 Tabla 46. Desglose de costos para subestación SRT ................................ ................................ ................................ .............. 74 Tabla 47. Desglose de costos para subestación TJC ................................ ................................ ................................ .............. 74 Tabla 48. Desglose de costos para subestación CHE ................................ ................................ ................................ ............. 75 Tabla 49. Desglose de costos para subestación OCT ................................ ................................ ................................ ............. 75 Tabla 50. Desglose de costos para subestación GLL ................................ ................................ ................................ ............. 75

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contenido Página 6 de 91 Tabla 51. Desglose de costos para subestación CRG ................................ ................................ ................................ ............. 76 Tabla 52. Desglose de costos para subestaciones SFP y SEB ................................ ................................ ................................ 76 Tabla 53. Desglose de costos para subestación MGT ................................ ................................ ................................ ............ 77 Tabla 54. Desglose de costos para subestación ART................................ ................................ ................................ .............. 77 Tabla 55. Desglose de costos para subestación ARZ ................................ ................................ ................................ ............. 77 Tabla 56. Desglose de costos para subestación TZL ................................ ................................ ................................ .............. 78 Tabla 57. Desglose de costos para subestación CPN ................................ ................................ ................................ ............. 78 Tabla 58. Desglose de costos para subestación TTB ................................ ................................ ................................ .............. 78 Tabla 59. Desglose de costos para subestación TPC ................................ ................................ ................................ .............. 79 Tabla 60. Desglose de costos para subestación PNU ................................ ................................ ................................ ............. 79 Tabla 61. Desglose de costos para subestación CHC ................................ ................................ ................................ ............. 80 Tabla 62. Desglose de costos para instalación de transformador en ODA ................................ ................................ .............. 80 Tabla 63. Desglose de costos para proyecto MAS-CYL ................................ ................................ ................................ ........ 80 Tabla 64. Resumen de costos de inversión por etapas de planificación, PERT 2026-2035 ................................ ..................... 81 Tabla 65. Cronograma de obras en desarrollo y con financiamiento ................................ ................................ ...................... 81 Tabla 66. Cronograma de obras del PERT 2026-2035 ................................ ................................ ................................ ........... 81 Tabla 67. Prioridades de inversión, proyectos PERT 2026-2035 ................................ ................................ ............................ 83 Tabla 68. Resumen de proyectos en desarrollo ................................ ................................ ................................ ...................... 84 Tabla 69. Resumen de proyectos con financiamiento ................................ ................................ ................................ ............ 85 Tabla 70. Resumen de proyectos de expansión optimizada................................ ................................ ................................ .... 86 Tabla 71. Resumen de proyectos de expansión para confiabilidad y resiliencia ................................ ................................ ..... 87 Tabla 72. Resumen de proyectos para mejora del servicio de distribución ................................ ................................ ............. 89

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Acrónimos y siglas Página 7 de 91 Acrónimos y siglas Acrónimos comunes AC Corriente Alterna ACSR Aluminium Conductor Steel-Reinforced CAPM Capital Asset Pricing Model CCSD Criterios de calidad, seguridad y desempeño mínimo de la red CREE Comisión Reguladora de Energía Eléctrica CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica ENEE Empresa Nacional de Energía Eléctrica EOR Ente Operador Regional EPR Empresa Propietaria de la Red IRENA International Renewable Energy Agency LGIE Ley General de la Industria Eléctrica MER Mercado Eléctrico Regional NT Norma Técnica O&M Operación y Mantenimiento RLGIE Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica RMER Reglamento del Mercado Eléctrico Regional ROM Reglamento de Operación del Mercado SER Sistema Eléctrico Regional SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central SIN Sistema Interconectado Nacional PERT Plan de Expansión de la Red de Transmisión PIEG Plan Indicativo de la Expansión de la Generación W ACC Weighted Average Cost of Capital

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Acrónimos y siglas Página 8 de 91 Siglas de subestaciones existentes

Siglas de subestaciones planificadas ART Armenta DND Danlí Dos SIT Sitio ARZ Arizona EPZ La Esperanza SRT Santa Rita CBN El Carbón FLE La Flecha TJC Taujica CBS Ceiba Sur GLL Gualala TLG Talanga CCD Coyoles Central Dos LLB La Labor TPC El Trapiche CDS Concepción del Sur LPZ La Paz TRB Terrero Blanco CEN Centro MGT Mogote TRT El Tránsito CHC Chamelecón NEG Negrito TTB Tatumbla CHE Choluteca Este OCT Ocotillo TZL Tizatillo CPN Copán Uno PNU Pueblo Nuevo VND Villanueva Dos CRG Cerro Grande SEB San Esteban YRD Yoro Dos CYL Cuyamel SFP San Francisco de la Paz ZMD Zamorano Dos

AGC Agua Caliente GMC Guaimaca RNA Río Nance AGF Agua Fría GUA Guaymas SBV San Buenaventura AGP Agua Prieta ISL Isletas SIS San Isidro AMT Amarateca FAR El Faro SPS San Pedro Sula Sur ARN Arenal JUT Juticalpa SFE Santa Fe BCO Becosa JUD Juticalpa II SLU Santa Lucia BVI Bellavista LEC La Entrada SMT Santa Marta BER Bermejo LLN La Leona SRS Santa Rosa BIJ Bijao LPT La Puerta SHL Sociedad Hidroeléctrica Olanchana BOR Bonito Oriental LVI La Victoria SGT Siguatepeque BSV Brassavola LNZ Laínez SUY Suyapa CAH CAHSA LFL Las Flores TEL Tela CAL Calpules LIM Lima TAL Térmica Alsthom CJN Cajón LUT Lufussa III TSZ Térmica Sulzer CDA Cañada LSL Lufussa San Lorenzo TOC Tocoa CRL Cañaveral LUV Lufussa Valle TON Toncontín CAR Caracol MAS Masca VEG Vegona CAT Catacamas MER Merendón VNU Villanueva CTE Ceiba Térmica MFL Miraflores YOR Yoro CDH Cerro de Hula MCH Mochito ZAM Zamorano CHI Chichicaste MOR Morazán PAN Panaluya CHY Chinchayote NCO Naco 15S 15 de Septiembre CHM Choloma NIS Níspero LNI León I CHP Chiripa NNC Nueva Nacaome SND Sandino CIR Circunvalación ODA Ojo de Agua CYG Comayagua PAT Patuca CCE Coyoles Central PA V Pavana CUY Cuyamapa PAZ Piedras Azules DAN Danlí PSM Planta San Marcos EBI El Bijagual PVR Porvenir EST El Estadio PRD Prados ETX Elcatex PGR Progreso ELC Elcosa PNU Pueblo Nuevo END Ensenada RGU Reguleto ERA Erandique RLN Río Lindo

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resumen Ejecutivo Página 9 de 91 Resumen Ejecutivo El Centro Nacional de Despacho (CND), en su calidad de operador del sistema, es responsable de elaborar cada dos años el Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PERT), el cual se prepara contemplando un horizonte de estudio de diez años, conforme a lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica [1], para el presente estudio, dicho periodo corresponde al 2026–2035. Dentro de este horizonte, se identifican con base en criterios técnicos y económicos, las obras de infraestructura más adecuadas para incrementar la capacidad de transporte de potencia del sistema, y en consecuencia facilita r el suministro de demanda de forma segura, confiable, y al menor costo posible. Actualmente la red de transmisión cuenta con diversas restricciones que limitan el suministro de la demanda. Como objetivo prioritario, se busca eliminar estas limitaciones , de forma que la red de transmisión no represente una barrera al crecimiento del consumo eléctrico. El cual constituye un indicador clave del desarrollo social y económico de una región o país. El PERT utiliza diferentes insumos para su elaboración. Dentro de estos , se encuentra el Plan Indicativo de Expansión de la Generación (PIEG) 2026-2035. A partir de dicho estudio se consideran diferentes condiciones operativas previsibles en el horizonte de planificación, las cuales se utilizan como punto de partida para los análisis necesarios para elaborar el PERT. Con el fin de facilitar la elaboración del Plan de Expansión, el proceso se ha estructurado en diferentes etapas. La primera corresponde a una fase preparativa de diagnóstico, en la cual se estudian las restricciones y limitantes que afectan la operación diaria del sistema eléctrico . En esta etapa se identificaron las principales restricciones a causa de la red de transmisión, las cuales se presentan a continuación sin un orden específico de severidad. • Circuito radial en El Paraíso • Circuito radial en el Litoral Atlántico • Circuito radial en Olancho • Circuito radial en Occidente • Capacidad de transformación en Distrito Central • Corredor 138 kV en zona central del país • Limitantes en la zona sur, líneas de transmisión L615, L637 y L617. • Capacidad de transferencia de potencia con el Sistema Eléctrico Regional Como paso intermedio, e insumo a la planificación, se toman en cuenta los proyectos de transmisión que se encuentran en desarrollo, o que cuentan con financiamiento para su ejecución. Estas obras, para efectos del Plan de Expansión, se consideran como decididas y se incluirán en los diferentes modelos usados en el presente estudio. Los proyectos considerados son los siguientes: En desarrollo Con financiamiento • Compensación reactiva capacitiva • Subestación Terrero Blanco • Línea de transmisión LNZ-MFL en 138 kV • Línea de transmisión PGR -SPS en 230 kV , y ampliaciones en subestación Santa Marta • Subestación El Sitio • Proyecto NEG-YRD-ARN-CCD-RGU • Proyecto LEC-SRD-SRS • Línea de transmisión AMT-TLG • Proyecto MAS-LVI-BER • Proyecto L613-ZMD-DND-TRB Posterior a la etapa de diagnóstico, se inicia el proceso de planificación de la red de transmisión. El cual se compone de tres etapas secuenciales, la primera corresponde a una etapa de planificación optimizada, orientada a

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resumen Ejecutivo Página 10 de 91 mitigar las restricciones previamente identificadas , así como las restricciones identificadas posteriores a la incorporación de adiciones óptimas al parque de generación , conforme a lo definido en el Plan Indicativo de Expansión de la Generación (PIEG). La siguiente etapa de planificación tiene como objetivo principal la confiabilidad y resiliencia del sistema ante condiciones de alta exigencia. Esto para asegurarse que la red de transmisión sea lo suficientemente robusta para enfrentar escenarios adversos, tales como demanda o hidrologías extrem as, así como condiciones de emergencia, incluyendo fallas o indisponibilidad de elementos de la red. En esta etapa se busca que la red de transmisión nacional cuente con capacidad de transporte adecuada para mantener el suministro eléctrico continuo y seguro bajo dichas condiciones. El objetivo conjunto de estas dos etapas es permitir el suministro de demanda bajo el despacho óptimo, resultado del PIEG, mientras se busca que ante condiciones adversas la red de transmisión pueda mantener ese despacho óptimo con impacto mínimo sobre las condiciones operativas esperables en el sistema. Estas dos etapas buscan que la red de transmisión no sea un obstáculo al despacho económico, sino que sea una herramienta para el sistema, de forma que pueda suministrarse la demanda del país al menor costo posible. La siguiente etapa del proceso de planificación identifica los proyectos de transmisión que buscan mejorar la calidad del servicio a nivel de distribución. Estos proyectos buscan mejorar la capacidad de suministro de demanda a nivel de distribución, lo que en consecuencia habilita un crecimiento de demanda energética sostenible y estratégico a largo plazo, el cual tiene como beneficio agregado un impacto positivo sobre las pérdidas del sistema en los sectores de transmisión y distribución. Para representar mejor el proceso de planificación de la red de transmisión, la Figura 1 muestra la secuencia en la cual se desarrollan las etapas generales de la elaboración del PERT. La sección V 2 describe con más detalle el procedimiento a seguir en cada una de las etapas. Figura 1. Proceso de planificación de la red de transmisión

Fuente: Elaboración propia. Como resultado de la implementación del procedimiento y metodología de planificación de la red de transmisión se identifican 41 proyectos de expansión distribuidos en diferentes zonas del país. Estos proyectos atienden diferentes necesidades para el suministro de demanda a largo plazo. El costo total estimado para todas las obras de transmisión es de 899.10 MUSD como se observa en la Tabla 1. En la etapa de expansión optimizada se identifican cinco proyectos con un costo de 91.27 MUSD, la etapa de expansión para confiabilidad y resiliencia

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resumen Ejecutivo Página 11 de 91 suma 14 proyectos con un costo combinado de 457.66 MUSD. Para finalizar, los proyectos de expansión orientados a la mejora del servicio a nivel de distribución suman 350.17 MUSD repartidos en 22 proyectos de expansión. Tabla 1. Costos de inversión por etapa del PERT 2026-2035 Etapa Costo total de inversión [MUSD] Expansión optimizada 91.27 Expansión para confiabilidad y resiliencia 457.66 Expansión para mejora en la calidad de distribución 350.17 Total 899.10 Fuente: Elaboración propia. Se presenta así mismo, en la Figura 2, la temporalidad de las inversiones consideradas en cada etapa del proceso de planificación. Para el año 2031, se proyecta la mayor inversión en obras de transmisión con un monto total de 240.92 MUSD, distribuidos en ocho proyectos de transmisión. Figura 2. Cronograma de las inversiones consideradas en cada etapa

Fuente: Elaboración propia. Para ilustrar el impacto de los proyectos identificados, para el año 2025 el Sistema Interconectado Nacional (SIN), cuenta con aproximadamente 1,328 km de líneas de transmisión en 230 kV , 1,053 km en 138 kV y 694 km en 69 kV . Al contabilizar las obras resultantes del Plan de Expansión, se incorporan al sistema 1,341 km de líneas de transmisión en 230 kV , 56 km en 138 kV y 36 km en 69 kV . Además, se incorporan 35 nuevas subestaciones en diferentes proyectos, esto respecto a las 89 subestaciones actualmente operativas en los diferentes niveles de alta tensión. La Figura 3 muestra la comparativa en la longitud de las líneas de transmisión por nivel de tensión, así como la comparativa en la cantidad de subestaciones identificadas en las diferentes etapas de planificación. Figura 3. Infraestructura de transmisión

Fuente: Elaboración propia. 157.00 108.05 240.92 229.22 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Inversión [MUSD] Optimizada Confiabilidad Distribución 230 kV 138 kV 69 kV S/E Crecimiento neto Loingitud de LT [km] / Cantidad Existente Planificado Crecimiento neto

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resumen Ejecutivo Página 12 de 91 En la Figura 4 se muestra el mapa con la red de transmisión existente, la cual es identificada según los niveles de tensión de transmisión, y las obras resultantes del Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035. Figura 4. Sistema Interconectado Nacional (SIN), con ampliaciones del PERT 2026-2035

Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Introducción Página 13 de 91 I Introducción El Centro Nacional de Despacho (CND), en su calidad de operador del sistema eléctrico de Honduras, tiene la responsabilidad de elaborar el Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PERT) para el horizonte comprendido entre 2026 y 2035. E l estudio tiene como objetivo identificar la infraestructura necesaria para garantizar una transmisión eficiente y confiable de electricidad en todo el territorio nacional. La planificación de esta infraestructura debe considerar criterios económicos, como la minimización de costos de inversión, y criterios técnicos, como la capacidad de satisfacer la creciente demanda de electricidad, integrar nuevas fuentes de generación, mejorar la confiabilidad del sistema y la calidad del suministro eléctrico. Entre 2022 y 2024 se ha observado un incremento en la demanda nacional, este crecimiento es notable, incluso considerando el impacto de la pandemia de COVID-19 en 2020. Se registraron demandas máximas de 1788.8 MW, 1820.0 MW y 1949.8 MW para los años 2022, 2023 y 2024 respectivamente. Este crecimiento resalta la necesidad de planificar con anticipación las inversiones en infraestructura para fortalecer la red de transmisión y garantizar la capacidad de transportar la energía desde los centros de generación hasta los centros de consumo, en cumplimiento con la regulación vigente en el país. El PERT contempla un horizonte de estudio de diez años, de 2026 a 2035, y busca identificar de manera oportuna las inversiones necesarias para afrontar los desafíos del sistema eléctrico ante nuevas condiciones operativas. Finalmente, en cumplimiento con la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), el PERT 2026-2035 deberá ser presentado a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) para su revisión y aprobación. 1 Objetivo El estudio de expansión en la red de transmisión busca identificar las obras más adecuadas para el crecimiento de la red de transmisión, buscando la eficiencia y robustez del sistema eléctrico en el horizonte indicado. El resultado principal de este Plan de Expansión es proporcionar un cronograma de obras que permita el crecimiento de la demanda de forma sostenible desde la perspectiva del sistema de transmisión, habilitando las incorporaciones , identificadas como óptimas, al parque de generación. Y a su vez, permitiendo ampliaciones que mejoren la calidad de servicio a los usuarios finales de distribución. Para ello se contemplan insumos como el crecimiento esperado en la demanda, los proyectos tanto de transmisión y distribución que se encuentran en desarrollo, las incorporaciones y retiros al parque de generación previstas para el horizonte de estudio . También se toman como insumo los resultados del Plan Indicativo de Expansión de Generación 2026-2035. 2 Estructura del informe El capítulo II presenta un breve contexto del subsector eléctrico en el país, donde se muestra el crecimiento de la demanda y la proyección para los próximos años dentro del horizonte de planificación. Además, se describe la matriz energética operativa, y se aborda la infraestructura actual de la red de transmisión en el país. El capítulo III describe con mayor detalle las condiciones operativas del sistema de transmisión, las cuales afectan el suministro de demanda en diferentes zonas del país. Se da una descripción por zona de las circunstancias adversas y limitaciones a la capacidad de transporte, en el sistema de transmisión nacional. Los capítulos IV y V dan una descripción de las consideraciones utilizadas para la elaboración del Plan de Expansión y también de la metodología utilizada en el presente estudio. Estos capítulos buscan dar una visión general del procedimiento seguido para la identificación de las obras de transmisión más adecuadas a largo plazo para el sistema.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Introducción Página 14 de 91 El capítulo VI presenta una descripción de los proyectos que se encuentran en desarrollo. También se presentan los resultados d e la planificación , obtenidos en las diferentes etapas establecidas en la metodología , siendo una etapa de optimización, una para confiabilidad y resiliencia del sistema, y finalmente la etapa de ampliaciones para la mejora de calidad del servicio de distribución.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contexto del subsector eléctrico nacional Página 15 de 91 II Contexto del subsector eléctrico nacional Para realizar la planificación de la expansión de la red de transmisión es necesario contextualizar las particularidades del sistema eléctrico hondureño y su estado actual. En ese sentido, las siguientes secciones presentan el crecimiento de la demanda nacional histórica, la producción y la capacidad instalada de las tecnologías que componen la matriz de generación de energía eléctrica. Además, se describe el sistema de transmisión nacional, los elementos que lo componen, las limitaciones existentes para el transporte de energía, así como los desafíos operativos recurrentes. 1 Crecimiento de la demanda En la Figura 5 se presenta, para el período 2007 al 202 4, la variación de la demanda de energía , así como de la máxima demanda anual de potencia. Comparando los registros desde el 2007 hasta 2024, el consumo de energía ha incrementado de 6,271 GWh a 12,558 GWh, representando un crecimiento anual de 3.93%. Por su parte, la máxima demanda de potencia incrementó de 1,126 MW a 1,950 MW, estimándose un crecimiento anual de 3.10%, exceptuando la demanda del año 2020, la cual fue impactada por las medidas adoptadas de confinamient o. Para el año 2024, el consumo de energía se registró en 12,558 GWh equivalente a un crecimiento de 7.2% comparado con el año 202 3. Para la demanda de potencia en el 202 4, se registró un valor máximo de 1,950 MW, representando 7.1% de incremento con respecto al registro del año 2023. Figura 5. Demanda de energía y máxima demanda de potencia anual histórica 2007-2024

Fuente: Elaboración propia con información del CND [3] y Boletines Estadísticos ENEE [4]. Basado en los registros históricos de los boletines estadísticos ENEE [4], la demanda máxima de potencia anual ha ocurrido en los meses de abril y mayo, exceptuando los años 2011 y 2020, cuyo registro de demanda máxima se obtuvo en febrero, así mismo la demanda máxima para el año 2023 registrada en el mes de octubre. En la Tabla 2 se presentan estos registros para cada año del período 2007-2024, especificando el año, valor máximo de demanda, día y hora de la ocurrencia. Tabla 2. Máxima demanda de potencia anual, periodo 2007-2024 Año Registro máximo [MW] Fecha Hora 2007 1,126.0 18/04/2007 19:00 2008 1,205.0 07/04/2008 11:30 2009 1,203.0 27/05/2009 11:42 2010 1,245.0 26/04/2010 11:06 2011 1,240.0 28/02/2011 11:24 2012 1,282.0 07/05/2012 18:43 2013 1,336.0 02/04/2013 19:08 2014 1,383.0 08/05/2014 18:56 2015 1,445.0 27/04/2015 19:19 2016 1,514.8 23/05/2016 11:47 6,271 6,533 6,540 6,744 7,170 7,566 7,941 8,068 8,611 8,978 9,674 9,886 10,66410,148 11,10911,21911,714 12,558 1,126 1,205 1,203 1,245 1,240 1,282 1,336 1,383 1,445 1,515 1,561 1,602 1,639 1,618 1,738 1,789 1,820 10,000 11,000 12,000 13,000 14,000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Demanda máxima de potencia [MW] Energía eléctrica [GWh] Demanda de energía eléctrica Demanda máxima de potencia

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contexto del subsector eléctrico nacional Página 16 de 91 Año Registro máximo [MW] Fecha Hora 2017 1,560.5 03/04/2017 19:05 2018 1,602.0 24/04/2018 19:08 2019 1,639.4 14/05/2019 11:44 2020 1,618.3 26/02/2020 19:04 2021 1,738.3 19/05/2021 18:55 2022 1,788.8 07/04/2022 11:57 2023 1,820.0 11/10/2023 18:28 2024 1,949.8 27/05/2024 12:13 Fuente: Elaboración propia con información del CND [3] y Boletines Estadísticos ENEE [4]. Para analizar la relación del consumo con respecto a su registro horario del período 20 22 a 2024, la Figura 6 muestra las respectivas curvas de duración de carga. Para el año 2022, se observa que la demanda excedió los 1,700 MW durante 37 ocasiones y los 1,600 MW en 417 ocasiones. En comparación para el año 2023 donde la demanda supero los 1,800 MW en 3 ocasiones y en 2024 este mismo limite fue superado en 359 ocasiones, finalmente la demanda alcanzo al menos 1,900 MW en 44 ocasiones en el año 2024. Figura 6. Diagrama de duración de carga anual periodo 2022-2024

Fuente: Elaboración con información propia [3] y Boletines Estadísticos ENEE [4]. 2 Matriz eléctrica de Honduras La evolución de la capacidad instalada del sistema durante el periodo 2007-2024, se presenta en la Figura 7. Durante los años 20 07-2010 la producción de energía eléctrica era compuesto principalmente por generación hidroeléctrica y térmica, adicional una pequeña proporción de generación basada en biomasa. Siendo a partir del 2011 que la matriz energética alcanza una mayor diversificación al integrarse más proyectos renovables. Figura 7. Capacidad instalada en el SIN por tecnología, periodo 2007-2024

Fuente: Elaboración con información propia y Boletines Estadísticos ENEE. 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 Demanda [MW] 2022 2023 2024 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Capacidad instalada [MW] Búnker y diésel Hidroeléctrica Eólico Solar FV Biomasa Carbón/Petcoke Geotérmico

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contexto del subsector eléctrico nacional Página 17 de 91 Para el período 20 21-2024, la capacidad instalada por tecnología de generación ha tenido un crecimiento notable, principalmente en la capacidad instalada térmica (diésel y búnker), hecho que se ilustra en la Figura 8. La matriz de generación de Honduras para el 2024 se conforma por diversos tipos de tecnologías, cuya integración de acuerdo con el informe de planificación operativa de largo plazo [5], representa una capacidad total instalada de 3,275.8 MW. Esta capacidad se constituye de 39.7%, equivalente a 1,301.6 MW, de centrales termoeléctricas a base de combustible fósil, 28.3% de generación hidroeléctrica, representando 927.4 MW, conformado por centrales con embalse de regulación y las centrales de pasada. La generación basada en energía renovables variables como ser solar fotovoltaica y eólica representa un 24.1%, equivalente a 788.0 MW en conjunto, las centrales basadas en biomasa aportan 218.8 MW, lo que refleja un 6.7% y, finalmente, la única central geotérmica en operación representa un 1.2% de la capacidad instalada con 40 MW. Figura 8. Capacidad instalada en el SIN por tecnología 2022-2024

Fuente: Elaboración con información propia y Boletines Estadísticos ENEE [4]. 3 Topología actual del sistema de transmisión La red de transmisión de Honduras se conforma por un conjunto de líneas de transmisión con diferentes niveles de tensión superior a 69 kV, junto con subestaciones, transformadores y otros elementos necesarios para transportar la energía eléctrica a través del SIN. Los niveles de tensión que se utilizan actualmente en la red de transmisión son 69 kV, 138 kV y 230 kV . Hasta mediados de 2025, las líneas de transmisión de 69 kV, 138 kV y 230 kV alcanzaban longitudes alrededor de 694 km, 1,050 km y 1,328 km, respectivamente. La Figura 9 ilustra la red de transmisión nacional, donde es posible identificar los niveles de tensión correspondientes. Cabe mencionar que, d e las obras descritas en el Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2024-2033, se encuentran operativos los proyectos: • Línea de transmisión San Pedro Sula Sur – San Buenaventura en 230 kV • Subestación El Centro y línea de transmisión Bellavista – Centro • Construcción de subestación La Victoria • Construcción de subestación Calpules • Construcción de subestación Siguatepeque

2022 2023 2024 Capacidad instalada [MW] Búnker y diésel Hidroeléctrica Solar fotovoltaica Eólica Biomasa Carbón/Petcoke Geotérmica

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contexto del subsector eléctrico nacional Página 18 de 91 Figura 9. Sistema Interconectado Nacional actualizado a octubre 2025

Fuente: Elaboración propia. Se destaca que existe una alta concentración de consumo de energía eléctrica en la zona norte, mientras que la zona sur alberga una cantidad significativa de generación renovable variable. Esta disparidad provoca un flujo de potencia predominante de sur a norte, transpor tando la energía desde los principales centros de generación hacia importantes áreas de consumo. La zona norte cuenta, principalmente, con líneas de transmisión en nivel de tensión de 138 kV , formando una red altamente mallada y la zona sur cuenta con una red en 230 kV . La red de transmisión cuenta con cinco circuitos radiales que suministran energía a diferentes zonas del país, un circuito alimenta la zona occidente, dos alimentan la zona de oriente cubriendo los departamentos de Olancho y El Paraíso, otro parte del departamento de Yoro y el último cubre el Litoral Atlántico. De estos circuitos, el circuito que conecta al Litoral Atlántico opera en 138 kV , mientras los demás circuitos radiales operan en 69 kV . Es importante mencionar que la descripción de los parámetros e léctricos de las líneas de transmisión existentes en la red de transmisión se detalla en el Anexo I.1 del presente plan de expansión. En general, la red de transmisión en Honduras comprende un total de 8 9 subestaciones eléctricas, cada una desempeñando diversas funciones que abarcan desde el suministro de la demanda, la interconexión de centrales de generación y la conmutación entre distintos elementos de transmisión y, en otras circunstancias, una combina ción de estas funciones. Considerando las características de los equipos de transformación instalados, estos pueden clasificarse como se describe a continuación:

Dos subestaciones con niveles de tensión 230, 138, 69 kV;
Tres subestaciones con niveles de tensión 230, 138 kV;
Una subestación con niveles de tensión 230, 69 kV;
Tres subestaciones con niveles de tensión 138, 69 kV;
Dieciocho subestaciones en 230 kV;
Treinta y nueve subestaciones en 138 kV;
Veinticuatro subestaciones en 69 kV .

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Contexto del subsector eléctrico nacional Página 19 de 91 Otro grupo de elementos relevantes en la red de transmisión son los transformadores de potencia, que también se clasifican por su función y nivel de tensión al que operan. Los transformadores de potencia que se consideran que forman parte la red de transmisión son los que operan con al menos dos devanados a niveles de alta tensión. Actualmente, el sistema de transmisión cuenta con un total de 18 transformadores que operan en diferentes niveles de tensión, 230, 138 y 69 kV . La información detallada de la configuración de las subestaciones existentes en la red de transmisión se describe en la sección I.2 del Anexo del presente PERT. La descripción de los transformadores de potencia, especificando su nivel de tensión y capacidad es ampliada en la sección I.3 del Anexo del presente PERT. Para finalizar, es importante destacar la presencia de los enlaces regionales que forman parte integral de la red de transmisión, permitiendo la integración de Honduras con el sistema interconectado centroamericano por medio del Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central por sus siglas, (SIEPAC), las interconexiones que conforman el SIEPAC, se expone en la Figura 10. Estos enlaces habilitan un intercambio operativo de al menos 300 MW entre pares de países, siempre que las condiciones operativas lo permitan. Concretamente, se cuenta con un enlace hacia Guatemala que conecta las subestaciones Panaluya y La Entrada. Además, se mantienen dos enlaces con El Salvador, ambos conectan la subestación 15 de Septiembre , en El Salvador, uno con la subestación Agua Caliente y el segundo con la subestación Nueva Nacaome. Por último, se dispone de dos enlaces con Nicaragua, siendo el primero el que parte de la subestación Agua Caliente y termina en la subestación Sandino, mientras el segundo se origina en la subestación de Prados y finaliza en la subestación León. Adicionalmente se representa en la Figura 10 la interconexión entre las subestaciones Tapachula en México y Los Brillantes en Guatemala la cual no es parte del SIEPAC siendo demostrada con carácter informativo, también se agrega la intención a futuro de la conexión entre las subestaciones Panamá II y Cerro Matoso, esta última en Colombia. Figura 10. Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (SIEPAC)

Fuente: Elaboración propia con información del EOR [6].

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 20 de 91 III Condiciones de la red de transmisión Esta sección busca dar el contexto de las limitantes y los desafíos operativos del sistema de transmisión. Esto para mostrar las regiones del sistema que requieren de mayor atención, y que presentan limitaciones para el suministro de demanda. Las limitaciones que se detallarán a continuación surgen de una combinación de factores, principalmente de la capacidad de líneas de transmisión y transformadores de potencia, así como el suministro de potencia reactiva local. 1 El Paraíso El departamento de El Paraíso se alimenta de forma radial en 69 kV por medio de la línea de transmisión L422 entre las subestaciones Suyapa y Zamorano con capacidad de 47 MV A como se observa en la Figura 11. Esta zona cuenta con generación local proporcionada por la azucarera Tres Valles, conectada a la subestación El Porvenir, con una capacidad de 22 MW. Dicha producción depende del período de zafra, el cual comprende desde enero hasta agosto. Estos elementos contribuyen a que, en ocasiones, no se logre suministrar completamente la demanda eléctrica de la zona. Además, la limitada capacidad de transpo rte de las líneas de transmisión y la ausencia de generación local provoca condiciones de bajo voltaje recurrentes. Figura 11. Red de transmisión existente en zona oriental

Fuente: Elaboración propia. Para ilustrar dicha problemática, en la Figura 12, se presenta una simulación de flujo de potencia en la cual, la central Tres Valles opera a su capacidad máxima, y la línea L422 SUY-ZAM esté cargada en 85% de su capacidad máxima. A pesar de que este escenario parece ser favorable para la zona, es posible observar que el nivel de tensión en las subestaciones Danlí y Chichicaste están por debajo del límite inferior establecido en los CCSDM. Figura 12. Condiciones operativas normales en El Paraíso, demanda máxima nocturna, temporada seca

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 21 de 91 Considerando el mismo escenario, se evalúa una condición operativa bajo indisponibilidad de la central Tres Valles. Al analizar esta condición, los problemas de voltaje se acentúan dado que la demanda de la zona es suministrada, en su totalidad, desde la subestación Suyapa, lo cual provoca una sobrecarga severa en la línea L422 y voltajes de 0.738 p.u. y 0.727 p.u. en las subestaciones Danlí y Chichicaste, respectivamente. Dicha condición es presentada en la Figura 13. La condición descrita, respecto a la falta de generación de la central Tres Valles, ocurre en la temporada lluviosa que es fuera del periodo de zafra de la central. De forma temporal, y para entre otras limitantes, mitigar el efecto de la falta de generación de Tres Valles se dispone de una central en la subestación Danlí. Esta central termoeléctrica es parte de las centrales que operan en modalidad de arrendamiento, la misma opera con diésel y conlleva a costos operativos elevados para el sistema. La centr al termoeléctrica es una medida transitoria mientras se desarrollan obras de transmisión necesarias para esta región del país. Figura 13. Condiciones operativas con indisponibilidad de TRV en El Paraíso, demanda máxima nocturna, temporada seca

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. 2 Zona Sur En la zona sur del país se concentra la mayor producción de generación solar y eólica a nivel nacional. Dicha producción debe ser transportada hacia los mayores centros de consumo del país, provocando altos flujos de potencia en la zona, más notorio en las líneas L615, Pavana -Santa Lucía, y L637, Santa Lucía -Prados. Además, estos elementos transportan parte del flujo de potencia proveniente del enlace Honduras - Nicaragua en condiciones de transferencia regional. Frente a condiciones de falla en la línea L615 o L627 Aguacaliente – Sandino, se activan esquemas de desconexión de generación solar fotovoltaica en las subestaciones Santa Lucía y Prados para prevenir sobrecargas en los componentes de la red de transmisión. Esta acción también conlleva a desbalances de generación en el SIN. Considerando un escenario de demanda máxima diurna, temporada seca sin transferencias regionales y con un alto nivel de generación solar, la Figura 14, ilustra que la línea L615 presenta carga del 60% de su capacidad. Es importante destacar que una contingencia en esta línea impacta en una pérdida de alrededor de 152 MW, vitales para el sistema, y que pueden tener consecuencias en la operación del sistema regional.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 22 de 91 Figura 14. Condiciones operativas sin transferencias en zona sur, demanda máxima diurna, temporada seca

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. Con el mismo escenario de demanda anteriormente mencionado, pero considerando el porteo Sur – Norte de 150 MW de potencia desde Nicaragua, la carga de la línea L615 aumenta a 111%, según se ilustra en la Figura 15, lo cual representa un flujo de potencia de 285 MW circulando a través de esta línea, que son condiciones de alta exigencia en las subestaciones de la zona y líneas de transmisión asociadas. Figura 15. Condiciones operativas en zona sur con porteo sur-norte, demanda máxima diurna, temporada seca

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. Es importante mencionar , que en las figuras que muestran la problemática de la zona sur del país no se consideran las contingencias que agravan las condiciones operativas de la red. La línea L615 presenta un cuello de botella para evacuar la generación actualmente instalada, así como para las transferencias de potencia entre países de la región. Bajo contingencia simple las condiciones no serían sostenibles y existe un riesgo elevado de impactos adversos a gran escala en el sistema nacional y regional, como se ha registrado históricamente. 3 Litoral Atlántico Esta zona es energizada de forma radial mediante una línea de transmisión con longitud de 340 km, la cual se extiende desde la subestación Progreso hasta la subestación SHOL como se muestra en la Figura 16. La mayoría de la carga se concentra en las subestaciones Ceiba Térmica y San Isidro, ambas en la ciudad de La Ceiba. Debido a la longitud de la línea de transmisión que transporta energía desde la subestación Progreso, la cual actualmente se encuentra con restricciones operativas, resulta necesaria la inyección de generación térmica forzada en la zona para mantener los niveles de voltaje dentro de los límites establecidos en los CCSDM.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 23 de 91 Figura 16. Red de transmisión existente en Litoral Atlántico

Fuente: Elaboración propia. Esta condición se ilustra en la Figura 17, donde se observa que, las unidades de generación en la subestación La Ensenada (END) se encuentran fuera de servicio, lo cual provoca voltajes cercanos a 0.94 pu en las subestaciones de la zona. Figura 17. Condiciones operativas del Litoral Atlántico, sin unidades de generación en END

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. La condición anterior mejora al arrancar la generación térmica de la zona, como se ilustra en la Figura 18. En este escenario, seis de las unidades de generación en la central La Ensenada se encuentran operando para poder mantener los voltajes en la zona dentro del rango estipulado. Figura 18. Condiciones operativas del Litoral Atlántico, con unidades de generación en END

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 24 de 91 4 Olancho El circuito radial que alimenta la zona de Olancho ha presentado limitaciones para poder abastecer la demanda. Este circuito opera en 69 kV y tiene una longitud alrededor de 194 km como se observa en la Figura 19. Esta zona presenta problemas de inestabilidad de tensión por lo que afecta el servicio eléctrico en dicha zona. Actualmente, esta zona cuenta con la central hidroeléctrica Patuca III con una capacidad instalada de 104 MW, pero a causa de la longitud considerable del circuito y su capacidad térmica de 68 MV A, no es posible aprovechar a su totalidad la capacidad de generación de esta central, limitándose a una generación máxima de 77 MW. Figura 19. Red de transmisión existente en zona de Olancho

Fuente: Elaboración propia. Para un escenario de demanda máxima en estación lluviosa, donde la central Patuca III cuenta con un alto recurso hidrológico, el despacho de la central a 90 MW provoca bajo voltaje en la subestación de Guaimaca, según se ilustra en la Figura 20. Esta condición crítica se agrava ante la contingencia de la línea L443 JUT-CA T, según se ilustra en la Figura 21. Este escenario es causado por la pérdida de la carga en la subestación Catacamas, lo cual produce un aumento en el flujo de potencia transportado por la red de 69 kV . Esta situación impacta directamente en la línea L442 GMC-JUT, en la cual se alcanza un 107% de sobrecarga de su capacidad nominal y, por consiguiente, se obtiene una caída de tensión hasta aproximadamente 0.80 pu en la subestación Guaimaca. Figura 20. Condiciones operativas normales en Olancho, demanda máxima nocturna, temporada húmeda

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 25 de 91 Figura 21. Condiciones operativas en Olancho, demanda máxima nocturna, temporada húmeda, contingencia línea L443

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. 5 Zona Occidental Esta zona está compuesta por las subestaciones de Santa Rosa, Níspero, Las Flores y Erandique, las cuales son energizadas únicamente por la línea de transmisión en 69 kV , L429 CRL-NIS. Esta línea de transmisión, con capacidad de 68 MV A, inicia en la subestación de Cañaveral y se conecta a la subestación Níspero, como se muestra en la Figura 22. Debido a esta configuración radial, y el nivel de tensión en el que opera , la red de transmisión en esta zona del país se observan voltajes por debajo del límite establecido en los CCSDM. Figura 22. Red de transmisión existente en zona occidental

Fuente: Elaboración propia. Para mitigar estos problemas de voltaje se dispone de una central termoeléctrica (ASR), en modalidad de arrendamiento, en la subestación Santa Rosa que también es la subestación con la mayor concentración de carga en la zona. En la Figura 23 se observa que, en condiciones de demanda máxima en estación seca, se requiere de toda la capacidad de la central en Santa Rosa, 20 MW, para evitar caídas severas en los voltajes de la zona.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 26 de 91 Figura 23. Condiciones operativas en Occidente, demanda máxima diurna, temporada seca y ASR a su capacidad máxima

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. En la Figura 24, se observa que reducir el despacho de esta central , a 10 MW, tiene como consecuencia una reducción notable en los voltajes de la zona, para el caso de la subestación Santa Rosa (SRS) una caída de voltaje hasta 21.2% por debajo de su valor nominal, para la subestación Las Flores (LFL) de 18.7% por debajo de su valor nominal, para la subestación El Níspero (NIS) de 10.6%, provocando para todas las subestaciones anteriores voltajes muy por debajo del límite mínimo establecido en los CCSDM. Figura 24. Condiciones operativas en Occidente, demanda máxima diurna, temporada seca y ASR a mitad de capacidad

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. Otro aspecto relevante para la zona es la contingencia en la línea L429 CRL-NIS, ante la cual las subestaciones en la zona quedan sin energía. Debido a la antigüedad de la línea y la dificultad de acceso a su ruta, los tiempos de restablecimiento se prolongan. Por lo tanto, es necesario iniciar un protocolo de arranque mediante una señal remota de la central Geoplatanares, lo cual se logra enviando una señal de voltaje a través de un circuito de distribución L358 conectado a la subestación de La Entrada. Este circuito se interconecta con el circuito L338 de la subestación Santa Rosa. Considerando la capacidad limitada de este vínculo, por ser un circuito de distribución, no es posible atender toda la demanda en horarios de alto consumo y en algunas ocasiones no es posible sincronizar la planta de Geoplatanares. 6 Distrito Central El Distrito Central cuenta con dos anillos a ni vel de transmisión , uno en 138 kV y otro en 69 kV , para suministrar la demanda en la zona. Adicionalmente, la subestación Toncontín contribuye al suministro de la demanda desde 230 kV . Esta configuración provoca un flujo de potencia elevado en los transformadores de transmisión en las subestaciones de la zona. En la subestación de Suyapa, se observa en los transformadores 230/138 kV una carga de hasta 86% de su capacidad y en cuanto a los transformadores de 138/69 kV se observan flujos de

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 27 de 91 potencia equivalentes hasta un 99% de su capacidad en las subestaciones de Santa Fe y Suyapa, y para Toncontín, en el transformador 230/138 kV , hasta un 81%, como se ilustra en la Figura 25-a). Adicionalmente, el crecimiento de la demanda para los próximos años incrementaría la carga de estos elementos, quedando expuestos a futuras sobrecargas y restricciones al suministro de carga. La condición anterior se agrava ante la contingencia de l transformador T610 230/138 kV ubicado en la subestación Toncontín, según se ilustra en la Figura 25-b), en la cual se observa un aumento en el flujo de potencia transportado por la red de 69 kV y 138 kV , dicha contingencia provoca un flujo de potencia elevado en los transformadores de transmisión de la subestación de Suyapa 230/138 kV con una sobrecarga de 14% sobre su capacidad nominal y en cuanto a los transformadores de 138/69 kV se observa carga de hasta un 100% en esta subestación, y para los transformadores ubicados en la subestación Sante Fe se alcanza carga de hasta un 91% de su capacidad. Ante la contingencia de uno de los transformadores 230/138 kV en la subestación Suyapa, según se ilustra en la Figura 25-c), se observa un aumento en el flujo de potencia transportado por la red de 138 kV y 230 kV , para los transformadores de transmisión de la subestación de Suyapa 230/138 kV, presentan una sobrecarga del 13% sobre su capacidad nominal , y para el transformador ubicado en Toncontín se observa una carga del 94%, y para los transformadores de 138/69 kV se observan flujos de hasta un 102% de su capacidad en la subestación Santa Fe. Figura 25. Condiciones operativas en el Distrito Central, demanda máxima diurna, temporada seca a) Operación normal

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 28 de 91 b) Contingencia del transformador en la subestación Toncontín – T610

c) Contingencia de uno de los transformadores en la subestación Suyapa

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 29 de 91 7 Corredor de 138 kV en zona central del país En el país opera un corredor en 138 kV que se extiende desde la subestación de San Pedro Sula Sur (SPS ) en el Valle de Sula hasta la subestación de Amarateca (AMT) en el Distrito Central, como se muestra en la Figura 26. Este corredor se compone de los tramos L531 SPS-VNU, L504 VNU -CAR, L502 CAR -RLN, L501 RLN-CRL, L549 CRL-SGT, L550 SGT-PAZ, L551 PAZ-CYG, y L558 CYG-AMT. Figura 26. Red de transmisión del corredor en 138 kV

Fuente: Elaboración propia. La contingencia L531 SPS-VNU, como se expone en la Figura 27-(b), provoca caídas de voltaje en las subestaciones que componen este corredor, siendo la más grave , con una caída de voltaje hasta 0.87 pu en la subestación de Villanueva (VNU), así mismo, provoca niveles de voltaje cercanos a 0.90 pu para las subestaciones de Caracol (CAR), Siguatepeque (SGT), Piedras Azules (PAZ) y Comayagua (CYG), y niveles de voltaje cercanas a 0.92 para el caso de las subestaciones Rio Lindo (RLN) y Cañaveral (CRL), todos los valores de voltaje anteriores se encuentran fuera de los límites establecidos en la regulación. La contingencia L501 RLN-CRL, como se expone en la Figura 27-(d), provoca niveles de voltaje cercanos a 0.65 p.u. para las subestaciones de Cañaveral (CRL) y Siguatepeque (SGT), y niveles de voltaje cercanos a 0.66 p.u. para subestaciones de Piedras Azules (PAZ) y Comayagua (CYG). En cuanto a la subestación Amarateca (AMT), la anterior contingencia provoca niveles de voltaje de 0.8046 pu y una carga en la línea L558 CYG -AMT de 103% de su capacidad nominal.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 30 de 91 Figura 27. Condiciones operativas en el corredor de 138kV , demanda máxima diurna, temporada seca. a) Operación normal b) Contingencia L531 San Pedro Sula -Villanueva

c) Operación normal d) Contingencia L501 Río Lindo - Cañaveral

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 31 de 91 En cuanto a la contingencia del tramo L558 CYG -AMT, se observa una caída de voltaje en la subestación Comayagua del 22.6% por debajo de su valor nominal, provocando voltajes muy por debajo del límite mínimo establecido en los CCSDM. Esto se aprecia en la Figura 28, además se aprecia también que el flujo de potencia en los transformadores 138/69 kV en el Distrito Central incrementa, ocasionando sobrecargas en estos elementos. La contingencia de la línea L558 CYG -AMT puede impactar más allá de los niveles de voltaje en las barras de transmisión. Figura 28. Condiciones operativas en Distrito Central ante contingencia del tramo L558 AMT-CYG

Fuente: Elaboración propia con información de simulaciones realizadas. 8 Máxima capacidad de transferencia con el Sistema Eléctrico Regional A continuación, se presentan las capacidades operativas de transferencia de Honduras para el año 202 4 en demanda máxima, media y mínima a nivel regional, con información de los estudios de máximas capacidades de transferencia de potencia entre áreas de control del Ente Operador Regional [7]. Es importante mencionar que, la demanda media regional corresponde con la demanda máxima en horario diurno nacional.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 32 de 91 Figura 29. Máxima capacidad de transferencia de porteo 2024

Fuente: Elaboración propia con información del EOR [7]. Figura 30. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y Guatemala 2024

Fuente: Elaboración propia con información del EOR [7]. Figura 31. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y El Salvador 2024

Fuente: Elaboración propia con información del EOR [7].

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 33 de 91 Figura 32. Máxima capacidad de transferencia entre Honduras y Nicaragua 2024

Fuente: Elaboración propia con información del EOR [7]. 9 Estadísticas de falla de elementos de la red de transmisión Otro aspecto relevante para la operación del sistema es la incidencia de fallas a nivel de transmisión. Para dar contexto de estas se presenta un resumen de la cantidad de incidencias, duración media, y energía total no suministrada a consecuencia de dichas fallas. Se categorizó por nivel de tensión para mostrar con mayor detalle los elementos que son más propensos a indisponibilidades forzadas. Para 2024 se registraron un total de 99 eventos que causaron desconexión de alguna línea de transmisión en 230 kV . El elemento con mayor incidencia de falla en 230 kV fue la línea L650 PAT-JUD, esta reportó 34 eventos, la mayoría de los cuales se deben a voltajes elevados que provocaron el disparo de la línea de transmisión. En 138 kV la línea de transmisión con mayor incidencia de falla es el tramo L558 CYG -AMT, esta se disparó en 22 ocasiones durante 2024. En total, las líneas en 138 kV se desconectaron d ebido a fallas un total de 225 ocasiones, y tuvieron una duración acumulada de 248 horas a causa de estos eventos. Para completar la información, en 69 kV la línea L429 CRL -RLN fue la que presentó mayor cantidad de eventos, específicamente esta se desconectó 25 veces a causa de diferentes fallas. En total, las líneas de transmisión en 69 kV se desconectaron debido a fallas un total de 199 veces, y acumularon un total de 521 horas de indisponibilidad a consecuencia de estas fallas. La Figura 33 y la Figura 34 muestran una comparativa gráfica de la información descrita por nivel de tensión. En la sección I.5 del Anexo del PERT se muestra la cantidad de fallas, duración acumulada y energía no suministrada para cada elemento de la red. Figura 33. Cantidad de fallas registradas por nivel de tensión 2024

Fuente: Elaboración propia. 69 138 230 Cantidad de eventos Nivel de tensión [kV]

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Condiciones de la red de transmisión Página 34 de 91 Figura 34. Duración acumulada y energía no suministrada ante fallas de líneas de transmisión, 2024

Fuente: Elaboración propia. 69 138 230 Energía no suministrada [MWh] Duración [h] Nivel de tensión [kV] Duración acumulada Energía no suministrada

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 35 de 91 IV Premisas y criterios de planificación Para llevar a cabo el proceso de planificación de manera efectiva y, como resultado, identificar las expansiones de transmisión necesarias para atender aspectos económicos, el crecimiento de la demanda y la generación, el cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y desempeño mínimo, la mejora en la calidad de distribución y además garantizar las transferencias regionales a lo largo del horizonte de planificación, en el presente capítulo se presentan las premisas y criterios que se han establecido como parámetros de entrada esenciales para este proceso. 1 Horizonte de planificación El horizonte de planificación comprende un período de diez años, desde enero de 202 6 hasta diciembre de 2035. Dentro de este horizonte se considera la proyección del crecimiento de la demanda, las incorporaciones al parque de generación que actualmente se encuentran en desarrollo, los resultados encontrados en el PIEG 202 6- 2035, los proyectos de transmisión en ejecución y obras candidatas para expandir la red de transmisión las cuales serán seleccionadas mediante la solución de un algoritmo de optimización, verificación de cumplimientos de CCSDM y mejora a la calidad de distribución. 2 Costos de inversión de proyectos de transmisión Para determinar los costos de inversión de los proyectos considerados en el presente estudio de planificación, se utilizan principalmente los insumos obtenidos de la consultoría de estimación de costos de obras de transmisión realizada al CND [8]. Dicha consultoría tuvo como propósito actualizar las referencias utilizadas para estimar las inversiones necesarias para llevar a cabo proyectos en la red de transmisión. El catálogo de costos de inversión incluye costos de nuevas líneas de transmisión con aislamiento para diferentes niveles de tensión, las cuales pueden ser montadas sobre distintas estructuras. Además, se cuenta con costos referenciales para repotenciación de líneas de transmisión existentes , vestido de conductores sobre infraestructura existente, instalación de transformadores de potencia, equipos de compensación, costos de inversión para equipos a instalar en subestaciones eléctricas, como ser bahías en d iferentes arreglos, entre otros. Para la construcción de nuevas subestaciones, se toma como referencia los costos globales compartidos por ENEE Transmisión en el año 2020, que fueron actualizados acorde a índices inflacionarios. [9] Dentro de la cadena del costo paramétrico de las líneas de transmisión, se incluye el suministro de materiales, construcción y montaje, ingeniería, servidumbre, inspección y administración de la construcción. En cuanto a las bahías de subestación, se consi dera que los costos paramétricos incluyen dispositivos de interrupción, transformadores de potencia, equipos de protección, control, comunicación y supervisión, estructuras metálicas para barras, protección contra descargas atmosféricas y sistemas de tierr as. En ambos casos, líneas de transmisión y obras de subestaciones, se incluye el costo de las obras civiles necesarias para el desarrollo de estos proyectos. Para las ampliaciones en subestaciones eléctricas se consideraron, acorde al caso, costos paramétricos que incluyan la adquisición de terreno para dichas ampliaciones. En condiciones donde las subestaciones cuenten con espacio disponible, este apartado no fue considerado dentro de los costos de referencia. Dentro de los costos de nuevas subestaciones se incluye el costo del terreno, las calles de acceso, la adecuación del terreno, el cableado de yarda, la casa de control, el servicio propio, los servicios auxiliares y banco de baterías, la caseta de vigilanc ia, las comunicaciones y el HMI. Mientras que los costos asociados a las bahías de líneas y transformadores contemplan los costos de adquisición y montaje de cuchillas, aisladores, interruptores, transformadores de potencial y corriente, tableros de control y protecciones, el costo de obra civil, la supervisión e ingeniería, entre otros. En cuanto a los transformadores de potencia y obras de compensación los costos contemplan el suministro de equipos mayores e instalación en la subestación.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 36 de 91 Es importante esclarecer que los costos de inversión detallados para los proyectos de expansión de la red de transmisión son valores basados en estimaciones, las cuales tienen como referencia costos de desarrollo de proyectos en la región y el país. En ese sentido, estos costos podrían diferir de los costos incurridos en la ejecución de las respectivas obras de inversión y de los costos relacionados con futuras licitaciones. Por otro lado, se resalta que, para caracterizar de forma técnica y económica las l íneas de transmisión, se estiman trazas indicativas, las cuales pueden sufrir alteraciones cuando las condiciones reales en el terreno son evaluadas. Por lo tanto, las estimaciones realizadas son tomadas como métricas, la cuales son utilizadas para identificar las mejores obras que deben ser incorporadas para expandir la red de transmisión, cumpliendo con criterios técnicos y económicos. 3 Consideraciones constructivas de los proyectos de transmisión Con el objetivo de modelar de forma adecuada las características eléctricas de las líneas de transmisión a incorporarse en la red, es necesario considerar las propiedades de los conductores, tomando en cuenta sus especificaciones técnicas para los diferentes niveles de tensión. Es importante resaltar que existe una amplia cartera de opciones de conductores disponibles en el mercado, por lo que, además de las opciones estudiadas en el presente plan, otras alternativas pueden ser exploradas para la construcci ón de los proyectos de transmisión. Sin embargo, dichas alternativas deben mantener las capacidades térmicas equivalentes o superiores a las descritas en este informe, además se recomienda respetar la cantidad de conductores por fase propuestos en la configuración descrita, esto sin incurrir en un aumento significativo en los costos de inversión respecto a los conductores propuestos. En el caso de extensión de una línea existente para la interconexión de una subestación nueva, se utilizará tanto en modelado eléctrico como en estimación de costos, el mismo conductor de la línea existente, esto para evitar incompatibilidad del conductor nuevo con el conductor existente en la red. En cuanto a la repotenciación de líneas existentes no se dispone de un tipo de conductor o arreglo particular, dado que el nuevo conductor deberá contar con un peso similar al del conductor existente y la tensión máxima a utilizar no debe exceder la tensión mecánica del conductor original. En general, para casos de repotenciación se sugiere la consideración de conductores de núcleo compuesto, por ejemplo, los de tipo ACCC debido a que estos pueden operar a temperaturas más elevadas, tienen un peso menor y flecha al de los conductores ACSR actualmente instalados en el sistema [10]. Se menciona que es necesario estudiar el libramiento de las estructuras existentes, esto para considerar las condiciones y libramientos reales en el terreno que abarcan las líneas de transmisión a repotenciar. En la sección III del Anexo del presente plan se expansión, se muestran los tiempos constructivos típicos para las líneas de transmisión en los diferentes niveles de tensión considerados. Una consideración adicional es la capacidad seleccionada para los transformadores de transmisión. En general se propone colocar transformadores con capacidad similar a la suma de las líneas de transmisión que alimentan dicho elemento. Por ejemplo, si un transformador se utiliza para alimentar un elemento en 69 kV con capacidad de 68 MV A, el transformador sugerido tendrá una capacidad de 75 MV A, debido a que un transformador con mayor capacidad estaría sobredimensionado, ya que el enlace completo se vería li mitado por la capacidad de la línea de transmisión y no por el transformador de potencia asociado. En general, para transformadores cuyo lado de baja tensión sea en 69 kV se utilizan transformadores de 75 MV A, para elementos cuyo lado de baja tensión es 138 kV se sugiere transformadores de 150 MV A. Es importante mencionar que esta consideración podría modificarse en casos particulares, debido a la topología de la red que alimenta dichos elementos. Para estimar los costos de las bahías en subestaciones nuevas, se considera como premisas generales, que para elementos en 69 kV se utiliza una configuración de barra sencilla (BS); para elementos en 138 kV , se considera un arreglo de doble barra (BP+BA), mientras que, para elementos en 230 kV se asume una configuración de interruptor y medio (INT. Y MEDIO) , y para subestaciones de carga se utilizó principalmente un arreglo de doble barra

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 37 de 91 (BP+BA). Los costos de bahía en configuración de interruptor y medio varían dependiendo si se conecta uno o dos alimentadores, debido a la diferencia en la cantidad de elementos que lo componen. En el caso de ampliaciones a subestaciones existentes en cualquiera de los niveles de tensión mencionados, se considera los costos de las bahías según el tipo de configuración de la subestación. Los arreglos existentes, adicionales a los mencionados en el párrafo previo, son barra principal y barra de transferencia (BP+BT) y anillo 4 Tasa de descuento para obras de transmisión En el presente plan se utiliza una tasa de descuento del 10.13%, conforme a lo establecido en la resolución CRIE-03-2025, de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE). La metodología aplicada para la obtención de la tasa de descuento se basa en los modelos Capital Asset Pricing Model (CAPM) y Weighted Average Cost of Capital (WACC), determinando el costo de capital propio y de endeudamiento para posteriormente ser ponderados a fin de encontrar el costo de capital [11]. La tasa de descuento es un parámetro económico que le permite a los modelos de planificación anualizar los costos de inversión de los proyectos de expansión y llevar los valores de costos de las distintas etapas de tiempo para el mismo horizonte [12]. 5 Proyección de demanda Se elaboró la proyección de la demanda basado en la metodología presentada en el Informe Proyección de la Demanda preparado por la firma consultora PHC Servicios Integrados Group S.A.S., y financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo. En el estudio de proyección de demanda se analiza el crecimiento de cada sector del país, incluyendo los sectores residencial, comercial, industrial y gubernamental. Además, se consideran otros factores que impactan el consumo energético como las pérdidas en la red de distribución y transmisió n, consumo por alumbrado público, transacciones de energía, energía no suministrada, impacto de la autoproducción a diferentes niveles, potencial consumo producto de un incremento en electromovilidad. La proyección se desarrolla mediante el uso de modelos econométricos, modelos autorregresivos, técnicas de análisis de tendencias y modelos estadísticos de difusión, entre otros enfoques analíticos. Para efectos del presente Plan de Expansión, se consideran las siguientes tasas de crecimiento para potencia y energía, que resultan en los valores mostrados en la Tabla 3. Tabla 3. Proyección de demanda con tasas de crecimiento Año Demanda máxima [MW] Tasa de crecimiento [%] Demanda anual de energía [GWh] Tasa de crecimiento [%] 2024 2,021.05 12,529.58 2025 2,099.85 3.90% 13,018.11 3.90% 2026 2,176.40 3.65% 13,492.67 3.65% 2027 2,247.48 3.27% 13,933.33 3.27% 2028 2,330.23 3.68% 14,446.37 3.68% 2029 2,414.42 3.61% 14,968.28 3.61% 2030 2,492.97 3.25% 15,455.28 3.25% 2031 2,572.95 3.21% 15,951.13 3.21% 2032 2,662.56 3.48% 16,506.65 3.48% 2033 2,749.71 3.27% 17,046.92 3.27% 2034 2,831.81 2.99% 17,555.92 2.99% 2035 2,920.95 3.15% 18,108.55 3.15% Fuente: Elaborado para el PIEG, acorde a la metodología descrita en el Anexo C del PIEG 2026-2035.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 38 de 91 6 Criterios de calidad, seguridad y desempeño mínimo Para verificar las condiciones operativas actuales y los efectos en el largo plazo de las expansiones de transmisión, se toman en cuenta los criterios de calidad, seguridad y desempeño mínimos establecidos en la regulación. Los CCSDM corresponden a parámetros dentro de los cuales deben mantenerse las variables operativas del sistema. Estos criterios son los requerimientos mínimos que permiten operar el sistema de forma segura ante eventualidades en la red. La verificación del cumplimiento de estos se realiz a en cada uno de los escenarios de operación definidos. Para la aplicación de los CCSDM se consideran dos condiciones de operación, la primera denominada condición N, u operación normal, en la cual todos los elementos de transmisión actuales y previstos se encuentran operativos. Mientras que, la segunda condición N -1 considera la contingencia simple de alguno de los elementos del sistema de transmisión. Los parámetros mínimos en condición N-1 pueden clasificarse en función de la duración de esta condición. En la Tabla 4 y Tabla 5 se resumen, respectivamente, los límites establecidos para los niveles de voltaje en los nodos del sistema de transmisión y para el flujo máximo de potencia en los elementos del sistema de transmisión. Tabla 4. Rangos de voltaje permitidos bajo distintas condiciones operativas Estado Desviación máxima de voltaje [%] Duración Operación normal ±5 Permanente Contingencia ±7 5 horas Contingencia ±10 15 minutos Fuente: Norma Técnica de Programación de la Operación. [13]

Tabla 5. Flujos de potencia máximo permitidos bajo distintas condiciones operativas Estado Flujo máximo en elemento [%] Duración Operación normal 100 Permanente Contingencia 105 5 horas Contingencia 110 30 minutos Fuente: Norma Técnica de Programación de la Operación. [13] En el presente plan de expansión se utilizan de los criterios de voltaje y sobrecarga de larga duración para la condición N-1. Es decir, bajo un estado de operación en contingencia, el voltaje debe encontrarse en un rango de ±7% del voltaje nominal y las sobrecargas no deben superar el 5% del límite térmico del elemento. 7 Escenarios operativos modelados Para llevar a cabo estudios eléctricos, es esencial representar condiciones operativas que sean típicas, pero de alta exigencia en la red de transmisión. Para lograr esto, se consideran diversos escenarios que abarcan la demanda máxima y mínima estacional en cada uno de los años del horizonte de estudio, que se extiende desde 202 6 hasta Estos escenarios se diferencian en función de las condiciones de demanda máxima durante el día, donde se observa una alta penetración de fuentes de energía renovable variable, principalmente energía solar fotovoltaica, junto con una contribución menor de c entrales eólicas. Adicionalmente, se contempla la situación de demanda máxima durante la noche, en la cual resulta necesario el despacho de centrales térmicas debido a la falta de generación solar y al limitado recurso eólico disponible en ese momento. Por otro lado, se considera un escenario que representa la demanda mínima, correspondiente a las horas de la madrugada. Durante este período se requiere una cantidad reducida de unidades de generación en funcionamiento en el sistema eléctrico y se registra una mayor contribución de las centrales eólicas. Para complementar los escenarios descritos, se toman dos escenarios adicionales, uno denominado valle matutino, que combina una menor demanda al inicio de la mañana y una reducida participación de la generación

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 39 de 91 fotovoltaica. Se considera también un escenario de valle vespertino, el cual corresponde a un comportamiento entre los bloques de demanda máxima diurna y demanda máxima nocturna. Es importante destacar que se realiza una distinción por estaciones del año, considerando el mes de mayo para la operación durante la estación seca y el mes de septiembre para la estación lluviosa. La Tabla 6 resume los escenarios de operación utilizados en los estudios eléctricos. Para un escenario de demanda máxima diurna se utiliza la proyección horaria de demanda correspondiente a las 11:00 AM, para el caso de demanda máxima nocturna se utiliza la demanda esperada a las 7:00 PM, el escenario de demanda mínima corresponde a la demanda de las 3:00 AM, para el escenario de valle matutino se utiliza la demanda esperada a las 9:00 AM, y para completar en el escenario de valle vespertino se utiliza la demanda esperada para las 3:00 PM. Basado en los cinco escenarios operativos descritos en el párrafo anterior, se desarrollaron, para fines de los estudios eléctricos, diversos escenarios de transferencia regional a partir del año 2028. Este análisis tiene como propósito evaluar el desempeño y la su ficiencia de los refuerzos de la red propuestos en el presente Plan de Expansión, en relación con el cumplimiento de los niveles de capacidad de transferencia entre países definidos en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional. Adicionalmente, con base en la planificación regional presentada por el EOR en julio de 2025 [14], se incrementó la magnitud de las transferencias hasta los 450 MW en condiciones de porteo a partir de 2031. Para las transferencias de importación y exportación se mantuvo una magnitud de 300 MW para todo el horizonte de estudio en el presente plan de expansión. Se analizaron los escenarios descritos considerando tres series hidrológicas diferentes , una serie base que representa el percentil 50 de los aportes hidrológicos para el horizonte de estudio, una serie seca con bajos aportes hidrológicos, y una serie húmeda con mayores aportes hidrológicos . Esto con el objetivo de verificar la capacidad de transporte de la red propuesta en el Plan de Expansión. En la sección V 2.2 se dará más detalle de las consideraciones metodológicas para esta sensibilidad. Tabla 6. Escenarios de operación para estudios eléctricos Estación Demanda Escenario Año 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Seca / Lluviosa Valle matutino Sin transferencias regionales ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Máxima diurna Sin transferencias regionales ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Valle vespertino Sin transferencias regionales ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Máxima nocturna Sin transferencias regionales ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 40 de 91 Estación Demanda Escenario Año 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Importación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Mínima nocturna Sin transferencias regionales ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Porteo norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Importación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación sur-norte - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Exportación norte-sur - - ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ ✔ Fuente: Elaboración propia. 8 Expansión de la generación indicativa Para el análisis de expansión de la red de transmisión, en los escenarios de operación del presente plan se modela la propuesta de expansión para el parque de generación encontrada en el PIEG 20 26 – 2035, dichas propuestas de expansión son localizadas en diferentes puntos de conexión basados en el potencial del recurso renovable y rutas de acceso para el abastecimiento de combustible. Las adiciones decididas al parque de generación se resumen en la Tabla 7. La fecha de entrada en operación comercial que se muestra es de carácter indicativa y se establece en función de la información proporcionada por el desarrollador del proyecto. Tabla 7. Incorporaciones previstas al parque de generación, periodo 2026-2035 Proyecto Capacidad [MW] Energía Potencia firme Fecha prevista de entrada en operación Punto de conexión Batería Amarateca 75 300 67.74 Ene-2026 S/E Amarateca 230 kV Solar FV Patuca 44 - - Ene-2026 S/E Terrero Blanco 230 kV Fuente: Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 [2]. Por otro lado, para el 2027 se prevé la ampliación de capacidad en algunas centrales existentes. Entre estas, destaca la central térmica Brassavola, cuya ampliación de 104.41 MW permite alcanzar una capacidad instalada total de 240 MW. Asimismo, se contemp lan incrementos de 13.2 MW y 4 MW para las centrales hidroeléctricas Río Lindo y Cañaveral, totalizando capacidades instaladas de 93.2 MW y 33 MW, respectivamente En cuanto a la generación indicativa, contemplada en el PIEG 2026 -2035, se detallan en las incorporaciones por tecnología acorde a lo identificado en el plan de expansión de generación en la Tabla 8. Tabla 8. Cronograma de adiciones indicativas al parque de generación, periodo 2026-2035 Tecnología Capacidad anual instalada por tipo de tecnología [MW] 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Motor de combustión interna a búnker - - - - - - - - - - Motor de combustión interna a diésel - - - - - - - - - - Motor de combustión interna a gas natural - 100 - 100 100 100 100 - - - Motor de combustión interna a gas natural/búnker/diésel - 100 - - - - - 100 200 - Motor de combustión interna en ciclo combinado a gas natural - - - - - - - - - - Turbina de vapor a carbón/petcoke - - - 105 - - - - - - Turbina de gas en ciclo abierto a gas natural - - - - - - - - - 30 Turbina de gas en ciclo abierto a gas natural/diésel - - - - - - - - - - Turbina de gas en ciclo combinado a gas natural - - - 250 - - - - - - Solar fotovoltaica 44 - - - - - - - - - Geotérmica - - - - 40 - - - - - Hidroeléctrica regulable - - - - - - 37.24 - - - Hidroeléctrica no regulable - - - - - - - - - - Sistema de almacenamiento de energía en baterías 75 - - 115 25 - - - - -

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 41 de 91 Tecnología Capacidad anual instalada por tipo de tecnología [MW] 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Central híbrida: Solar fotovoltaica 385 200 190 275 125 50 - - - - Batería 263 60 57 145 100 15 - - - - Central híbrida: Eólica - - 130 100 170 50 - - - - Batería - - 13 10 17 5 - - - - Central híbrida: Solar fotovoltaica - - - - - - - - - - Hidroeléctrica de bombeo - - - - - - - - - - Central híbrida: Solar fotovoltaica - - - - - - - - - - Batería - - - - - - - - - - Hidroeléctrica de bombeo - - - - - - - - - - Fuente: Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 [2]. Para modelar la interacción de esta generación indicativa con la red de transmisión, se colocaron las adiciones de capacidad, acorde a la Tabla 9, en los siguientes nodos del sistema. La ubicación de la generación indicativa se colocó acorde a la disponibilidad de recursos, tanto primarios, como logísticos acorde a la tecnología de generación considerada. Tabla 9. Adiciones indicativas al parque de generación por subestaciones, acumulado para el año 20351,2 Subestación Voltaje [kV] MCI-GN MCI-D TV-Carbón TG-CA TG-CC GT H-REG SAEB FV+SAEB EO+SAEB Total AGC 230 200 300 - - - - - - - - 500 AGF 230 - - - - - - - 50 - - 50 AGP 138 100 - - - - - - - 100 - 200 AMT 230 - - - - - - - - 250 - 250 BCO 138 - - 105 - - - - - - - 105 CCE 138 - - - - - - - - 50 - 50 CDH 230 - - - - - - - 15 - - 15 CHM 138 - - - - - - - - 150 - 150 CJN 230 - - - - - - - - 50 - 50 CTE 138 - - - 30 - - - - - - 30 DND 230 - - - - - - - - 50 50 100 EBI 230 - - - - - - 37.24 - - 300 337.2 ERA 69 - - - - - - - - - 50 50 GUA 138 - - - - - - - - 25 - 25 LEC 230 - - - - - - - - 20 - 20 LFL 69 - - - - - - - - 20 - 20 MAS 230 - - - - 250 - - - 250 - 500 NCO 138 - - - - - - - - 20 - 20 NNC 230 - - - - - - - - 75 - 75 PA V 230 - - - - - 20 - - - - 20 PGR 230 - - - - - - - - 50 - 50 PRD 230 - - - - - - - 25 - - 25 RGU 138 - 100 - - - - - - - - 100 RGU 230 200 - - - - - - - - - 200 SLU 230 - - - - - - - 50 - - 50 SPS 138 - - - - - - - - 50 - 50 TLG 69 - - - - - 20 - - - - 20 TON 230 - - - - - - - - 20 50 70 VNU 138 - - - - - - - - 50 - 50 ZAM 69 - - - - - - - - 20 - 20 Fuente: Elaboración propia.

1 Las columnas representan MCI-GN: Motor de combustión interna a gas natural, MCI -D: Motor de combustión interna gas natural/búnker/diésel, TV-Carbón: Turbina de vapor a carbón/petcoke, TG -CA: Turbina a gas en ciclo abierto, TG -CC: Turbina a gas en ciclo com binado, GT: Geotermia, H -REG: Hidroeléctrica regulable, SAEB: sistema de almacenamiento de energía en baterías, FV+SAEB: Central híbrida fotovoltaica con almacenamiento en baterías, EO+SAEB: Central híbrida eólica con almacenamiento en baterías 2 La capacidad de las centrales híbridas mostrada representa únicamente la capacidad del sistema fotovoltaico o eólico. El alma cenamiento asociado es, en general, proporcional a la capacidad instalada fotovoltaica o eólica.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 42 de 91 Las consideraciones para los retiros del parque de generación existente durante el período de estudio se basan en varios criterios. Se contempla el retiro de centrales cuyos contratos con ENEE finalizan, de acuerdo con la información suministrada por la Subgerencia de Contratos de Generación. También se consideran las centrales que operan en el Mercado Eléctrico de Oportunidad (MEO) y aquellas bajo la modalidad de arrendamiento. En el caso de las centrales térmicas en modalidad de arrendamiento, su retiro se ha considerado para cuatro años después de su puesta en marcha. Por lo tanto, las centrales que iniciaron operaciones en 2024 y 2025 saldrán del sistema en 2028 y 2029, respectivamente. Asimismo, se anticipa la salida del sistema, en 2029, de las centrales que, tras la conclusión de sus contratos de suministro, continuaban operando en el MEO. Este grupo incluye a las centrales Becosa y Lufussa III. Dich os retiros se contemplan por la posible integración de nuevas centrales térmicas de mayor capacidad y costos operativos más bajos. A partir del año 2030, se proyecta la salida de las centrales cuyos contratos de suministro concluyen, como Enersa Cogeneración, que depende directamente de la central Enersa. Por último, las centrales térmicas de propiedad estatal serán retiradas ya que han alcanzado su vida útil . Se considera factible su reemplazo por tecnologías de mayor eficiencia y menores costos operativos. La Tabla 10 muestra la programación de retiros para el período 2026 -2035, proporcionando detalles sobre la tecnología, el recurso energético, la capacidad, el estado comercial y la fecha de retiro de cada central. Tabla 10. Retiros del parque de generación, periodo 2026-2035 Central generadora Tecnología Recurso Capacidad Estado comercial Fecha de retiro Arrendamiento Laeisz San Isidro Motor de combustión interna Diésel 20 MEO mar-2028 Arrendamiento Laeisz Danlí Motor de combustión interna Diésel 11 MEO abr-28 Arrendamiento Santa Rosa Motor de combustión interna Diésel 22.04 MEO ago-28 Becosa Turbina de vapor Carbón/petcoke 105 Contrato ene-29 Lufussa III Motor de combustión interna Búnker 240 Contrato ene-29 Ceiba Térmica Motor de combustión interna Búnker 10 MEO ene-29 Elcosa Motor de combustión interna Búnker 80 MEO ene-29 Emce Choloma Motor de combustión interna Búnker 48 MEO ene-29 Laeisz Juticalpa Motor de combustión interna Diésel 35 MEO ene-29 Laeisz La Esperanza Motor de combustión interna Diésel 12 MEO ene-29 La Puerta Turbina en ciclo abierto Diésel 15 MEO ene-29 Lufussa Valle Motor de combustión interna Búnker 84 MEO ene-29 Pecsa Motor de combustión interna Búnker 63.06 MEO ene-29 Planta Térmica Laeisz Motor de combustión interna Diésel 27 MEO ene-29 Térmica Villanueva Motor de combustión interna Búnker 17 MEO ene-29 Arrendamiento El Progreso Motor de combustión interna Diésel 30 MEO mar-29 Arrendamiento Níspero Motor de combustión interna Diésel 10 MEO mar-29 Arrendamiento Villanueva Motor de combustión interna Diésel 90 MEO abr-29 Arrendamiento Santa Marta Motor de combustión interna Diésel 20 MEO abr-29 Santa Fe Motor de combustión interna Diésel 1.5 MEO ene-30 Enersa Motor de combustión interna Búnker 258.02 Contrato may-30 Enersa Cogeneración Turbina de vapor Búnker 17 Contrato may-30 El Faro Motor de combustión interna Búnker 43 Contrato/MEO feb-31 Laeisz San Isidro Motor de combustión interna Búnker 20 Contrato jul-33 Laeisz Ceiba Motor de combustión interna Búnker 22 Contrato mar-34 Laeisz Reguleto Motor de combustión interna Búnker 42 Contrato/MEO oct-34 Fuente: Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 [2]. A continuación, se presenta la Figura 35, donde se ilustra las adiciones y retiros del parque de generación durante el período 2026-2035. Para efectos de referencia, las adiciones son presentadas en el eje positivo de la figura, mientras los retiros se muestran en el eje negativo.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Premisas y criterios de planificación Página 43 de 91 Figura 35. Incorporaciones, ampliaciones y retiros al parque de generación, periodo 2026-2035

Fuente: Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 [2]. 119 121.61 -53.04 -886.06 -276.52 -43 -20 -64 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Capacidad [MW] Incorporaciones Ampliaciones Retiros

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Página 44 de 91 V Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Posterior a la obtención del plan indicativo de expansión de la generación, es necesario realizar el estudio de expansión de la red de transmisión para identificar obras que garanticen la capacidad de transporte de energía desde las centrales generadoras hasta los centros de consumo. Estas obras deben atender tanto el criterio de mínimo costo de inversión como el aumento de la confiabilidad del sistema. Por lo tanto, este capítulo busca describir la metodología que permite, así como las herramientas computacionales que facilitan, el estudio de planificación y el proceso realizado. 1 Descripción de las herramientas computacionales La primera herramienta utilizada para determinar la expansión de la red es el módulo OptNet del programa NetPlan, el cual se integra con la herramienta SDDP que simula la operación del sistema. NetPlan es un a herramienta computacional especializado para la planificación de la transmisión, desarrollado por la firma brasileña PSR y con su módulo OptNet es posible realizar análisis de expansiones de líneas de transmisión y transformadores de potencia en la red de alta tensión utilizando un modelo linealizado de flujo de potencia [15] El módulo OptNet determina refuerzos de mínimo costo, que permitan suministrar la demanda eléctrica en el horizonte de planificación para distintos escenarios de despacho óptimo, previniendo sobrecargas basadas en los candidatos potenciales preestablecidos . Esta herramienta toma como entrada, los despachos obtenidos de las simulaciones operativa de la expansión de la generación [15], [16]. Para realizar estudios eléctricos mediante el análisis de flujo de potencia, se utiliza la herramienta PSS/E de Siemens-PTI, el cual permite evaluar redes eléctricas trifásicas en corriente alterna. Esta herramienta realiza flujos de potencia AC para distintos escenarios de generación y demanda. Además, PSS/E permite analizar los efectos de contingencias en los elementos de la red. [17]. Asociado a la herramienta PSSE, se utiliza el complemento LineProp, el cual permite calcular los parámetros eléctricos de una línea de transmisión. Para esto, se requiere del arreglo de los conductores, cantidad de conductores por fase, tipo de conductor, tipo de hilo de guarda e información básica. Esta herramienta proporciona la información de resistencia, impedancia y susceptancia, en secuencia positiva , negativa y cero, de las líneas de transmisión para el nivel de tensión deseado. 2 Proceso de planificación de la expansión de la red de transmisión Inicialmente, a partir de información histórica y eventos relevantes ocurridos en el sistema, se estima la condición actual de la red de transmisión, mediante la identificación de las limitaciones en la red para satisfacer la demanda eléctrica. En seguida, se identifican sobrecargas en el sistema durante la operación normal, considerando el crecimiento de la demanda en el período de estudio. Las sobrecargas son estimadas bajo un despacho óptimo, el cual se obtiene mediante la solución de un modelo lineal de flujo de potencia. Una vez detectadas estas sobrecargas, se conforma un conjunto de proyectos candidatos tomando en cuenta sus respectivos costos, los tiempos de construcción de nuevas líneas de transmisión, subestaciones y la modernización de líneas exis tentes. Una vez definida esta cartera de proyectos, se utiliza el modelo de optimización OptNet para minimizar los costos de inversión y determinar el cronograma óptimo de obras de expansión, identificando el año de entrada en operación de cada proyecto. Después de obtener los proyectos de expansión mediante la solución del algoritmo de optimización, se realiza una evaluación del sistema bajo condiciones de operación normal y en contingencia simple, utilizando la herramienta computacional PSSE para determinar el flujo de potencia AC. Con la solución obtenida, se evalúan los CCSDM. En caso de que estos criterios no sean atendidos, se procede a evaluar proyectos de transmisión adicionales para garantizar la operación segura de la red. Estos proyectos son sele ccionados en función tanto de sus costos de

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Página 45 de 91 inversión, como del cumplimiento de los CCSDM en condiciones de operación normal y contingencia. Dentro de estos proyectos, se incluyen líneas de transmisión, repotenciación de líneas existentes o equipos de compensación reactiva. Es importante destacar que, mediante el análisis de flujo de potencia, es posible modificar el cronograma de proyectos identificado en el paso previo , siempre que sea factible desde el punto de vista constructivo. En esta etapa se consideran también ampliaciones que sean necesaria s, bajo los análisis de flujo de potencia AC, para el cumplimiento de capacidad de transferencia entre países de la región, esto acorde a lo estipulado en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional. El Plan de Expansión de la Red de Transmisión también incluye las obras de transmisión que ya están en ejecución y se complementa con proyectos destinados a mejorar la calidad del servicio eléctrico en la red de distribución. Los proyectos en desarrollo se detallan como una categoría independiente dado su fecha definida de entrada en operación. Es necesario mencionar que los costos de inversión descritos en este plan de expansión se refieren exclusivamente a obras en el sistema de transmisión, incluyendo aquellas que permitirían ampliaciones en el sistema de distribución para mejorar la calidad del servicio eléctrico y las obras que robustecen la red para incorporar generación de gran escala más eficiente, acorde a lo contemplado en el plan indicativo de expansión de la generación previamente propuesto. En resumen, el proceso de planificación de la expansión de la red de transmisión nacional, en el horizonte de estudio, es definido por la ejecución de tres etapas secuenciales mostradas en la Figura 36. I. Expansión optimizada II. Expansión para confiabilidad y resiliencia III. Ampliaciones para la mejora de la calidad de servicio de distribución. Figura 36. Flujograma del proceso general de planificación de expansiones en la red de transmisión

Fuente: Elaboración propia. 2.1 Expansión optimizada Una vez que se ha obtenido el escenario de expansión indicativo de generación de mínimo costo, se inicia la etapa de expansión optimizada de la red de transmisión . El propósito principal de esta etapa es abordar las congestiones que se producen en la red de transmisión durante la operación normal, sin considerar situaciones de contingencia. Estas congestiones pueden tener múltiples orígenes, incluyendo limitaciones actuales en la red de

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Página 46 de 91 transmisión, congestiones resultantes de los proyectos indicativos de generación y futuras congestiones debido al crecimiento de la demanda. Para llevar a cabo esta etapa, se utiliza el algoritmo de OptNet, el cual identifica los nuevos elementos de transmisión de menor costo, los cuales permiten eliminar las sobrecargas en la red. Para esto, se genera un conjunto de proyectos candidatos de expansión que tienen la capacidad de aliviar las sobrecargas en el momento en que son identificadas por el algoritmo . A continuación, se describe el conjunto de pasos para obtener el cronograma de inversión óptimo.

Simulación operativa, del plan de expansión de generación, con la red de transmisión existente, incluyendo las obras de transmisión en desarrollo;
Identificación de sobrecargas en la red de transmisión;
Definición de proyectos candidatos de transmisión que eliminen las sobrecargas identificadas;
Ejecución del módulo OptNet para obtener un cronograma de inversiones óptimo;
Posteriormente se realiza una verificación en caso de existir sobrecargas, se actualiza la lista de circuitos candidatos y se repiten los pasos (4) y (5) de manera iterativa hasta aliviar las sobrecargas identificadas. En la Figura 37, se presenta el flujograma de las fases involucradas en la etapa de expansión optimizada de la red de transmisión. Figura 37. Flujograma de etapa de expansión optimizada de la transmisión

Fuente: Elaboración propia. 2.2 Expansión orientada a confiabilidad y resiliencia Con el cronograma de obras de expansión para la red de transmisión, obtenido en la etapa optimizada, se procede a identificar los elementos adicionales de transmisión necesarios para garantizar el cumplimiento de los CCSDM establecidos por la regulación. P ara llevar a cabo esta evaluación, se realizan estudios eléctricos para los escenarios contemplados del horizonte de estudio, utilizando la herramienta de análisis de sistemas de potencia Estos estudios eléctricos comprenden el análisis de flujos de potencia tanto en condiciones normales de operación como en situaciones de contingencia simple (N -1). El propósito consiste en evaluar el comportamiento del cronograma de adiciones previamente planificado en términos de confiabilidad y seguridad del suministro eléctrico. En esta etapa se analizan diferentes escenarios hidrológicos, esto para considerar los posibles escenarios extremos de hidrología y prever que el sistema de transmisión tenga la capacidad de suministrar la demanda y

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Página 47 de 91 evacuar la generación óptima ante estas condiciones de alta exigencia. Se analizará el despacho óptimo bajo tres escenarios hidrológicos, uno con hidrología seca , un escenario que represente el percentil 50 de los escenarios hidrológicos, y uno final que represente condiciones de alta hidrología. Las series hidrológicas elegidas contemplan una serie que representa el percentil 5 de hidrología, una que representa el percentil 95 de las series hidrológicas usadas en la optimización operativa de las adiciones del PIEG, y la serie media, que representa el percentil 50 de los aportes hidrológicos identificados. En resumen, esta fase de evaluación busca garantizar que el plan de expansión de la red de transmisión no solo cumpla con la operación normal del sistema evaluada en la etapa optimizada, sino que se ajuste rigurosamente a diferentes escenarios de operación del sistema . Incluyendo casos de transferencia de potencia entre las diferentes áreas de control del sistema eléctrico regional . El flujograma del proceso implementado para la etapa de cumplimiento de CCSDM es presentado en la Figura 38. Figura 38. Flujograma de etapa de expansión para confiabilidad y resiliencia

Fuente: Elaboración propia. 2.2.1 Expansión para confiabilidad y resiliencia en cumplimiento al Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional Como se mencionó en esta sección, parte de los análisis de confiabilidad busca identificar si la Red de Transmisión cuenta con la capacidad suficiente para soportar las transferencias regionales. Esto acorde a lo estipulado en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional, del cual Honduras forma parte. El Tratado establece que los países deberán mantener una capacidad de transferencia entre países de al menos 300 MW. Se verificará la efectividad de los refuerzos propuestos en esta etapa para alcanzar dicha capacidad de transporte. Además, en línea con la planificación regional, se verificará a partir del año 2031 si la red cuenta con capacidad de transportar 450 MW para transferencias de porteo, tanto en dirección sur-norte como dirección norte-sur. [14] 2.3 Ampliaciones en la red de transmisión orientadas a la mejora en el servicio de distribución Las obras de transmisión no son el único enfoque del plan de expansión, ya que también se consideran una serie de proyectos que influyen en la calidad del servicio eléctrico a nivel de distribución. Estos proyectos involucran inversiones en el nivel de transmisión que son necesarias para establecer nuevas subestaciones eléctricas , y ampliaciones en subestaciones existentes, destinadas al suministro de carga en distribución. Los proyectos contemplados en esta etapa no buscan atender una restricción directa en la red de transmisión. Las etapas anteriores de la metodología buscan atender las restricciones al despacho óptimo identificado en el proceso de planificación, tanto de la generación como de la transmisión. Así mismo, en las etapas previas, se busca

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Metodología de planificación de las expansiones en la red de transmisión Página 48 de 91 preparar la red de transmisión para condiciones de alta exigencia para la operación, incrementando la confiabilidad del sistema de transmisión. En otras palabras, no solo se busca mejorar la confiabilidad del sistema a nivel de transmisión, sino que también se busca garantizar la calidad del servicio de distribución de energía eléctrica, cumpliendo con los estándares requeridos para satisfacer las necesidades de los consumidores finales.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 49 de 91 VI Resultados En este capítulo se presenta una descripción de los proyectos de expansión que están en diferentes etapas de desarrollo, y los proyectos de transmisión obtenidos como resultado de implementar el proceso de planificación. Este capítulo detalla tanto los proyectos obtenidos en la fase optimizada como los obtenidos en la etapa de confiabilidad y resiliencia, así como los proyectos para la mejora de calidad de distribución. 1 Proyectos en desarrollo En este apartado se incluyen los proyectos que se encuentran en ejecución, que al momento de elaboración del presente Plan de Expansión se encuentren al menos adjudicados para su construcción, o con las obras, tanto civiles como electromecánicas, ya en ejecución. 1.1 Compensación reactiva capacitiva Actualmente, ENEE Transmisión se encuentra realizando ampliaciones en diversas subestaciones del país para la puesta en servicio de bancos de compensación reactiva, principalmente en la red de 138 kV . El objetivo de esta compensación es mejorar la capacidad de regulación de voltaje en el sistema . Esto incrementa la capacidad de transporte de la red, al proporcionar un suministro local de potencia reactiva . La compensación reactiva tendrá diferente capacidad instalada en cada subestación, acorde a lo descrito en la Tabla 11. Tabla 11. Bancos de compensación capacitiva por instalar Subestación Voltaje [kV] Capacidad [MV Ar] Progreso 138 32.4 La Puerta 138 32.4 Villanueva 138 32.4 Circunvalación 138 32.4 La Victoria 138 32.4 Comayagua 138 36 Santa Marta 138 18.9 Zamorano 69 9.4 Fuente: Elaboración propia con información de ENEE Transmisión. 1.2 Subestación Terrero Blanco La Unidad Especial de Proyectos de Energía Renovable, UEPER, ha iniciado la construcción de una central fotovoltaica con capacidad de 44 MW en AC, como punto de conexión de esta central se seleccionó la línea de transmisión L650 PAT-JUD, aproximadamente a 9 km de la subestación Patuca. Para interconectar esta central se construirá la subestación Terrero Blanco en dicha ubicación. Esta subestación tendrá inicialmente el propósito de inyectar la potencia producida por el parque fotovoltaico, y en un futuro servir para conexión de la línea de transmisión Danlí Dos – Terrero Blanco, la cual forma parte del proyecto L613 -ZMD-DND-TRB, este proyecto busca robustecer los circuitos radiales en 69 kV que alimentan la zona oriental del país en los departamentos de Olancho y El Paraíso. 1.3 Línea de transmisión Progreso – San Pedro Sula Sur, y ampliaciones en subestación Santa Marta La construcción contempla una línea de transmisión de aproximadamente 27 km, la cual será construida en un arreglo de doble circuito entre las subestaciones Progreso y San Pedro Sula Sur en 230 kV, las líneas se construirán en un arreglo de doble conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM, en estructuras tipo celosía y algunos tramos en postes. Para este proyecto, se considera el aprovechamiento de la servidumbre de la actual línea L410 PGR -LIM, inhabilitando parte de este tramo en 69 kV hasta la subestación Santa Marta. Cabe mencionar que actualmente la subestación Santa Marta se enlaza a 69 kV mediante una conexión en derivación de la línea L410 , la cual será normalizada con obras complementarias en este proyecto.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 50 de 91 De forma complementaria a la línea de transmisión instalará en la subestación Santa Marta, un nuevo transformador en 138/69 kV con capacidad de 50 MV A con sus bahías correspondientes en 138 kV y 69 kV , el cual se conectará a la barra actual B534. Además, se enlazará la salida de 69 kV del nuevo transformador al tramo restante de la línea L410 que llega hasta la subestación La Lima. Esta conexión será la nueva alimentación a La Lima, dado que la línea L410 desaparecerá para usar su servidumbre para las dos nuevas líneas en 230 kV, como se mencionó previamente. Con la construcción del doble circuito entre las subestaciones de Progreso y San Pedro Sula Sur se logra un aumento de capacidad de transporte de potencia entre la zona centro – sur y norte del país. Además, se logra un aumento de confiabilidad del sistema ante contingencia simple cuando se presente la indisponibilidad ya sea por falla o mantenimiento de la línea San Buenaventura – San Pedro Sula Sur. 1.4 Línea de transmisión Laínez – Miraflores Actualmente, se está ejecutando la construcción de una línea de transmisión en 138 kV para enlazar las subestaciones Miraflores y Laínez. La línea está siendo construida en postes de acero troncocónicos con una longitud aproximada de 4 km, operando en circuito sencillo con un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM. Cabe destacar que en la subestación de Laínez se instalará un transformador de potencia en 138/13.8 kV con capacidad de 50 MV A. El propósito de este refuerzo es el alivio de carga en el anillo de 69 kV en la zona centro del país, reduciendo la carga en los transformadores SFE T509, SUY T510 y SUY T542. 1.5 Subestación El Sitio La subestación El Sitio planea ser construida en arreglo de barra principal con barra de transferencia , compuesta por tres bahías en 230 kV . De estas bahías, dos son destinadas a la apertura de una de las líneas L612 o L613. La derivación se realizará a aproximadamente a 6.5 km de la subestación de Suyapa. Para la tercera bahía, se plantea su uso para alimentar un transformador de 230/13.8 kV con capacidad de 50 MV A. Con esta apertura de línea, se forman dos nuevas líneas, una entre El Sitio y Suyapa y entre Amarateca y El Sitio. 1.6 Proyecto Negrito – Yoro Dos – Arenales – Coyoles Central Dos – Reguleto Como etapa inicial, la implementación de este proyecto involucra la construcción de una nueva subestación de maniobras denominada Negrito (NEG) en arreglo de interruptor y medio, que seccionará la línea L602 VEG - PGR, ubicada a unos 18 km de la subestación Progreso. En vista de no contar con espacio suficiente en la actual subestación Yoro (YOR) para las ampliaciones necesarias en 230 kV , construirá una nueva subestación de maniobra denominada Yoro II (YRD), la cual se localiza a aproximadamente 2.6 km de la actual subestación Yoro, según información de ENEE Transmisión. En la nueva subestación YRD se incluye un transformador con relación de 230/69 kV con capacidad de 75 MV A. Además, se considera la construcción de un enlace en 69 kV , de aproximadamente 0.2 km, entre la nueva subestación YRD y la línea L414, la cual será s eccionada a aproximadamente 2.4 km de la subestación YOR, en conductor ACSR Flicker 477 MCM, soportado en postes de concreto. Por otro lado, para la línea de transmisión NEG – YRD, cuya distancia es aproximadamente 71.8 km, su construcción se contempla en 230 kV en estructuras de acero con una configuración de doble circuito, montando inicialmente un circuito y dejando disponible el espacio del segundo circuito para futuras expansiones y así aprovechar la servidumbre. Para este proyecto, la capacidad de transporte es de 317 MV A por circuito, utilizando un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM en torres de acero. La segunda etapa de este proyecto consiste en una conexión en 230 kV de aproximadamente 53 km, partiendo de la subestación YRD hasta la subestación Arenal (ARN). La línea tendrá una capacidad de transporte de 317

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 51 de 91 MV A, en configuración de un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM, también construida en estructuras para doble circuito, montando inicialmente uno de ellos. Considerando que la actual subestación Coyoles Central (CCE) no posee el espacio físico suficiente para ser ampliada a una subestación con arreglo interruptor y medio en 230 kV , se construirá la subestación Coyoles Central II (CCD) en 230 kV , con arreglo interruptor y medio. Adicionalmente se incluye un transformador con relación de 230/138 kV con capacidad de 150 MV A para mantener el vínculo con CCE. La nueva subestación CCD estará equipada con las bahías necesarias para conectar la línea de transmisión existente entre las subestaciones ARN y CCE la cual cuenta con aislamiento para 230 kV , operando actualmente en 138 kV . En ese sentido, se contempla un cambio de conexión de esta línea a 230 kV en la nueva subestación CCD. Por lo tanto, como resultado se propone la nueva línea ARN – CCD, operando en 230 kV . Dejando la subestación de CCE conectada a la nueva subestación CCD a través de un tramo de línea de 138 kV de aproximadamente 800 metros. Como tercera etapa del proyecto, se considera la construcción de una línea de transmisión en 230 kV entre CCD y Reguleto (RGU). Para dicha construcción, se propone estructuras de acero con una configuración de doble circuito, montando inicialmente un circu ito y dejando disponible el espacio del segundo circuito para futuras expansiones, cada circuito consta con capacidad de transporte de 317 MV A, un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM. Dentro de las expansiones, se plantea la instalación de un transformador en la subestación de RGU, este transformador en RGU cuenta con una relación de transformación de 230/138 kV y con capacidad de 150 MV A. Cabe mencionar que este proyecto habilita parcialmente la zona de Colón para la instalación de generación eficiente a gran escala. Se puede explorar para un futuro, y acorde a las estrategias más adecuadas para aprovechar la infraestructura de diferentes rubros , la posibilidad de reforzar la red de transmisión desde la zona de Puerto Castilla hacia Reguleto. 1.7 Ampliaciones para servicio de distribución ENEE Distribución instalará nuevos transformadores de potencia en diferentes subestaciones del país, esto para incrementar la capacidad de suministro de demanda hacia media tensión. La Tabla 12 resume las obras en desarrollo para el sistema de distribución. Tabla 12. Obras en desarrollo para el sistema de distribución No. Subestación Proyecto Fecha de entrada en operación 1 Juticalpa Transformador 230/34.5 kV , 50 MV A abr-26 2 La Paz Subestación 230 kV , y transformador 230/34.5 kV 50 MV A 2028 3 San Pedro Sula Sur Transformador 230/34.5 kV , 50 MV A 2029 4 Toncontín Transformador 230/13.8 kV , 50 MV A 2029 5 Tela Transformador 138/34.5 kV , 50 MV A abr-26 6 Ceiba Térmica Transformador 138/34.5 kV , 50 MV A 2029 7 Rio Lindo Transformador 138/34.5 kV , 50 MV A 2029 8 Masca Transformador 138/34.5 kV , 50 MV A abr-26 9 Naco Transformador 138/34.5 kV , 50 MV A 2029 10 Térmica Sultzer Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A 2029 11 Estadio Olímpico Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A 2029 12 Choloma Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A feb-26 13 Bermejo Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A feb-26 14 La Puerta Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A feb-26 15 Santa Fe Transformador 138/13.8 kV , 50 MV A feb-26 16 Santa Rosa Transformador 69/34.5 kV , 30 MV A abr-26 17 El Progreso Transformador 69/34.5 kV , 30 MV A 2029 18 Danlí Transformador 69/34.5 kV , 30 MV A dic-25 Fuente: Elaboración propia con información de la Unidad Técnica de Control de Distribución, UTCD.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 52 de 91 2 Proyectos con financiamiento Esta sección incluye proyectos cuyo financiamiento haya sido definido por parte de la Empresa de Transmisión, también se incluyen los proyectos que se encuentren en etapa de licitación, pero que, al momento de elaboración de este Plan de Expansión , no hayan sido adjudicados a un contratista como resultado del proceso de licitación pública internacional. 2.1 Proyecto L613 – Zamorano Dos – Danlí Dos – Terrero Blanco En la primera fase del proyecto, se propone la construcción de la nueva subestación Zamorano II (ZMD) en arreglo de interruptor y medio en 230 kV , la cual funcionará como punto de conexión para la nueva línea de transmisión. Esta línea se origina a partir del seccionamiento de la línea de transmisión L612 o L613 (SUY-AMT), a una distancia aproximada de 2.1 km de la subestación Suyapa, y se extiende a lo largo de aproximadamente 22.6 km en 230 kV , en configuración de doble circuito, doble conductor por fase ACSR Brant 397.5 MCM, en torres de acero. Cada circuito cuenta con capacidad de transportar 405 MV A hasta la nueva subestación ZMD. Además, se contempla la construcción de una línea de transmisión de aproximadamente 3 km en doble circuito, un conductor por fase ACSR Partridge 266.8 MCM montada en postes de concreto en 69 kV , entre la nueva subestación ZMD y la línea existente L423 ZAM -ODA, la cual será interceptada en aproximadamente 2 km de la subestación ZAM. La nueva subestación ZMD incluye un transformador con relación de 230/69 kV con capacidad de 75 MV A y un transformador de distribución de 230/34.5 kV con capacidad mínima de 50 M V A, el cual servirá para el traslado parcial de la carga de la subestación ZAM. Los costos del transformador 230/34.5 kV , 50 MV A corren a cargo de ENEE distribución. Para la segunda fase del proyecto se plantea la construcción de la nueva subestación Danlí II (DND) , con elementos en 230 y 69 kV . En esta subestación se construirán dos bahías de línea en 69 kV para enlazar la subestación DND con la red existente de 69 kV . Se contempla la construcción de una línea de transmisión de aproximadamente 3.5 km en doble circuito, un conductor por fase ACSR Partridge 266.8 MCM montada en postes de concreto en 69 kV , entre la nueva subestación DND y la línea existente L425 ODA-DAN, la cual será interceptada a aproximadamente 500 m de la existente subestación DAN. Respecto a los elementos en 230 kV para la subestación DND, se considera la construcción de una línea de transmisión en este nivel de tensión entre las subestaciones ZMD y DND. Esta línea tendrá una longitud aproximada de 48 km y se contempla su construcción en doble circuito utilizando un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM, el cual será sostenido por torres de acero. Además, para enlazar la nueva red en 230 kV con la red en 69 kV existente, se instalará un transformador 230/69 kV de 75 MV A en la subest ación Danlí Dos , así como un transformador 230/34.5 kV de 50 MV A. El costo del transformador 230/34.5 kV correrá a cargo de ENEE Distribución. Para completar el proyecto, se construirá una nueva línea de transmisión entre las subestaciones Terrero Blanco (TRB) y Danlí Dos. Esta línea se construirá en una configuración de doble circuito, montando inicialmente uno de ellos. Se utilizará un conductor por fase ACSR Condor 795 MCM en torres de acero, y la longitud de esta línea de transmisión será de aproximadamente 82 km. Para complementar las líneas de transmisión en 230 kV , y mitigar el efecto capacitivo de estas en escenarios de baja demanda, se contempla también la instalación de un bloque de compensación inductiva de 15 MV Ar compuesto por tres etapas de 5 MV Ar cada una. Este bloque se compensación se instalará en la subestación Juticalpa

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 53 de 91 2.2 Proyecto La Entrada – Santa Rosa II – Santa Rosa Para este proyecto se construirá la nueva subestación Santa Rosa II (SRD) en un arreglo de interruptor y medio en 230 kV . Se propone la construcción de una línea de transmisión en 230 kV , cuya longitud es de aproximadamente 30 km, extendiéndose desde la subestación La Entrada hasta la nueva subestación Santa Rosa II. Esta línea operará en configuración de circuito sencillo y utilizará un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, con soporte en estructuras de acero. Además, se contempla la construcción de una línea de transmisión de aproximadamente 4 km en doble circuito, un conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM montada en postes de concreto en 69 kV , entre la nueva subestación SRD y la subestación existente SRS. Por otra parte, el proyecto también incluye la instalación de un transformador con relación de 230/69 kV con capacidad de 75 MV A y un transformador de distribución con relación de 230/34.5 kV de al menos 50 MV A de capacidad, ambos a instalar en la nueva subestación SRD. Los costos del transformador 230/34.5 kV correrán a cargo de ENEE distribución 2.3 Línea Amarateca – Talanga Para este proyecto, se considera la construcción de un enlace en 230 kV con una capacidad de 317 MV A. Este enlace conectará la subestación Amarateca con una nueva subestación denominada Talanga (TLG) en arreglo de interruptor y medio al mismo nivel de tensión. Para la nueva línea, con longitud aproximada de 42 km, construida en configuración de doble circuito, un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, montando inicialmente un circuito, el espacio para el segundo circuito corresponde a futuras expansiones y aprovechar de esta forma la servidumbre. La nueva subestación Talanga (TLG) seccionará la actual línea L441, SFE -GMC, a una distancia de aproximadamente 48 km de la subestación de Santa Fe. Para enlazar los elementos en 230 y 69 kV en TLG, se instalará un transformador 230/69 kV de 75 MV A. Se proyecta que dicha subestación sirva para abastecer la demanda de la zona de Talanga, demanda que actualmente es suministrada desde las subestaciones El Porvenir y Guaimaca, se contempla que la nueva subestación de TLG tome parte de la carga de estas subestaciones. Para este proyecto se prevé la instalación de un transformador de distribución que operara en 230/34.5 kV con una capacidad de al menos 50 MV A. Es importante destacar que el costo del transformador 230/34.5 kV será responsabilidad de ENEE distribución. 2.4 Proyecto Masca – La Victoria – Bermejo Este proyecto consiste en la ampliación en 230 kV de las subestaciones de Masca y La Victoria, ambas en arreglo interruptor y medio. Además, se incluye la construcción de una línea de transmisión en 230 kV de aproximadamente 33 km, con configuración de doble circuito, cada uno con capacidad de transporte de 455 MV A. Cada circuito se propone en doble conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM en torres de acero, estos circuitos conectarán la subestación de Masca con la subestación La Victoria. Debido a las restricciones de espacio en la subestación Bermejo, lo cual impide la inclusión de elementos en 230 kV , se propone establecer una conexión entre la subestación La Victoria y la subestación Bermejo mediante una línea de transmisión de 138 kV . Dicha línea, la cual se proyecta para ser paralela a la línea existente L512, consta de aproximadamente 7 km de longitud, en doble circuito con capacidad de transporte de 273 MV A por circuito. La construcción de cada circuito se propone en doble conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM en postes de concreto. Además de las líneas de transmisión, se requieren transformadores de potencia para conectar los elementos de 230 kV con los elementos de 138 kV . En la subestación Masca, se propone incorporar un transformador con relación

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 54 de 91 de 230/138 kV con capacidad de 200 MV A y, para la subestación La Victoria, se contemplan tres transformadores con las mismas características anteriores. 3 Expansión optimizada En la presente sección se discuten los proyectos de transmisión obtenidos como resultados de la etapa de optimización. Para estos proyectos se incluyen los elementos de transmisión asociados y sus respectivos costos de inversión. 3.1 Resultados Se evaluaron un total de 10 escenarios hidrológicos por año, con 24 bloques de demanda para cada mes. Después de realizar una simulación operativa sin limitar los flujos en los distintos elementos de la red de transmisión se identificación distintas sobrecargas en cada elemento de la red de transmisión para distintos escenarios, y se tomó el valor máximo encontrado. Seguidamente, con base a los resultados de SDDP, se encuentran las siguientes sobrecargas mostradas en la Tabla 13, de color rojo los elementos que superaron su capacidad térmica y en color amarillo aquellos elementos que alcanzaron un valor entre el 90% y 100% de su capacidad. Para facilitar la lectura de los resultados, se colocan las sobrecargas más críticas en la red de transmisión y que no son atendidas directamente por proyectos decididos. Tabla 13. Porcentaje de carga en los distintos elementos de la red de transmisión. Elemento 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 L531 VNU-SPS 87.2 123.3 130.5 122.3 144.3 142.9 147.8 155.5 141.3 153.8 130.7 L615 SLU-PAV 55.0 55.2 52.8 80.5 73.6 124.5 130.6 126.5 124.4 124.0 115.3 L501 CRL-RLN 81.2 91.3 100.4 103.6 105.6 98.4 100.5 99.5 103.7 101.1 105.9 L528 SMT-SPS 71.1 53.1 78.4 62.7 95.2 97.6 97.1 102.9 90.4 101.6 91.5 L508 BER-CIR 61.1 75.7 72.0 61.8 140.4 129.4 136.8 139.1 132.7 140.2 133.8 L510 BER-BVI 42.2 50.5 42.3 44.0 82.2 80.3 82.6 88.5 90.1 88.6 86.1 L558 CYG-AMT 53.2 65.1 64.6 67.6 76.4 79.6 88.3 88.4 87.5 96.7 94.2 L518 END-SIS 78.3 94.6 66.9 79.5 59.8 81.3 72.5 76.0 76.3 90.9 90.8 L539 END-RGU 56.0 82.0 66.9 79.5 40.6 58.8 72.5 76.0 76.3 90.9 90.8 SPS T663 51.3 42.4 56.9 57.1 74.7 88.8 84.5 85.3 87.0 77.9 85.1 SPS T664 51.3 42.4 56.9 57.1 74.7 88.8 84.5 85.3 87.0 77.9 85.1 L635 SLU-CHY 23.9 23.9 24.1 47.0 50.1 84.9 85.8 86.6 91.0 86.5 82.8 L512 CHM-LVI 139.5 112.7 107.7 108.2 101.3 87.4 77.2 79.8 75.8 78.8 77.3 L541 MER-CHM 94.3 98.1 74.3 74.1 63.0 62.9 63.2 64.3 64.5 64.7 62.9 L512 LVI-BER 115.3 87.1 83.9 81.0 50.0 48.9 51.2 52.3 52.2 52.7 52.1 L422 SUY-ZAM 126.7 131.1 134.6 41.4 56.0 40.8 47.7 48.5 48.1 48.9 48.6 ZMD T6XX 0.0 0.0 0.0 96.7 50.1 40.5 41.6 43.3 44.7 45.9 48.4 L513 MAS-CHM 122.4 38.9 17.7 15.5 29.7 34.8 36.2 37.9 38.1 39.3 34.6 L513 TSZ-MAS 141.4 55.4 39.0 26.4 15.4 22.5 24.4 23.4 25.1 25.4 26.0 L423 ZMD-ODA 0.0 0.0 0.0 108.8 20.0 24.0 22.8 24.6 23.0 28.8 24.7 L564 TSZ-BIJ 101.1 29.0 29.3 29.1 25.9 25.2 25.0 24.6 24.7 29.4 25.3 SFE T509 D1 106.2 105.9 91.5 58.7 64.0 15.3 14.0 14.8 14.5 14.8 16.8 BER T505 D1 120.4 81.8 72.0 64.5 36.4 35.9 15.7 15.7 16.1 16.4 15.2 SUY T510 D1 101.0 101.9 90.5 45.4 43.2 10.9 10.8 11.2 11.9 12.6 12.7 SUY T542 D1 100.2 101.1 89.8 45.1 42.9 10.8 10.7 11.1 11.8 12.5 12.6 Fuente: Elaboración propia.

A continuación, en la Tabla 14, se definen los circuitos candidatos de transmisión que eliminen las sobrecargas identificadas.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 55 de 91 Tabla 14. Lista de circuitos candidatos para mitigar las sobrecargas identificadas No. Proyecto Elementos Año mínimo de entrada Costo [MUSD] 1 SPS-VND Subestación Villanueva II (VND) 2027 13.8 Línea de transmisión SPS-VND 230 kV 2 CAR-VND Línea de transmisión CAR-VND 230 kV 2028 18.7 Transformador CAR 230/138 kV Habilitación del tramo L504 3 CAR-SBV Línea de transmisión CAR-SBV 230 kV Habilitación del tramo L502 2028 5.5 4 SBV-VND Línea de transmisión SBV-VND 230 kV Habilitación del tramo L502, L504 2028 7.0 5 JUD-TLG Línea de transmisión JUD-TLG 230 kV 2028 61.7 6 JUD-CBN Línea de transmisión JUD-CBN 230 kV 2028 95.9 Transformador CBN 230/138 kV 7 TLG-YRD Línea de transmisión TLG-YRD 230 kV 2028 59.5 8 NCO-LEC Línea de transmisión NCO-LEC 230 kV 2028 65.8 Transformador NCO 230/138 kV 9 CCD-SIS Línea de transmisión CCD-SIS 230 kV 2028 42.9 Transformador SIS 230/138 kV 10 PRD-L627 Línea de transmisión PRD-L627 230 kV Reconstrucción de Línea de transmisión L615, L637, L617 2028 43.4 11 SLU-AGC Línea de transmisión SLU-AGC 230 kV 2028 53.0 Reconstrucción de Línea de transmisión L615, L637, L617 12 NIS-GLL Línea de transmisión NIS-GLL 230 kV 2028 45.6 Transformador NIS 230/69 kV Subestación Gualala (GLL) 13 EBI-ZMD Línea de transmisión EBI-ZMD 230 kV 2028 53.3 14 SMT-VNU Línea de transmisión SMT-VNU 138 kV 2030 10.3 15 SMT-CAR Línea de transmisión SMT-CAR 138 kV 2030 19.5 16 SBV-CRL Línea de transmisión SBV-CRL 230 kV 2028 25.6 Transformador CRL 230/138 kV 17 SBV-CRL Línea de transmisión SBV-CRL 138 kV 2028 20.5 Transformador SBV 230/138 kV 18 CRL-RLN Línea de transmisión CRL-RLN 138 kV 2028 7.4 19 MAS-TEL Línea de transmisión MAS-TEL 230 kV 2028 50.6 Transformador TEL 230/138 kV 20 MAS-TEL Línea de transmisión MAS-TEL 138 kV 2028 28.6 21 NEG-RGU Montar segundo circuito NEG-RGU 230 kV 2028 62.1 22 RLN-SBV y CRL-SBV Seccionamiento de la L501 2028 15.9 Línea CRL-SBV 138 kV Línea RLN-SBV 138 kV Transformador SBV 230/138 kV 23 JRD-CDS Seccionamiento de la L608 2028 38.1 Línea CJN-CDS Línea AMT-CDS 230 kV Transformador CDS 230/69 kV Subestación Concepción del Sur (CDS) 24 LVI-SPS LVI-PGR Seccionamiento de un circuito SPS-PGR 2028 21.9 Línea LVI-SPS Línea LVI-PGR 25 Repotenciación L512 Repotenciación L512 CHM-LVI 2027 4.7 26 Enlace El Taladro Transformador TLD 230/138 kV 2028 28.6 Subestación el Taladro (TLD) 2028 27 Enlace Jardines Enlace 230/138 JRD 2028 Transformador JRD 230/138 kV 2028 25.8 Subestación Jardines (JRD) 2028 28 Enlace Siguatepeque Enlace 230/138 SGT 2028 24.7 Transformador SGT 230/138 kV 2028 29 Compensación Serie Compensación Serie L526 y L527 AGP-SPS 2027 15.1 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 56 de 91 Para optimizar las incorporaciones a la red de transmisión se utilizó el módulo OptNet, parte del software de Optimización Netplan, para obtener un cronograma de inversiones que responda a las necesidades identificadas a largo plazo. La lista de proyectos optimizados se muestra a continuación en la Tabla 15. Tabla 15. Lista de proyectos seleccionados en la etapa de expansión optimizada No. Proyecto Elementos Año de entrada 1 SPS-VND Subestación Villanueva II (VND) 2027 Línea de transmisión SPS-VND 230 kV 2 Repotenciación L512 Repotenciación L512 CHM-LVI 2027 3 PRD-AGC Repotenciación L615 Línea de transmisión PRD-AGC 230 kV 2030 Repotenciación L615 PAV-SLU 4 LVI-SPS LVI-PGR Seccionamiento de un circuito SPS-PGR 2031 Línea LVI-SPS Línea LVI-PGR 5 CRL-RLN Línea de transmisión CRL-RLN 138 kV 2030 Fuente: Elaboración propia. Con los nuevos refuerzos de transmisión se reduce el máximo flujo de potencia en los circuitos sobrecargados, en la Tabla 16 se muestra los porcentajes obtenidos para los distintos elementos . Se indica en la misma tabla el proyecto, referenciado en la Tabla 15, que mitiga la sobrecarga correspondiente. En los casos donde no se asocia un proyecto a una sobrecarga particular se debe a la consideración de proyectos en desarrollo o con financiamiento. Tabla 16. Porcentaje de carga en los elementos de la red de transmisión después de la etapa de optimización de la red Elemento Proyecto 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 L531 VNU-SPS 1 86.7 119.8 80.2 81.7 100.1 90.5 81.2 91.8 83.3 85.0 78.1 L615 SLU-PAV 3 55.0 55.2 52.8 80.5 72.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 L501 CRL-RLN 5 81.2 92.0 99.4 99.2 107.6 52.3 49.2 50.6 50.0 52.0 53.2 L528 SMT-SPS 4 72.7 53.1 83.4 71.2 104.0 105.2 59.9 62.5 58.9 65.3 61.5 L508 BER-CIR 4 61.1 74.5 74.0 64.9 129.8 139.9 57.9 65.9 62.7 64.1 67.1 L510 BER-BVI 4 42.2 51.0 43.5 40.1 76.0 82.4 47.1 54.3 56.7 58.5 55.7 L558 CYG-AMT 5 52.5 65.1 60.7 68.9 70.5 78.2 82.4 85.5 82.4 87.3 90.3 L518 END-SIS N/A 80.7 98.2 72.5 77.0 60.6 78.5 74.0 74.1 75.6 89.5 91.3 L539 END-RGU N/A 56.0 82.0 72.5 77.0 41.0 56.2 74.0 74.1 75.6 89.5 91.3 SPS T663 4 51.3 42.4 59.8 43.2 76.7 81.3 36.3 45.0 42.0 44.9 41.2 SPS T664 4 51.3 42.4 59.8 43.2 76.7 81.3 36.3 45.0 42.0 44.9 41.2 L635 SLU-CHY 3 23.9 23.9 24.1 46.8 50.1 85.7 84.8 86.6 91.2 89.5 82.7 L512 CHM-LVI 2 139.5 113.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 L514 MER-CHM 2 94.3 98.7 74.3 74.2 63.0 63.1 56.0 57.8 57.7 55.1 57.6 L512 LVI-BER 2 115.3 88.2 84.7 79.6 46.6 52.2 23.6 28.3 28.3 29.3 28.1 L422 SUY-ZAM N/A 126.7 131.1 135.3 41.2 55.8 40.5 47.5 48.3 49.1 48.6 49.8 ZMD T6XX N/A 0.0 0.0 0.0 96.3 49.1 40.6 41.4 43.3 44.6 46.1 46.9 L513 MAS-CHM N/A 122.4 38.9 18.3 15.4 28.7 35.7 20.7 24.9 24.0 24.6 23.9 L513 TSZ-MAS N/A 141.4 55.4 39.6 26.4 15.4 23.1 16.3 16.0 15.7 18.2 20.3 L423 ZMD-ODA N/A 0.0 0.0 0.0 108.8 20.1 23.1 22.0 25.2 26.6 28.9 23.3 L564 TSZ-BIJ N/A 101.1 28.9 29.7 29.1 26.2 25.6 27.0 23.7 24.0 25.9 24.7 SFE T509 D1 N/A 106.2 105.9 92.0 59.3 64.8 16.4 14.3 14.3 14.6 15.4 16.3 BER T505 D1 N/A 120.4 81.7 72.1 64.1 36.0 35.9 8.3 10.0 10.2 10.3 9.7 SUY T510 D1 N/A 101.0 101.9 90.3 45.6 43.2 11.1 11.2 11.3 11.9 12.8 13.0 SUY T542 D1 N/A 100.2 101.1 89.6 45.3 42.8 11.0 11.1 11.2 11.8 12.7 12.9 Fuente: Elaboración propia. 3.2 Proyectos de transmisión optimizados 3.2.1 Subestación Villanueva Dos Debido al crecimiento de la demanda en las subestaciones de Vill anueva y Caracol , se identificaron sobrecargas en diferentes escenarios en la línea L531 SPS-VNU. Para aliviar esta sobrecarga se considera adecuado construir una nueva subestación Villanueva II en 230 kV, seccionando la línea en 230 kV L653 SPS-SBV y tomar

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 57 de 91 carga de la actual subestación Villanueva. Para este proyecto se prevé la instalación de dos transformadores de distribución que operaran en 230/34.5 kV con una capacidad 50 MV A cada uno. Es importante destacar que el costo de los transformadores 230/34.5 kV será responsabilidad de ENEE distribución. Tabla 17. Desglose de costos de inversión para proyecto VND No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación VND 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV VND, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 2 11.31 Total 13.82 Fuente: Elaboración propia. 3.2.2 Repotenciación L512 CHM-LVI Para atender restricciones en la zona de Choloma, se considera la repotenciación del tramo Choloma – La Victoria. Actualmente esta línea de transmisión opera con un conductor ACSR Flicker 477 MCM en arreglo de un conductor por fase. Para seguir utilizando las estructuras, tanto por restricciones de peso y libramientos para 138 kV , se recomienda utilizar para la repotenciación un conductor de núcleo compuesto. Estos conductores cuentan con una menor distancia de flecha, y con peso simi lar incrementan sustancialmente la c apacidad de transporte de una línea de transmisión. Para este caso particular se sugiere conductor ACCC Hawk 611 MCM en arreglo de un conductor por fase. Esta configuración permite transportar 292 MV A en condiciones de operación normal. Si bien es cierto, este proyecto contempla una repotenciación de la línea de transmisión , la capacidad de corriente de los equipos ya instalados en ambas subestaciones fue dimensionada para una línea de transmisión de 151 MV A, debido a esto se contempla necesario el reemplazo de las bahías existentes en ambas subestaciones esto incluye interruptores, seccionadoras, equipo de barra y demás elementos asociados. Los costos estimados para este proyecto se resumen a continuación. Tabla 18. Desglose de costos para proyecto Repotenciación L512 CHM- LVI No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía 138 kV LVI, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,229,716.68 1 2.23 2 Bahía de línea 138 kV CHM, BS 1,684,047.39 1 1.68 3 Repotenciación L512 CHM-LVI, 292 MV A, ACCC Hawk 611 1C/F 209,479.05 3.78 km 0.79 Total 4.71 Fuente: Elaboración propia. 3.2.3 Línea de Transmisión Prados – Aguacaliente y repotenciación de líneas L615 PA V-SLU y L617 PRD- Frontera La alta concentración de generación renovable variable en la zona sur del país presenta desafíos significativos para su transporte a la zona centro y norte del país. Durante las horas de máxima producción solar, esta generación concentrada en la zona sur produce un elevado flujo de potencia en las líneas L615 PA V-SLU y L637 SLU -PRD. Estas condiciones representan un escenario de alta exigen cia para la red de transmisión en la zona y, en general, para el sistema, esto debido al flujo de potencia en dirección sur-norte. Además, vale la pena resaltar que las líneas L615 y L637, restringen la capacidad de las transferencias regionales tanto para importación como porteo. Para abordar estas restricciones y mejorar la capacidad de transmisión, se propone la construcción de un tramo de línea de transmisión en 230 kV que seccionará el segundo circuito de la nueva línea SIEPAC. Este proyecto se conforma de una línea de transmisión que se extiende desde la subestación Prados hasta las estructuras de la línea L627, con una longitud de aproximadamente 3 km, en estructuras para doble circuito, un conductor por fase ACAR 1024.5 MCM, manteniendo el enlace adicional entre Honduras, desde la subestación Prados, hasta Nicaragua. Adicionalmente, se propone repotenciar las líneas de transmisión L615 PA V-SLU, L637 SLU -PRD y L617 PRD-FNH a una capacidad de transporte de 455 MV A cada una. Para esta repotenciación se propone reconstruir las líneas L615, L637, y L617, construyendo nuevas torres para dos circuitos, montando inicialmente uno, con una configuración propuesta de dos conductores por fase ACSR Flicker 477 MCM , conductores alternativos pueden

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 58 de 91 utilizarse, mientras mantengan al menos la capacidad del conductor propuesto. En resumen, la Tabla 19 presenta el desglose de los costos de inversión requeridos en este proyecto. Tabla 19. Desglose de costos de inversión para proyecto PRD-AGC No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía 230 kV PRD, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+LT 6,427,153.19 1 6.43 2 LT 230 kV PRD-L627, 349 MV A, ACAR 1024.5 MCM 2C 1C/F, Torre de acero 682,355.47 3 km 2.05 3 LT 230 kV L615 PA V-SLU, 455 MV A, ACSR Flicker 477 2C M1C, 2C/F, Torre de Acero 572,811.16 20 km 11.46 4 LT 230 kV L637 SLU-PRD, 455 MV A, ACSR Flicker 477 2C M1C, 2C/F, Torre de Acero 572,811.16 17 km 9.74 5 LT 230 kV L617 PRD-FNH, 455 MV A, ACSR Flicker 477 2C M1C, 2C/F, Torre de Acero 572,811.16 24 km 13.75 Total 43.42 Fuente: Elaboración propia. 3.2.4 Línea de transmisión La Victoria – San Pedro Sula Sur y La Victoria – Progreso Para reforzar la capacidad de transporte desde el Valle de Sula hacia el centro y sur del país, se identifica adecuado un enlace desde la subestación La Victoria hacia las subestaciones de San Pedro Sula Sur y El Progreso. El nuevo enlace en 230 kV permitirá aliviar posibles sobrecargas en la zona norte, por ejemplo, en las líneas L528 SPS-SMT, L524 CIR -CAL y los transformadores SPS T663, SPS T664 . Esta adición mejora la capacidad de transporte en la zona norte permitiendo tener una red en 230 kV de forma continua hasta la subestación de Masca. Para los nuevos enlaces LVI-PGR y LVI-SPS se proyecta seccionar uno de los circuitos SPS-PGR y vincular cada uno de los extremos con la subestación de LVI, las nuevas líneas de transmisión se construirán en una configuración de dos conductores por fase ACSR Flicker 477 MCM, con una capacidad de 455 MV A cada una, montando los dos circuitos sobre una misma estructura. El desglose de los costos de inversión se resume en la siguiente tabla. Tabla 20. Desglose de costos de inversión para proyecto SPS-LVI-PGR No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 LT 230 kV LVI-L6XX PGR-SPS, 455 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C 2C/F Torre de acero 675,514.36 23 km 15.54 2 Bahía 230 kV LVI, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+LT 6,427,153.19 1 6.43 Total 21.96 Fuente: Elaboración propia. 3.2.5 Línea de transmisión Cañaveral – Rio Lindo Actualmente, las subestaciones Cañaveral y Río Lindo están conectadas mediante una línea de transmisión en 138 kV con capacidad de 151 MV A, el cual es un enlace esencial para el funcionamiento del corredor norte-sur. Sin embargo, la desconexión de esta lín ea ha generado problemas de tensión en subestaciones ubicadas en la zona central, como Cañaveral, Siguatepeque y Piedras Azules. En ese sentido, se propone la construcción de una línea adicional en paralelo al enlace CRL -RLN. Esta adición mejora la confiab ilidad del corredor en 138 kV y también previene posibles sobrecargas en el enlace existente para casos de contingencia en la línea L558 AMT -CYG. Esta nueva línea de transmisión es planificada para una capacidad de transporte de 151 MV A y se propone para ser construida en arreglo de doble circuito, montando inicialmente uno , usando un conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM instalado en estructuras de acero, el desarrollador podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto. El desglose de los costos de inversión se resume en la siguiente tabla. Tabla 21. Desglose de costos para proyecto CRL-RLN No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía de línea 138 kV CRL BP + BA 1,755,118.12 1 1.76 2 Bahía 138 kV RLN, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,263,201.07 1 2.26 3 LT 138 kV CRL-RLN, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C M1C, 1C/F, Torre de acero 371,514.33 9 km 3.34

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 59 de 91 No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] Total 7.36 Fuente: Elaboración propia. 4 Expansión orientada a confiabilidad y resiliencia Adicionalmente a los proyectos de transmisión identificados de la etapa de optimización, en la presente sección se detallan las obras asociadas a la mejora de la confiabilidad de la red de transmisión. Específicamente se evaluó el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimo, CCSDM. Se identificaron los elementos que no cumplen con estos criterios, en condiciones operativas normales y condiciones de contingencia simple, y se proponen los elementos necesarios para permitir la operación segura del sistema ante condiciones de alta exigencia para el sistema. 4.1 Resultados Para esta etapa, se utilizan los resultados de los despachos de la optimización realizada con la herramienta SDDP para cada hidrología seleccionada. En las estaciones seca y lluviosa se consideran cinco escenarios que representan bloques horarios con condiciones operativas que representan diferentes combinaciones de despacho y condiciones de demanda para el sistema. Estos escenarios operativos se modelan para elaboración de estudios eléctricos utilizando la herramienta PSS/E y se realizan análisis de flujo de potencia en condiciones de operación normal, y bajo contingencia simple de todos los elementos de la red de transmisión. Se identifican las violaciones a los CCSDM en los escenarios analizados, las condiciones operativas en las cual es ocurren, y si aplica, la contingencia que provoca dichas violaciones. Las siguientes tablas resumen las sobrecargas identificadas, así como las violaciones al rango permitido de voltaje en las barras de transmisión. En estas tablas también se colocan los proyectos candidatos para mejorar la confiabilidad de la red. Los proyectos candidatos a los que se hace referencia se encuentran en la Tabla 26. La Tabla 22 muestra los elementos con sobrecargas identificadas en esta etapa, también indica la máxima sobrecarga encontrada, la contingencia que provoca dicha sobrecarga, así como la cantidad de escenarios operativos en los cuales se encontró la sobrecarga descrita , y la cantidad de contingencias ante las cuales se identifican las violaciones a los CCSDM. La Tabla 23 y la Tabla 24 muestran las barras los voltajes fuera de rango identificados en los análisis de flujo de potencia. De forma similar a la tabla descrita previamente, se indica la peor violación identificada, la contingencia que provoca dicho incumplimiento, y la cantidad de escenarios y contingencias bajo las cuales se identifica la condición de bajo o alto voltaje. A su vez se indican los proyectos candidatos, acorde a la Tabla 26, para atender cada problema identificado. Para complementar la información presentada, la Tabla 25 muestra las contingencias para las cuales no se logró convergencia numérica del flujo de potencia. Esto ya que la condición de no convergencia es un indicador de déficit de potencia reactiva en la zona de influencia de dicha contingencia. Se muestra también la cantidad de escenarios para los cuales no se obtuvo la convergencia de cada contingencia en particular. Y también los proyectos candidatos para atender estas limitaciones. Tabla 22. Sobrecargas identificadas en análisis eléctricos de flujo de potencia Elemento Máxima sobrecarga [%] Contingencia Conteo Escenarios Conteo Contingencias Proyectos candidatos SUY T510 141.3 SUY_T542 3 2 1, 10, 19, SUY T542 142.1 SUY_T510 4 2 1, 10, 19 SFE T509 130.8 SUY_T542 2 3 1, 10, 19 L442 GMC-JUT 141.0 L6X1_TRB-DND 11 14 9, 15, 16, 17 L512 CHM-LVI 124.2 L534_CHM-BER 4 3 5 L531 SPS-VNU 103.9 L558_CYG-AMT 3 2 5 L525 CHM-AGP 104.8 L526_SPS-SGP 2 1 5

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 60 de 91 Elemento Máxima sobrecarga [%] Contingencia Conteo Escenarios Conteo Contingencias Proyectos candidatos L515A PGR-GUA 121.6 L518_SIS-END 20 4 6 L515B GUA-TEL 112.6 L539_END-RGU 20 7 6 SUY T612 108.6 TON_T610 2 3 1, 10, 19 SUY T611 107.8 TON_T610 2 3 1, 10, 19 SUY T613 107.2 TON_T610 2 3 1, 10, 19 L501 CRL-RLN 120.7 L558_CYG-AMT 7 1 4, 21 L518 SIS-END 168.4 L6X1_NEG-YRD 22 7 6, 11, 18 CRL T501 134.5 L531_SPS-VNU 3 150 7, 20 L519 RGU-CCE 135.0 RGU_T6XX 12 3 9, 12, 16, 17 L520 RGU-ISL 111.9 RGU_T6XX 7 5 6, 9, 12, 16, 17 CCD T6XX 120.6 RGU_T6XX 5 139 6, 9, 12 L441B GMC-TLG 131.8 L6X1_TRB-DND 3 1 9, 15, 16, 17 L539 END-RGU 168.8 L6X1_NEG-YRD 21 6 6, 11, 18 AMT T605 107.5 L550A_CRL-SGT 8 2 4, 19, 21 L550A CRL-SGT 126.2 L558_CYG-AMT 13 1 4, 21 RGU T6XX 176.0 L519_RGU-CCE 30 164 6, 18 L558 AMT-CYG 123.2 L550A_CRL-SGT 5 1 4, 21 L517 CTE-SIS 122.0 L6X1_NEG-YRD 4 3 6, 11, 18 PGR T520 150.2 L6X1_NEG-YRD 5 1 11, 18 TON T610 110.9 AMT_T605 2 4 10, 19 L414A MOR-CUY 132.8 L6X1_NEG-YRD 2 1 11, 18 L412 PGR-MOR 113.1 L6X1_NEG-YRD 1 1 11, 18 L414B CUY-YRD 113.4 L6X1_NEG-YRD 1 1 11, 18 YRD T6XX 123.1 L6X1_NEG-YRD 1 1 11, 18 Fuente: Elaboración propia a partir de resultados obtenidos por simulaciones. Tabla 23. Violaciones de bajo voltaje identificadas en análisis de flujo de potencia Elemento Voltaje nominal Voltaje mínimo [pu] Contingencia Conteo escenarios Conteo contingencias Zona Proyecto Candidato CYG B536 138 0.8872 BASE CASE 5 1 CE 4, 21 PAZ B525 138 0.8864 BASE CASE 5 1 CE 4, 21 SGT B574 138 0.8903 BASE CASE 4 1 CE 4, 21 AMT B541 138 0.9107 L614_CDH-SUY 6 8 CE 1, 4, 19, 21 CDA B530 138 0.9153 TON_T610 1 1 CE 1 MFL B523 138 0.9200 TON_T610 1 2 CE 1 SFE B505 138 0.9150 TON_T610 2 3 CE 1 LNZ B5XX 138 0.9193 TON_T610 1 2 CE 1 TON B535 138 0.9152 TON_T610 1 1 CE 1 CHP B5XX 138 0.7683 BASE CASE 39 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 BOR B571 138 0.7393 BASE CASE 50 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 CTE B513 138 0.7427 BASE CASE 57 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 ISL B520 138 0.7798 BASE CASE 38 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 RGU B518 138 0.8094 BASE CASE 24 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 SIS B548 138 0.7413 BASE CASE 56 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 SHL B572 138 0.7410 BASE CASE 42 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 END B572 138 0.7581 BASE CASE 36 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 TOC B587 138 0.7620 BASE CASE 42 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 CCE B565 138 0.8464 BASE CASE 5 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 TEL B511 138 0.8709 BASE CASE 6 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 CCD B6XX 230 0.7678 BASE CASE 12 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 ARN B6XX 230 0.7843 BASE CASE 12 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 RGU B6XX 230 0.7296 BASE CASE 14 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 CCD B5XX 138 0.8754 BASE CASE 1 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 ARN B586 138 0.8467 BASE CASE 4 1 LA 2, 6, 12, 16, 17 CUY B4XX 69 0.8441 L6X1_NEG-YRD 9 4 NO 2, 11, 18 PGR B603 230 0.8995 BASE CASE 1 1 NO 2, 11, 18 YRD B6XX 230 0.8451 BASE CASE 8 1 NO 2, 11, 18 CRL B501 138 0.9258 BASE CASE 1 1 NO 4, 7, 20, 21 CRL B4XX 69 0.8595 L531_SPS-VNU 33 6 NO 4, 7, 20, 21 VNU B520 138 0.6932 L531_SPS-VNU 7 3 NO 4, 7, 20, 21 GUA B537 138 0.4496 L515A_PGR-GUA 55 11 NO 2, 6 CAR B540 138 0.7676 L531_SPS-VNU 26 17 NO 22 CKP B576 138 0.7676 L531_SPS-VNU 26 17 NO 22 SPS B653 230 0.9275 L602A_VEG-NEG 2 2 NO 22

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 61 de 91 Elemento Voltaje nominal Voltaje mínimo [pu] Contingencia Conteo escenarios Conteo contingencias Zona Proyecto Candidato MOR B435 69 0.8348 L6X1_NEG-YRD 8 4 NO 11,18 RLN B521 138 0.8321 L531_SPS-VNU 26 27 NO 22 CUY B4XX 69 0.8441 L6X1_NEG-YRD 9 4 NO 11,18 YRD B4XX 69 0.8508 YRD_T6XX 42 9 NO 11, 18 NEG B6XX 230 0.8814 L602A_VEG-NEG 2 23 NO 11,18 VND B6XX 230 0.9216 L602A_VEG-NEG 2 7 NO 22 PGR B422 69 0.8764 L6X1_NEG-YRD 2 1 NO 11,18 ERA B471 69 0.8987 BASE CASE 5 1 OC 7, 20 SRD B6XX 230 0.9229 BASE CASE 2 1 OC 7, 20 LFL B434 69 0.5336 L433_SRS-GPT 30 21 OC 7, 20 NIS B439 69 0.6537 L433_SRS-GPT 19 5 OC 7, 20 SRS B433 69 0.4876 L433_SRS-GPT 6 3 OC 7, 20 SRD B4XX 69 0.9295 L6XX_LEC-SRD 1 1 OC 7, 20 TLG B4XX 69 0.9122 L6X1_TRB-DND 1 1 OR 9, 15, 16, 17 Fuente: Elaboración propia a partir de resultados obtenidos por simulaciones. Tabla 24. Violaciones de alto voltaje identificadas en análisis de flujo de potencia Elemento Voltaje nominal Voltaje máximo [pu] Contingencia Conteo escenarios Conteo contingencias Zona Proyecto Candidato SUY B612 230 1.0729 BASE CASE 5 1 CE 3 TON B610 230 1.0711 BASE CASE 4 1 CE 3 AMT B605 230 1.0717 BASE CASE 4 1 CE 3 CDH B629 230 1.0760 BASE CASE 5 1 CE 3 T43 AMT 230 1.0508 BASE CASE 2 1 CE 3 SIT B6XX 230 1.0727 BASE CASE 3 1 CE 3 TLG B6XX 230 1.0589 BASE CASE 1 1 CE 3 SUY B418 69 1.0950 L651_TRB-PA T 22 15 CE 3 ZMD B6XX 230 1.0793 BASE CASE 3 1 OR 3, 14 DND B6XX 230 1.0810 BASE CASE 3 1 OR 3, 14 PA V B620 230 1.0739 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 LSL B628 230 1.0739 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 LUV B621 230 1.0739 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 PSM 230 230 1.0717 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 NNC B639 230 1.0740 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 AGC B624 230 1.0746 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 PRD B618 230 1.0725 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 CHY B647 230 1.0720 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 LUT B622 230 1.0746 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 SLU B637 230 1.0725 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 EBI B635 230 1.0717 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 AGF B641 230 1.0740 BASE CASE 3 1 SU 3, 14 Fuente: Elaboración propia a partir de resultados obtenidos por simulaciones. Tabla 25. Contingencias que provocan no convergencia de la solución de flujo de potencia Contingencia Conteo escenarios Proyecto Candidato L615_PA V-SLU 14 14 L444_JUT-JUD 83 13, 15, 16, 17 L650_JUD-TRB 84 13, 15, 16, 17 L519_RGU-CCE 32 6, 18, 9, 11, 12, 16, 17 L540_CCE-ARN 18 6, 18, 9, 11, 12, 16, 17 L433_SRS-GPT 17 7, 20 L501_CRL-RLN 15 4, 21 L558_CYG-AMT 25 4, 21, 19 L522_BOR-SHL 9 9, 12, 16, 17 L521B_TOC-CHP 1 9, 12, 16, 17 L541_TOC-BOR 1 9, 12, 16, 17 CCD_T6XX 13 6, 18 L515A_PGR-GUA 45 6, 18 L515B_GUA-TEL 42 6, 18 L5XX_CCE-CCD 13 6, 9, 12, 16, 17, 18 L6X1_ARN-CCD 46 6, 9, 12, 16, 17, 18 L608_CJN-AMT 1 11, 13 L516_TEL-CTE 24 6, 18 L539_END-RGU 35 6, 18 L518_SIS-END 35 6, 18

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 62 de 91 Contingencia Conteo escenarios Proyecto Candidato L6X1_NEG-YRD 18 11, 18 L517_CTE-SIS 4 6, 18 L6X1_YRD-ARN 29 11, 18 L6X1_TRB-DND 6 9, 15, 16, 17 L623_SBV-LEC 34 7, 20 RGU_T6XX 22 6, 18 SRD_T6XX 12 7, 20 L6XX_LEC-SRD 12 7, 20 L6XX_RGU-CCD 8 6, 18 L550A_CRL-SGT 1 4, 21 Fuente: Elaboración propia a partir de resultados obtenidos por simulaciones. Considerando las limitaciones e incumplimientos a los CCSDM descritos de la Tabla 22 a la Tabla 25 se proponen los siguientes proyectos candidatos para solucionar las restricciones identificadas. Para algunas de las violaciones a los CCSDM no se proponen candidatos, especialmente en los años iniciales del horizonte de estudio ya que esas serán atendidas por los proyectos ya en desarrollo, con financiamiento, o los proyectos identificados en la etapa optimizada de la planificación. La Tabla 26 resume los proyectos candidatos considerados para esta etapa, así como sus componentes principales y costos de inversión estimados. Tabla 26. Proyectos candidatos para la etapa de expansión orientada a confiabilidad y resiliencia No. Proyecto Elementos Año mínimo de entrada [MUSD] 1 Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central Compensación capacitiva CDA 40 MV Ar 2028 4.85 Compensación capacitiva SUY 30 MV Ar 2 Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico Compensación capacitiva ISL 24 MV Ar 2028 5.36 Compensación capacitiva CTE 24 MV Ar 3 Compensación reactiva inductiva en Zona Sur Compensación inductiva AGC 30 MV Ar 2028 17.52 Compensación inductiva EBI 30 MV Ar 4 Subestación El Taladro Línea de transmisión 138 kV TLD-L551 2029 30.64 Línea de transmisión 230 kV TLD-L609 Transformador 230/138 kV de 150 MV A TLD Subestación TLD 230 kV 5 Compensación serie L526 y L527 Compensación serie 65% en líneas L526 y L527 2028 15.01 6 Proyecto Coyoles Central Dos – Ceiba Sur Subestación CBS 230 kV 2029 46.53 Línea de transmisión 230 kV CCD-CBS Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBS 7 Subestación Concepción del Sur Subestación CDS 230 kV 2030 40.67 Línea de transmisión 230 kV L608-CDS Transformador 230/69 kV de 75 MV A CDS 8 Compensación reactiva capacitiva en Catacamas Compensación capacitiva CAT, 12 MV Ar 2030 1.98 9 Proyecto Juticalpa II – El Carbón Línea de transmisión JUD-CBN 230 kV 2031 95.85 Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBN Subestación El Carbón (CBN) 230 kV 10 Ampliación Cañada 230 kV Transformador 230/138 kV de 150 MV A CDA 2032 20.08 Línea de transmisión 230 kV L614-CDA, 11 Línea de transmisión Talanga – Y oro Dos Línea de transmisión 230 kV TLG-YRD 2033 62.26 12 Línea de transmisión Reguleto – Bonito Oriental - Carbón Línea de transmisión 230 kV RGU- BOR-CBN 2033 86.85 13 Línea de transmisión Terrero Blanco – Juticalpa Dos Línea de Transmisión 230 kV TRB-JUD 2033 30.86 14 Línea de transmisión El Bijagual – Zamorano Dos Línea de transmisión 230 kV EBI-ZMD 2033 53.27 15 Línea de transmisión Juticalpa Dos - Talanga Línea de transmisión 230 AMT-JUD 2033 62.80 16 Línea de transmisión Juticalpa Dos- Isletas Transformador 138/230 kV ISL 2031 110.59 Línea de transmisión 230 kV ISL - BOR 17 Línea de transmisión Juticalpa Dos- Bonito Oriental Transformador 138/230 kV BOR 2031 107.81 Línea de transmisión 230 kV JUD - BOR

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 63 de 91 No. Proyecto Elementos Año mínimo de entrada [MUSD] 18 Segundo circuito Negrito-Y oro Dos-Arenales- Coyoles Central Dos-Reguleto Línea de transmisión 230kV NEG-YRD-ARN- CCD-RGU 2031 61.95 Transformador 230/138 kV 150 MV A en subestación Toncontín y Transformador 230/138 kV 150 MV A en subestación Amarateca Transformador 230/138 kV TON 150 MV A 2032 25.00 Transformador 230/138 kV AMT 150 MV A 20 Subestación Níspero Dos y LT L623-NID Subestación NID 2030 48.39 Línea de transmisión 230 kV L623-NID Transformador 230/69 kV 75 MV A, NID 21 Subestación Siguatepeque Dos Línea de transmisión 138 kV SGD-L551 2029 30.64 Línea de Transmisión 230 kV SGD-L609 Transformador 230/138 kV de 150 MV A SGD Subestación SGD 230 kV 22 Ampliación Caracol 230 kV Transformador 230/138 kV de 150 MV A CAR 2029 32.77 Habilitación de segundo circuito SPS-SBV con conexión en CAR Construcción de 10 km en 138 kV de L504 y Fuente: Elaboración propia. Se identificaron los proyectos que permitan atender de mejor forma , y al menor costo de inversión, las restricciones identificadas a causa de incumplimientos a los CCSDM. Los proyectos seleccionados posterior a la verificación de su efectividad se muestran en la Tabla 27. Tabla 27. Proyectos seleccionados en la etapa de expansión orientada a confiabilidad y resiliencia No. Proyecto Elementos Año mínimo de entrada [MUSD] 1 Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central Compensación capacitiva CDA 40 MV Ar 2028 4.85 Compensación capacitiva SUY 30 MV Ar 2 Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico Compensación capacitiva ISL 24 MV Ar 2028 5.36 Compensación capacitiva CTE 24 MV Ar 3 Compensación reactiva inductiva en Zona Sur Compensación inductiva AGC 30 MV Ar 2028 17.52 Compensación inductiva EBI 30 MV Ar 4 Compensación serie L526 y L527 Compensación serie 65% en líneas L526 y L527 2028 15.01 5 Subestación El Taladro Línea de transmisión 138 kV TLD-L551 2029 30.64 Línea de transmisión 230 kV TLD-L609 Transformador 230/138 kV de 150 MV A TLD Subestación TLD 230 kV 6 Proyecto Coyoles Central Dos – Ceiba Sur Subestación CBS 230 kV 2029 46.53 Línea de transmisión 230 kV CCD-CBS Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBS 7 Ampliación Caracol 230 kV Transformador 230/138 kV de 150 MV A CAR 2029 32.77 Habilitación de segundo circuito SPS-SBV Conexión 230 kV CAR Línea de transmisión T51-T62 de L502 Línea de transmisión T74-T93 de L502 y L504 8 Subestación Concepción del Sur Subestación CDS 230 kV 2030 40.67 Línea de transmisión 230 kV JRD-CDS Transformador 230/69 kV de 75 MV A CDS 9 Compensación reactiva capacitiva en Catacamas Compensación capacitiva CAT 12 MV Ar 2030 1.98 10 Línea de transmisión El Bijagual – Zamorano Dos Línea de transmisión 230 kV EBI-ZMD 2033 53.27 11 Proyecto Juticalpa II – El Carbón Línea de transmisión JUD-CBN 230 kV 2031 95.85 Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBN Subestación El Carbón (CBN) 230 kV 12 Ampliación Cañada 230 kV Transformador CDA 230/138 kV de 150 MV A 2032 20.08

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 64 de 91 No. Proyecto Elementos Año mínimo de entrada [MUSD] Línea de transmisión 230 kV L614-CDA, 13 Línea de transmisión Talanga – Y oro Dos Línea de transmisión 230 kV TLG-YRD 2033 62.26 14 Línea de transmisión Terrero Blanco – Juticalpa Dos Línea de transmisión 230 kV TRB-JUD 2033 30.86 Fuente: Elaboración propia. A continuación, y para mostrar la efectividad de los proyectos identificados en la etapa de expansión orientada a confiabilidad, se presenta la comparativa de la cantidad de eventos en los cuales se registran violaciones a los CCSDM para los elementos de transmisión. Es apreciable, en la Figura 39, una reducción significativa en la cantidad de violaciones a los CCSDM identificadas, específicamente de sobrecargas en los elementos de transmisión . Esto es un indicador que muestra la mejora en la capacidad del sistema, tanto en capacidad de transporte, como en resiliencia y confiabilidad ante condiciones de alta exigencia y diferentes escenarios operativos esperables a largo plazo. Figura 39. Comparativa de cantidad de incumplimientos a los CCSDM.

Fuente: Elaboración propia a partir de resultados obtenidos. 4.2 Proyectos para mejoras en la confiabilidad y resiliencia del sistema 4.2.1 Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central Con el propósito de mejorar los perfiles de tensión en la red eléctrica nacional, especialmente en áreas con alta demanda de potencia reactiva, se ha identificado la necesidad de instalar bancos de compensación capacitiva paralela en la zona central. Esta medida tiene como objetivo principal suministrar potencia reactiva de forma local, lo que permitiría, además de mejorar los voltajes en la zona, también reducir la carga de los transformadores de 230/138 kV y 138/69 kV ubicados en el Distrito Central, cont ribuyendo significativamente a mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico en la zona. Para el proyecto de compensación la Tabla 28 presenta el respectivo desglose de costos. Se recomienda la instalación de los bancos de compensación en tres bloques o pasos para facilitar el control en la regulación de voltaje en la zona de influencia del proyecto. Tabla 28. Desglose de costos para proyecto de compensación capacitiva en Distrito Central No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bloque de compensación capacitiva 138 kV , 40 MV Ar CDA 1,324,400.19 1 1.32 2 Bloque de compensación capacitiva 69 kV , 30 MV Ar SUY 1,082,434.24 1 1.08 3 Bahía de compensación 138 kV , CDA 1,386,865.34 1 1.39 4 Bahía de compensación 69 kV , SUY 1,055,324.24 1 1.06 Total 4.85 Fuente: Elaboración propia. Voltaje Sobrecarga Eventos Etapa optimizada Etapa de confiabilidad

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 65 de 91 4.2.2 Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico Actualmente, al ser alimentado mediante un circuito radial en 138 kV , el Litoral Atlántico requiere de generación local, en ocasiones más costosa, para suministrar la potencia reactiva en la zona. Para atender esta problemática, y con tiempos constructivos menores a l de las líneas de transmisión, se considera la instalación de bancos de compensación capacitiva en las subestaciones de Ceiba Térmica e Isletas, con capacidad de 24 MV Ar cada uno. Se recomienda que los bancos de compensación se instalen en tres bloques de igual capacidad, para facilitar la regulación de voltaje local. Cabe mencionar que, en caso no sea posible la instalación en la subestación Ceiba Térmica, se obtendrán beneficios equivalentes instalando los bancos de compensación en la subestación San Isidro. La siguiente tabla describe los costos de inversión del proyecto. Tabla 29. Desglose de costos para proyecto de compensación capacitiva en Litoral Atlántico No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía de compensación 138 kV , CTE 1,386,865.34 1 1.39 2 Bahía de compensación 138 kV , ISL 1,386,865.34 1 1.39 3 Bloque de compensación capacitiva 138 kV , 24 MV Ar CTE 1,292,644.25 1 1.29 4 Bloque de compensación capacitiva 138 kV , 24 MV Ar ISL 1,292,644.25 1 1.29 Total 5.36 Fuente: Elaboración propia. 4.2.3 Compensación reactiva inductiva en Zona Sur En condiciones de baja demanda, y baja producción de energía, principalmente en horas de la madrugada, se observa en la red de 230 kV de la zona sur del país que los voltajes tienden a elevarse, superando la cota establecida en la regulación nacional. Esto suele darse en condiciones de operación normal , esto debido a que la combinación de las condiciones descritas provoca que las líneas de transmisión en 230 kV inyecten potencia reactiva adicional al sistema. Para mitigar estas condiciones, se propone la in stalación de bancos de reactores en las subestaciones Aguacaliente y El Bijagual. Los bancos de reactores se consideran con capacidad de 30 MV Ar cada uno, y deberán instalarse en tres bloques de 10 MV Ar cada uno para facilitar el control de voltaje local. En caso no sea posible la instalación del banco de reactores en Aguacaliente por limitaciones de espacio, se obtendrá un beneficio equivalente al instalar los equipos en la subestación Pavana. La siguiente tabla detalla los costos de inversión estimados para este proyecto. Tabla 30. Desglose de costos para proyecto de compensación inductiva en la zona sur No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bloque de compensación inductiva 230 kV , 30 MV Ar AGC 6,566,676.82 1 6.57 2 Bloque de compensación inductiva 230 kV , 30 MV Ar EBI 6,566,676.82 1 6.57 3 Bahía obra de compensación 230 kV , AGC 2,192,776.78 1 2.19 4 Bahía obra de compensación 230 kV , EBI 2,192,776.78 1 2.19 Total 17.52 Fuente: Elaboración propia. 4.2.4 Compensación serie en líneas L526 y L527 San Pedro Sula Sur – Agua Prieta Este proyecto es propuesto para mejorar las condiciones operativas a corto plazo de la red en 138 kV de la zona norte del país. Dado que al presentarse contingencias de la línea existente L512 CHM -LVI o la línea futura L514 CHM-BER se identifican sobrecargas en líneas adyacente, ya sea la línea L512 o la línea L514. Para abordar esta problemática y mejorar la capacidad de transporte de los elementos de transmisión, se propone la instalación de compensadores serie en las líneas de transmisión L526 y L527 que conectan las subestaciones de Agua Prieta y San Pedro Sula Sur. La compensación serie corresponde al 65%, que equivale a 6.64 Ω por línea, de las reactancias de cada una de las líneas y permite aprovechar de mejor forma la capacidad de estos elementos, y a la vez evitar sobrecargas en la zona de influencia del proyecto.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 66 de 91 Tabla 31. Desglose de costos para proyecto de compensación serie L526/L527 No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Compensación serie L526/L527 6,117,852.19 2 12.24 2 Bahía obra de compensación 138 kV , SPS 1,386,865.34 2 2.77 Total 15.01 Fuente: Elaboración propia. 4.2.5 Subestación El Taladro Actualmente la zona centro del país, específicamente el departamento de Comayagua es alimentado a través de un circuito en 138 kV , el cual se extiende desde la subestación de Villanueva en el Valle de Sula, hasta la subestación de Amarateca al norte del Distrito Central. Esta configuración hace que el corredor centro-norte en 138 kV sea vulnerable ante contingencias N-1, lo cual conlleva a que la pérdida de uno de sus elementos puede impactar significativamente el suministro eléctrico, especialmente para las subestaciones en el departamento de Comayagua. Por lo tanto, se propone la alternativa para conectar la red de 230 kV , que se encuentra en las proximidades, con la red de 138 kV a partir de una nueva subestación denominada El Taladro (TLD). Para la conexión de la nueva subestación TLD con las líneas de transmisión existentes, se propone una línea de aproximadamente 6 km en 138 kV , la cual seccionará la actual L551 CYG -PAZ, construyéndose en doble circuito, un conductor ACSR Flicker 477 MCM por fase y aproximadamente 2 km de línea de transmisión para interceptar la línea L609 en doble circuito, doble conductor ACSR Brant 397.5 MCM por fase. Además, se propone un transformador con relación de 230/138 kV con capacidad de 150 MV A y un transformado r de distribución 230/34.5 kV de al menos 50 MV A, los costos del transformador 230/34.5 kV correrán a cargo de ENEE distribución. Para este enlace, los costos de inversión estimados se presentan en la Tabla 32. Tabla 32. Desglose de costos para proyecto Subestación El Taladro No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TLD 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV TLD, INT. Y MEDIO, dos alimentadores T+LT 5,657,185.50 2 11.31 4 Bahía de línea 138 kV TLD, BP + BA 1,738,375.93 2 3.48 5 Bahía de transformador 138 kV TLD, BP + BA 1,512,979.18 1 1.51 6 LT 138 kV TLD-L551, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C 1C/F, Torre de acero 435,351.75 6 km 2.61 7 LT 230 kV TLD-L609, 405 MV A, ACSR Brant 397.5 MCM 2C 2C/F, Torre de acero 654,309.32 2 km 1.31 8 Transformador 230/138 kV de 150 MV A TLD 7,912,571.71 1 7.91 Total 30.64 Fuente: Elaboración propia. 4.2.6 Proyecto Coyoles Central Dos – Ceiba Sur Una vez completado el vínculo entre las subestaciones de NEG-YRD-ARN-CCD, se propone la construcción de un nuevo enlace en 230 kV entre la nueva subestación CCD y una nueva subestación en La Ceiba, esta nueva subestación denominada Ceiba Sur (CBS). El propósito principal de este proyecto es mejorar los niveles de voltaje de las subestaciones de Tela, Ceiba Térmica, y San Isidro ante falla o mantenimiento en la s líneas existentes L515 PGR-TEL o L539 END-RGU. La nueva subestación Ceiba Sur seccionará la línea L517 CTE-SIS, aproximadamente a dos kilómetros de la subestación San Isidro, con una extensión de línea de aproximadamente un kilómetro desde el punto de seccionamiento hasta la posible ubicación de la subestación CBS. Para esta extensión de línea en 138 kV , será necesaria la construcción de una línea de transmisión en postes de concreto con capacidad para dos circuitos, utilizando conductor ACSR Flicker 477 MCM en un conductor por fase. La nueva línea de transmisión en 230 kV, de aproximadamente 4 0 km, se propone en estructuras tipo torre de acero con capacidad para doble circuito montando inicialmente uno de ellos , utilizando un arreglo de dos conductores ACSR Brant 397.5 MCM por fase. El desarrollador podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 67 de 91 Además, se plantea la instalación de un transformador de potencia con relación de 230/138 kV y capacidad de 150 MV A en la subestación Ceiba Sur, el desglose de costos de inversión se presenta en la Tabla 33. Tabla 33. Desglose de costos para proyecto CCD-CBS No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CBS 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Complemento bahía 230 kV CCD, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,527,220.22 1 2.53 3 Bahía 230 kV CBS, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 1 5.66 4 Bahía de transformador 138 kV CBS, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 5 Bahía de línea 138 kV CBS, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48 6 LT 230 kV CCD-CBS, 405 MV A, ACSR Brant 397.5 MCM 2C M1C 2C/F, Torre de acero 561,705.92 40 km 22.47 7 LT 138 kV L517 - CBS, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C, 1C/F, Poste de concreto 470,709.15 1 km 0.47 8 Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBS 7,912,571.71 1 7.91 Total 46.53 Fuente: Elaboración propia. 4.2.7 Ampliación Caracol 230 kV y habilitación de segundo circuito SPS-SBV Con el propósito de utilizar de forma más eficiente la línea de transmisión en 230 kV L653 SPS -SBV , y considerando que esta línea comparte servidumbre con las líneas L502 CAR-RLN y L504 CAR-VNU, se contempla la ampliación de la subestación Caracol para que pueda albergar elementos en 230 kV . De esta forma será posible enlazar la red de 138 y 230 kV en la zona, y al mismo tiempo permitir ampliaciones de distribución desde 230 kV , fortaleciendo la capacidad de ENEE Distribución para el suministro de carga al sur del Valle de Sula. En la subestación Caracol se considera la instalación de un transformador 230/138 kV de 150 MV A, y un transformador 230/34.5 kV de 50 MV A. El costo de este segundo transformador corresponde a ENEE Distribución. Para la construcción de la línea de transmisión SPS-SBV fue necesario utilizar parte de la servidumbre de las líneas de transmisión L502 y L504, por lo cual actualmente estas líneas de transmisión comparten parte de las estructuras de la línea L653 SPS-SBV. Es necesario para este proyecto la construcción de ciertos tramos en 138 kV para permitir la operación simultánea de los dos enlaces en 230 kV SPS-SBV , ya construidos, y la operación de las líneas L502 y L504. Este proyecto requiere también la construcci ón del complemento de bahías en 230 kV en las subestaciones SPS y SBV para conectar la segunda línea de transmisión. El primero de estos tramos en 138 kV se extiende desde la estructura T51 hasta la estructura T62 de la línea SPS-SBV y tiene una longitud aproximada de 3 km. Para la construcción de este tramo es necesario reemplazar las estructuras de la línea L503 PGR -RLN en este tramo por estructuras tipo torre de acero con capacidad para dos circuitos en 138 kV , utilizando un conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM. De esta forma, por aproximadamente 3 km, las líneas L502 CAR-RLN y L503 PGR-RLN compartirán estructuras. El segundo tramo, que se extiende desde la estructura T74 hasta la estructura T93, deberá utilizar una servidumbre independiente y se estima una longitud aproximada de 7 km. Este tramo de 7 km se construirá aislado para 138 kV sobre postes de concreto con capacidad de un circuito utilizando un conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM. Los costos estimados para estas obras se detallan en la Tabla 34. Se incluye el costo de las bahías de línea de transmisión en 138 kV para la subestación Caracol, esto debido a que actualmente los interruptores asociados a las líneas L502 y L504 se encuentran fuera de servicio, y es necesario habilitar las bahías para la operación correcta de los elementos propuestos. Tabla 34. Desglose de costos para proyecto Caracol 230 kV No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Complemento bahía 230 kV SPS, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,527,220.22 1 2.53 2 Complemento bahía 230 kV SBV , INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,527,220.22 1 2.53 3 Bahía 230 kV CAR, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,751,032.90 2 11.50

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 68 de 91 No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 4 Bahía de línea 138 kV CAR, BS 1,684,047.39 2 3.37 5 Bahía de transformador 138 kV CAR, BS 1,333,611.07 1 1.33 6 Transformador 230/138 kV de 150 MV A CAR 7,912,571.71 1 7.91 7 LT 138 kV T51-T62, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C 1C/F, Torre de acero 435,351.75 3 km 1.31 8 LT 138 kV T74-T93, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 1C, 1C/F, Poste de concreto 328,144.72 7 km 2.30 Total 32.77 Fuente: Elaboración propia. 4.2.8 Subestación Concepción del Sur Este proyecto busca dar un punto adicional de conexión para la zona occidental del país. Esta región se alimenta actualmente de forma radial por una red en 69 kV que inicia en la subestación Cañaveral. El objetivo de este proyecto es acercar la red en 230 kV a este circuito radial. La subestación Concepción del Sur (CDS) complementa el proyecto La Entrada – Santa Rosa Dos – Santa Rosa, el cual cuenta con financiamiento por parte del BCIE, pero que no ha iniciado su ejecución. La subestación Concepción del Sur seccionará la línea en 69 kV L429 CRL-NIS, aproximadamente a 27 km de la subestación Cañaveral. Para la conexión en 230 kV a la subestación CDS se propone derivar la línea en 230 kV L608 AMT-CJN, aproximadamente a 49 km de la subestación CJN, la derivación se construirá en estructuras de doble circuito utilizando conductor ACSR Brant 397.5 en arreglo de doble conductor por fase . La extensión de línea de transmisión tendrá una longitud aproximada de 25 km desde el punto de seccionamiento hasta la nueva subestación CDS. En esta subestación se contempla la instalación de un transformador 230/69 kV de 75 MV A para el enlace entre ambos niveles de tensión. Complementario, se considera la instalación de un transformador de carga 230/34.5 kV de al menos 50 MV A para suministro de demanda en la zona. El costo de este transformador 230/34.5 kV correrá a cargo de ENEE Distribución. Los costos correspondientes a este proyecto se detallan a continuación. Tabla 35. Desglose de costos para proyecto CDS No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CDS 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 LT 230 kV L608-CDS, 405 MV A, ACSR Brant 397.5 MCM 2C 2C/F, Torre de acero 654,309.32 25 km 16.36 3 Bahía 230 kV CDS, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 2 11.31 5 Bahía de línea 69 kV CDS, BS 1,333,648.36 2 2.67 6 Bahía de transformador 69 kV CDS, BS 1,299,100.79 1 1.30 7 Transformador 230/69 kV de 75 MV A CDS 6,525,109.31 1 6.53 Total 40.67 Fuente: Elaboración propia. 4.2.9 Compensación reactiva capacitiva en Catacamas Para mejorar las condiciones de voltaje en la subestación Catacamas se contempla la instalación de un bloque de compensación capacitiva de 12 MV Ar. Actualmente Catacamas es la subestación final en el circuito radial de 69 kV en Olancho. Considerando el desarrollo del proyecto L613-ZMD-DND-TRB, la subestación Catacamas seguirá alimentada por una línea en 69 kV de 41 km de longitud . Estas condiciones provocan que los voltajes tiendan a reducirse por debajo de los límites establecidos en los CCSDM, especialmente en años posteriores considerando el incremento de demanda natural de la zona. El costo de inversión de esta ampliación se detalla en la siguiente tabla.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 69 de 91 Tabla 36. Desglose de costos para proyecto Compensación capacitiva Catacamas. No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bloque de compensación capacitiva 69 kV 12 MV Ar, CAT 921,901.50 1 0.92 2 Bahía de compensación 69 kV , CAT 1,055,324.24 1 1.06 Total 1.98 Fuente: Elaboración propia. 4.2.10 Proyecto Juticalpa Dos – El Carbón Este proyecto pretende mejorar la robustez de la red en las zonas de Olancho y el Litoral Atlántico. En cuanto al Litoral, este proyecto pretende dar una ruta alternativa para suministrar la demanda en las subestaciones de los extremos, Isletas, Chiripa y Bonito Oriental, ante condiciones de contingencia simple o condiciones de baja producción de energía eléctrica de la central hidroeléctrica SHOL. En cuanto al circuito de Olancho, este proyecto permite suministrar la demanda en Juticalpa y Catacamas, bajo condiciones de contingencia simple del enlace Juticalpa Dos - Terrero Blanco. El objetivo principal de este nuevo enlace entre Juticalpa II y la nueva subestación denominada El Carbón (CBN) es el cumplimiento de los CCSDM ante condiciones de contingencia simple. Un beneficio potencial de este proyecto es la posibilidad de instalar subestaciones de carga a lo largo de la nueva línea de transmisión, permitiendo mejorar la calidad del servicio de los usuarios finales de la zona. La implementación de este proyecto involucra la construcción de una nueva subestación de maniobras denominada El Carbón, la cual seccionará la línea L522 BOR -SHOL, aproximadamente a 6 km de la subestación SHOL. Asimismo, se proyecta la construcción de la nueva línea de transmisión Juticalpa II – Carbón cuya distancia es aproximadamente 130 km. Esta línea de transmisión se propone en 230 kV , en estructuras para doble circuito montando inicialmente uno de ellos, en conductor ACSR Condor 795 MCM, también se podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto. El espacio para un segundo circuito corresponde para futuras expansiones y aprovechar de esta forma la servidumbre. Además, se propone la instalación de un transformador con relación de 230/138 kV con capacidad de 150 MV A en la subestación El Carbón. Este proyecto tiene un desglose de costos de inversión según se estima en la Tabla 37. Tabla 37. Desglose de costos para proyecto JUD-CBN No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación El Carbón (CBN) 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Complemento bahía 230 kV JUD, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 2,527,220.22 1 2.53 3 Bahía 230 kV CBN, INT. Y MEDIO, dos alimentadores T+LT 5,657,185.50 1 5.66 4 Bahía de línea 138 kV CBN, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48 5 Bahía de transformador 138 kV CBN, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 6 Transformador 230/138 kV de 150 MV A CBN 7,912,571.71 1 7.91 7 LT 230 kV JUD-CBN, 317 MV A, ACSR Condor 795 MCM 2C M1C 1C/F, Torre de Acero 555,856.19 130 km 72.26 Total 95.85 Fuente: Elaboración propia. 4.2.11 Ampliación Cañada 230 kV Para robustecer la red en 138 kV del Distrito Central, y proporcionar puntos alternos de conexión desde la red en 230 kV, se considera la ampliación de la subestación Cañada para instalar elementos en 230 kV . Se considera el seccionamiento, y extensión, de la línea L614 SUY-CDH. El seccionamiento de la línea será aproximadamente a 9 km de la subestación Suyapa, y la extensión de línea de transmisión será de aproximadamente 3 km. Se recomienda construir la extensión de línea en postes de concreto, y deberán ser estructuras de doble circuito, utilizando un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, como el instalado actualmente en la línea L614 . Para complementar la ampliación en 230 kV, es necesaria la instalación de un transformador 230/138 kV de 150 MV A de capacidad. Los costos de inversión de este proyecto se describen en la Tabla 38.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 70 de 91 Tabla 38. Desglose de costos para proyecto CDA 230 kV No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía 230 kV CDA, INT. Y MEDIO, dos alimentadores T+LT 5,657,185.50 1 5.66 2 Bahía 230 kV CDA, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 3 Bahía de transformador 138 kV CDA, BS 1,316,868.88 1 1.32 4 Transformador 230/138 kV de 150 MV A, CDA 7,912,571.71 1 7.91 5 LT 230 kV L614-CDA, 317 MV A, ACSR Condor 795 MCM 2C 1C/F, Poste de concreto 529,865.54 3 1.59 Total 20.08 Fuente: Elaboración propia. 4.2.12 Línea de transmisión Talanga – Y oro Dos Actualmente, la zona central y zona norte del país se conectan eléctricamente mediante dos vínculos que comparten estructuras, específicamente las líneas L608 AMT-CJN y L609 AMT-SBV . Las dos líneas de transmisión se convierten en un cuello de botella para la transferencia de potencia entre ambas regiones, especialmente en casos de mantenimiento o ante contingencia de una de las líneas. Además, se identificaron posibles sobrecargas en la red en 138 kV en la zona del Litoral Atlántico, especialmente ante contingencia del tramo NEG-YRD, lo cual fuerza el flujo de potencia hacia los elementos en 138 kV que inician en la subestación Reguleto. Para atender estas restricciones identificadas y robustecer la red de transmisión, se propone la construcción de una línea en 230 kV entre las subestaciones futuras Talanga y Yoro Dos. Esta línea de transmisión tendrá una longitud aproximada de 98 km, y se plantea en torres de acero preparadas para dos circuitos, montando inicialmente uno de ellos. La línea se propone utilizando conductor ACSR Brant 397.5 MCM en configuración de dos conductores por fase, existiendo la posibilidad de usar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto. Tabla 39. Desglose de costos para proyecto TLG-YRD No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía de línea 230 kV TLG, INT. Y MEDIO, un alimentador 3,606,715.29 1 3.61 2 Bahía de línea 230 kV YRD, INT. Y MEDIO, un alimentador 3,606,715.29 1 3.61 3 LT 230 kV TLG-YRD, 405 MV A, ACSR Brant 397.5 MCM 2C M1C 2C/F, Torre de acero 561,705.92 98 km 55.05 Total 62.26 Fuente: Elaboración propia. 4.2.13 Línea de transmisión Terrero Blanco – Juticalpa Dos Para robustecer la zona de Olancho , proporcionar redundancia al extremo del circuito de 69 kV , y mitigar sobrecargas en la zona del Litoral Atlántico ante contingencias del tramo TRB -JUD se contempla la construcción de un circuito paralelo a la línea L650 JUD-TRB. Actualmente este vínculo se encuentra construido en estructuras de circuito sencillo. Se contempla la opción de reemplazar estas torres por estructuras para dos circuitos. La nueva línea de transmisión aprovecharía la servidumbre existente, y se montaría sobre torres de acero con capacidad de dos circuitos, utilizando un arreglo de dos conductores por fase de tipo ACSR Flicker 477 MCM. Los costos de inversión estimados para este proyecto se desglosan en la Tabla 40. Tabla 40. Desglose de costos para proyecto TRB-JUD No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía 230 kV JUD, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 2 Bahía 230 kV TRB, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 3 LT 230 kV JUD-TRB, 455 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C 2C/F, Torre de acero 675,514.36 35 km 23.64 Total 30.86 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 71 de 91 4.2.14 Línea de transmisión El Bijagual – Zamorano Dos Con el fin de aumentar la capacidad de transporte de sur a norte y mejorar la capacidad para transferencias regionales, se propone la construcción de una línea de transmisión que conectará la subestación El Bijagual y la nueva subestación Zamorano II en 230 kV . Con esta alternativa, es posible transportar la potencia desde la zona sur del país hacia los diferentes centros de consumo, principalmente en escenarios que permitan soportar condiciones operativas de emergencia en estado N-1 ante la pérdida de uno de los enlaces de la zona sur hacia el centro del país, como ser las líneas L610, L611 TON-AGC 0 L614 SUY-CDH. Esta nueva línea de transmisión consiste en aproximadamente 82 km, la cual se plantea construir en configuración de doble circuito montando inicialmente un circuito en estructuras de torre de acero, con capacidad de transporte de 405 MV A, con doble condu ctor ACSR Brant 397.5 MCM por fase, se podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto. El espacio para el segundo circuito corresponde para futuras expansiones y aprovechar de esta forma la servidumbre. Los costos de inversión para el proyecto EBI-ZMD se presentan en la Tabla 41. Tabla 41. Desglose de costos para proyecto EBI-ZMD No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía 230 kV ZMD, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 2 Bahía 230 kV EBI, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 3 LT 230 kV EBI-ZMD, 405 MV A, ACSR Brant 397.5 MCM 2C M1C 2C/F, Torre de acero 561,705.92 82 km 46.06 Total 53.27 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 72 de 91 5 Proyectos para la mejora a la calidad en el servicio de distribución Esta sección resume los proyectos de transmisión necesarios para mejorar las condiciones, y la capacidad de suministro, a nivel de distribución. Estos proyectos no buscan atender restricciones directas en la red de transmisión, pero son obras orientadas a mejorar la calidad del servicio al usuario final. Estos proyectos se basan principalmente de incorporación de nuevas subestaciones a la red de transmisión. 5.1 Proyecto La Paz – La Esperanza – Erandique Este proyecto tiene como objetivo principal mejorar la calidad del suministro eléctrico en los departamentos de La Paz e Intibucá, donde la mayoría de la demanda se abastece a través de circuitos de distribución en 34.5 kV que se originan en la subestación Comayagua. Para la etapa inicial, se plantea la construcción de una nueva subestación denominada La Paz (LPZ), ubicada aproximadamente a 37 km de la subestación Amarateca. Para la conexión de esta subestación, se debe realizar el seccionamiento de la lín ea L608 AMT-CJN o L609 AMT-SBV . Además, en la subestación LPZ se incluirá un transformador 230/34.5 kV con una capacidad de al menos 50 MV A, los costos del transformador 230/34.5 kV estarán a cargo de ENEE Distribución. En la segunda fase del proyecto, se llevará a cabo la construcción de una subestación denominada La Esperanza (EPZ). Esta subestación contará con un transformador con relación de 230/34.5 kV y capacidad de 50 MV A, el transformador 230/34.5 kV será financiado por ENEE Distribución. Para conectar la subestación La EPZ con la subestación LPZ, se contempla la construcción de una línea de transmisión en 230 kV en configuración de doble circuito montando inicialmente uno de ellos. Se sugiere el uso de un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, con capacidad de 317 MV A, de aproximadamente 55 km soportados en torres de acero. En la tercera fase del proyecto, se contempla la construcción de una línea de transmisión de 33 km en 230 kV que conectará las subestaciones Erandique y La Esperanza. Para esta línea también se sugiere un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, con capacidad de 317 MV A, construida en estructuras de doble circuito montando inicialmente uno de ellos . También se podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto . Adicionalmente, será necesario instalar un transformador de 230/69 kV , 75 MV A, el cual permitirá la conexión entre la red de 230 kV y la red de 69 kV de la zona occidente. El desglose de costos para todo el proyecto se presenta en la Tabla 42. Tabla 42. Desglose de costos para proyecto LPZ-EPZ-ERA No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación LPZ 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV LPZ, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+LT 6,427,153.19 1 6.43 3 Bahía 230 kV LPZ, INT. Y MEDIO, dos alimentadores T+LT 5,657,185.50 1 5.66 4 Subestación EPZ 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 5 Bahía 230 kV EPZ, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 1 5.66 6 Bahía 230 kV EPZ, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 7 LT 230 kV LPZ-EPZ, 317 MVA, ACSR Condor 795 MCM 2C M1C 1C/F, Torre de acero 555,856.19 55 km 30.57 8 Bahía 230 kV ERA, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,751,032.90 1 5.75 9 Bahía de transformador 69 kV ERA, BS 1,304,123.39 1 1.30 10 LT 230 kV EPZ-ERA, 317 MVA, ACSR Condor 795 MCM 2C M1C 1C/F, Torre de acero 555,856.19 33 km 18.34 11 Transformador 230/69 kV de 75 MVA ERA 6,525,109.31 1 6.53 Total 88.86 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 73 de 91 5.2 Subestación La Flecha y línea de transmisión La Entrada – La Flecha Este proyecto tiene como objetivo la construcción de una nueva subestación denominada La Flecha (FLE) en 230 kV . Esta subestación permitirá tomar parte de la carga que actualmente se está suministrando desde las subestaciones La Entrada y Naco. Al acortar la longitud de los circuitos de distribución de estas subestaciones se mejorará, entre otros aspectos, la regulación de voltaje en el sistema de distribución. Para conectar esta nueva subestación al sistema eléctrico, se propone la construcción de una línea de transmisión de 230 kV , de aproximadamente 47 km, en configuración de doble circuito montando inicialmente uno de ellos, con un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, y una capacidad de 317 MV A, utilizando un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase, con capacidad de 317 MV A, el desarrollador podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto . Adicionalmente, en la subestación La Flecha se considera la inclusión de un transformador 230/34.5 kV con capacidad de 50 MV A a cargo de ENEE distribución. Los costos de inversión son presentados en la Tabla 43. Tabla 43. Desglose de costos para proyecto LEC-FLE No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación FLE 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV LEC, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,700,562.69 1 3.70 3 Bahía de línea 230 kV FLE, BP+BA 2,744,361.70 1 2.74 4 Bahía de transformador 230 kV FLE, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 5 LT 230 kV LEC-FLE, 317 MV A, ACSR Condor 795 MCM 2C M1C, 1C/F, Torre de Acero 555,856.19 47 km 26.13 Total 37.43 Fuente: Elaboración propia. 5.3 Subestación La Labor y línea de transmisión Santa Rosa-La Labor Se presenta la propuesta de construir una nueva subestación denominada La Labor (LLB) operando en 69 kV para reducir la longitud de los circuitos de distribución que suministran la demanda del departamento de Ocotepeque desde las subestaciones Erandique, S anta Rosa y La Entrada. Esta subestación será alimentada de manera radial desde la subestación Santa Rosa a través de una línea de transmisión en 69 kV . La línea de transmisión de aproximadamente 44 km se plantea en una configuración de doble circuito, montando inicialmente uno de ellos, con una capacidad de 94 MV A utilizando un conductor ACSR Condor 795 MCM por fase montado sobre postes de concreto , se podrá utilizar un conductor con prestaciones iguales o superiores a las del conductor propuesto. Adicionalmente, se prevé que esta nueva subestación incluirá la instalación de un transformador 69/34.5 kV , con una capacidad mínima de 30 MV A, a cargo de ENEE distribución. Los costos de inversión son resumidos en la Tabla 44. Tabla 44. Desglose de costos para proyecto SRS-LLB No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación LLB 69 kV 2,125,703.29 1 2.13 2 Bahía de línea SRS 69 kV , BS 1,333,648.36 1 1.33 3 LT 69 kV SRS-LLB, 94 MV A, ACSR Condor 795 MCM 2C M1C, 1C/F, Poste de concreto 435,655.80 44 km 19.17 4 Bahía de línea LLB 69 kV , BS 1,333,648.36 1 1.33 5 Bahía de transformador LLB 69 kV , BS 1,299,100.79 1 1.30 Total 25.26 Fuente: Elaboración propia. 5.4 Subestación El Tránsito Actualmente, el departamento de Valle no cuenta con subestaciones para suministro de carga de distribución. Se ha implementado una solución transitoria para mitigar las restricciones existentes en la zona. Una gran parte del

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 74 de 91 departamento de Valle se abastece del circuito, en 34.5 kV , L368 que se origina en la subestación Pavana en el departamento de Choluteca. Para poder abastecer la demanda de este circuito, reducir pérdidas técnicas, aliviar la carga en la infraestructura de distribución y mejorar la calidad del servicio en los municipios del departamento de Valle se propone la construcción de una subestación cerca de la aldea El Tránsito, en el municipio de Nacaome. Esta subestación seccionará la línea de transmisión en 230 kV L640 NNC – 15S. En esta subestación se considera la instalación de un transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A, el cual correrá a cargo de ENEE Distribución. Debido a la ubicación de esta subestación, y que pretende seccionar uno de los enlaces Honduras – El Salvador, se considera adecuado la construcción de esta subestación en arreglo de interruptor y medio, esto para mejorar la redundancia y confiabilidad del arreglo. Tabla 45. Desglose de costos para subestación TRT No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TRT 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV TRT, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 1 5.66 3 Bahía 230 kV TRT, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 Total 11.77 Fuente: Elaboración propia. 5.5 Subestación Santa Rita Este proyecto consiste en seccionar la actual línea de transmisión L604, CJN – PGR, aproximadamente a una distancia de 23 km de la subestación El Cajón para la construcción de la nueva subestación Santa Rita (SRT) ubicada en el departamento de Yoro. Se tie ne previsto la instalación de un transformador 230/34.5 kV con al menos una capacidad de 50 MV A, cuyos costos del transformador correrán a cargo de ENEE distribución. Esta obra tiene como propósito descargar los circuitos de distribución PGR L319, VNU L324 y MOR L396 los cuales operan en valores superiores a capacidad nominal. Esto permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico de la zona, reduciendo la distancia de los circuitos de distribución y por ende reduciendo las perdidas técnicas. En la Tabla 46 se resumen los costos asociados a la construcción de dicha subestación. Tabla 46. Desglose de costos para subestación SRT No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación SRT 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV SRT, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV SRT, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 10.34 Fuente: Elaboración propia. 5.6 Subestación Taujica De forma transitoria se ha instalado un transformador móvil en las cercanías de Tocoa, esto para atender parte de la demanda en el Valle del Aguan. Para proporcionar una solución más duradera al suministro de demanda en la ciudad de Tocoa, se propone la co nstrucción de una subestación en 138 kV al este de la ciudad de Tocoa. Esta subestación seccionará la línea L541 TOC-BOR aproximadamente a 28 km de Bonito Oriental, y deberá contar con un transformador de carga de 50 MV A en 138/34.5 kV . El costo del transformador, y ampliaciones en media tensión correrán a cargo de ENEE Distribución. Esta subestación busca suministrar la demanda de los extremos de los circuitos ISL L345, ISL L347, BOR L351 y CHP L348. El desglose de costos de inversión para esta subestación se detalla en la Tabla 47. Tabla 47. Desglose de costos para subestación TJC No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TJC 138 kV 2,320,848.60 1 2.32 2 Bahía de línea 138 kV TJC, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 75 de 91 No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 3 Bahía de transformador 138 kV TJC, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 Total 7.31 Fuente: Elaboración propia. 5.7 Subestación Choluteca Este Para atender el crecimiento de demanda en la ciudad de Choluteca, se propone la construcción de una nueva subestación de carga al este de dicha ciudad. Se contempla construir esta nueva seccionando la línea de transmisión en 230 kV L635 SLU -CHY , aproximadamente a 12 km de Santa Lucía. En esta subestación se instalará un transformador de 230/34.5 kV de 50 MV A, el cual correrá a cargo de ENEE Distribución, así como las adecuaciones en media tensión necesarias. La estimación de costos para este proyecto se muestra a continuación. Tabla 48. Desglose de costos para subestación CHE No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CHE 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV CHE, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV CHE, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 10.34 Fuente: Elaboración propia. 5.8 Subestación El Ocotillo El sector El Ocotillo en el municipio de Choloma, y zonas aledañas presentan deficiencias y limitaciones en el suministro eléctrico. El objetivo principal de este proyecto es aliviar la carga de los circuitos de distribución BER L205, CAL L295, CHM L216 y LVI L235 los cuales han presentado cargamentos en la línea trocal superior a su capacidad nominal. Esto permitirá mejorar la calidad del suministro eléctrico de la zona, reduciendo la distancia de los circuitos de distribución y por ende reduciendo las perdidas técnicas. Para solucionar la problemática descrita, y aprovechando la identificación del proyecto SPS -LVI-PGR en la etapa de optimización, se propone la construcción de una nueva subestación en 230 kV denominada El Ocotillo (OCT) la cual se conectará a una de las líneas de transmisión que inician en la subestación La Victoria hacia el Valle de Sula. El costo del transformador y de las ampliaciones en media tensión correrán a cargo de ENEE Distribución. El desglose de costos se encuentra en la siguiente tabla. Tabla 49. Desglose de costos para subestación OCT No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación OCT 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV OCT, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV OCT, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 10.34 Fuente: Elaboración propia. 5.9 Subestación Gualala Para reducir la carga en los transformadores de distribución de las subestaciones Níspero y Cañaveral, y a la vez mejorar la calidad de servicio para el usuario final, se propone la construcción de una subestación en el departamento de Santa Barbara. Específicamente se propone seccionar la línea L623 SBV-LEC a aproximadamente 27 km de San Buenaventura. En esta subestación se contempla la instalación de un transformador 230/34.5 kV de 50 MV A, el costo del cual correrá a cargo de ENEE Distribución. El desglose de costos estimado para este proyecto se muestra en la Tabla 50. Tabla 50. Desglose de costos para subestación GLL No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación GLL 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV GLL, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 1 5.66

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 76 de 91 No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 3 Bahía 230 kV GLL, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 Total 11.77 Fuente: Elaboración propia. 5.10 Subestación Cerro Grande En esta nueva subestación denominada Cerro Grande (CRG), se plantea llevar a cabo el seccionamiento de la línea L612, AMT-SUY , aproximadamente a una distancia de 24 km de Amarateca. Se tiene previsto la inclusión de dos transformadores de carga, uno operando en 230/13.8 kV y otro en 230/34.5 kV , ambos con una capacidad de 50 MV A. Los costos asociados a estos transformadores serán cubiertos por la ENEE distribución. Este proyecto tiene como objetivo principal tomar parte de la carga que actualmente está siendo abastecida desde las subestaciones La Leona y Santa Fe, aliviando así los transformadores y líneas de transmisión existentes en el Distrito Central. El desglose de los costos de inversión asociados a este proyecto es presentado en la Tabla 51. Tabla 51. Desglose de costos para subestación CRG No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CRG 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV CRG, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV CRG, BP+BA 2,349,742.83 2 4.70 Total 12.69 Fuente: Elaboración propia. 5.11 Subestaciones San Francisco de la Paz y San Esteban Con el propósito de mejorar la atención a los usuarios al norte del Departamento de Olancho se contempla la construcción de dos nuevas subestaciones de distribución. Se pretende que estas subestaciones aprovechen el proyecto en 230 kV JUD-CBN, identificado en la etapa orientada a confiabilidad de la red. Se propone que ambas subestaciones seccionen dicha línea de transmisión para instalar transformadores de distribución. De esta forma se reduce sustancialmente la longitud de los circuitos en media tensión, específicamente interviniendo el circuito JUT La subestación San Francisco de la Paz (SFP) se considera a construirse aproximadamente a 33 km de Juticalpa, y la subestación San Esteban aproximadamente a 97 km desde Juticalpa. En cada una de estas subestaciones se considera la instalación de un transfo rmador de carga 230/34.5 kV de 50 MV A. El costo de estos transformadores correrá a cargo de ENEE Distribución. El costo estimado de las obras en alta tensión necesarias para este proyecto se desglosa en la Tabla 52. Tabla 52. Desglose de costos para subestaciones SFP y SEB No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación SFP 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV SFP, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV SFP, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 1 Subestación SEB 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV SEB, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV SEB, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 20.69 Fuente: Elaboración propia. 5.12 Subestación Mogote Para atender de mejor forma los circuitos de distribución al occidente de Comayagüela se contempla la construcción de una subestación en 230 kV denominada Mogote. Esta subestación se plantea en la zona al oeste de la colonia Arturo Quezada. Se considera pa ra esta subestación realizar una extensión de una de las líneas de transmisión en 230 kV TON-AMT, L630 o L631, para ello se requiere la construcción de una línea de transmisión

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 77 de 91 en doble circuito montada sobre torres de acero, utilizando un arreglo de dos conductores ACSR 477 MCM por fase, con capacidad de 455 MV A por circuito. La extensión de línea de transmisión necesaria es de aproximadamente 6 km de longitud. Esta subestación deberá contar con un transformador de carga de 50 MV A en 230/13.8 kV , el costo de este y demás adecuaciones en media tensión correrán a cargo de ENEE Distribución. El desglose de costos estimado para este proyecto se presenta en la siguiente tabla. Tabla 53. Desglose de costos para subestación MGT No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación MGT 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV MGT, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV MGT, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 4 LT 230 kV LT MGT-L630, 455 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C 2C/F Torre de acero 675,514.36 6 km 4.05 Total 14.40 Fuente: Elaboración propia. 5.13 Subestación Armenta Esta subestación busca atender el crecimiento urbano en la zona norte de San Pedro Sula, aliviando la carga de los circuitos de distribución existentes y a la vez acercando la red de transmisión a los centros de consumo en la zona. Para ello se propone seccionar la línea de transmisión en 138 kV L510 BVI-BER, aproximadamente a 2.5 km de la subestación Bermejo. En esta subestación se deberá instalar un transformador de distribución 138/13.8 kV de 50 MV A, el cual correrá a cargo de ENEE Distribución, al igual que las adecuaciones necesarias en media tensión. Tabla 54. Desglose de costos para subestación ART No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación ART 138 kV 2,320,848.60 1 2.32 2 Bahía de línea 138 kV ART, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48 3 Bahía de transformador 138 kV ART, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 Total 7.31 Fuente: Elaboración propia. 5.14 Subestación Arizona Para mejorar la calidad de servicio de los usuarios de distribución en el departamento de Atlántida, específicamente entre las ciudades de Tela y La Ceiba se contempla la construcción de una subestación en 138 kV en las cercanías de Arizona. Esta subestación seccionará la línea L516 TEL-CTE. Se considera que esta subestación deberá contar con un transformador de distribución 138/34.5 kV de 50 MV A, del cual los costos serán asumidos por ENEE Distribución. Se pretende que esta nueva subestación tome carga de los circuitos TEL L309 y CTE L312, la zona de influencia de esta subestación beneficia los usuarios en los extremos de ambos circuitos. Tabla 55. Desglose de costos para subestación ARZ No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación ARZ 138 kV 2,320,848.60 1 2.32 2 Bahía de línea 138 kV ARZ, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48 3 Bahía de transformador 138 kV ARZ, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 Total 7.31 Fuente: Elaboración propia. 5.15 Subestación Tizatillo La zona sur del Distrito Central se atiende parcialmente desde la subestación Cerro de Hula, ubicada en el municipio de Santa Ana, mediante el circuito L345. También se suministra carga desde el circuito L307 originado en la subestación Santa Fe. Estos cir cuitos operan en 34.5 kV y cuentan con una extensión considerable, lo que impacta sobre la calidad del servicio a los usuarios de esta zona. Además, ENEE Distribución ha identificado

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 78 de 91 necesidad de mejorar la capacidad de suministro para atender los desarrollos residenciales y comerciales en la zona sur del Distrito Central. Para ello se propone la construcción de una nueva subestación en 230 kV en la zona de Tizatillo. Para ello se propone seccionar la línea L614 CDH -SUY aproximadamente a 8 km de la subestación Cerro de Hula. En esta subestación se considera la instalación de un transformador en 230/34.5 kV de 50 MV A. El costo del transformador mencionado, y demás ampliaciones en media tensión, corresponden a ENEE Distribución. El desglose de costos estimado para este proyecto se muestra en la siguiente tabla. Tabla 56. Desglose de costos para subestación TZL No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TZL 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV TZL, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV TZL, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 10.34 Fuente: Elaboración propia. 5.16 Subestación Copán Uno Para mejorar la calidad del servicio en el occidente del departamento de Copán en el circuito LEC L357, aliviar la carga del transformador de distribución en La Entrada, y a la vez reducir pérdidas en media tensión, se propone la construcción de una nueva subestación en el municipio de Santa Rita en Copán. Esta subestación seccionaria la línea de transmisión L629 LEC-Panaluya, aproximadamente a 40 km de La Entrada. Esta subestación se convertiría en el nuevo punto frontera para la interconexión con Guatemal a. En dicha subestación se deberá instalar un transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. El costo de este transformador, y demás ampliaciones en media tensión, correrá a cargo de ENEE Distribución. La Tabla 57 resume los costos de inversión estimados para dicho proyecto. Tabla 57. Desglose de costos para subestación CPN No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CPN 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía 230 kV CPN, INT. Y MEDIO, dos alimentadores LT+T 5,657,185.50 1 5.66 3 Bahía 230 kV CPN, INT. Y MEDIO, un alimentador LT 3,606,715.29 1 3.61 Total 11.77 Fuente: Elaboración propia. 5.17 Subestación Tatumbla Considerando el desarrollo del proyecto L613 -ZMD-DND-TRB, actualmente en proceso de licitación, se propone la construcción de una subestación de distribución en el municipio de Tatumbla. Esto para mejorar la calidad del servicio, y a la vez dar margen de crecimiento a los desarrollos habitacionales en dicha zona. Se propone seccionar la línea L422 SUY-ZAM aproximadamente a 15 km de la subestación Suyapa. Para esta subestación se contempla la instalación de un transformador de distribución 69/34.5 kV de 30 MV A. Se pretende que la subestación Tatumbla tome principalmente la demanda del circuito ZAM L383. El costo del transformador mencionado, y las adecuaciones en media tensión corren a cargo de ENEE Distribución. El desglose de los costos estimados para este proyecto se muestra a continuación. Tabla 58. Desglose de costos para subestación TTB No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TBL 69 kV 2,125,703.29 1 2.13 2 Bahía de línea TBL 69 kV , BS 1,333,648.36 2 2.67 3 Bahía de transformador TBL 69 kV , BS 1,299,100.79 1 1.30 Total 6.09 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 79 de 91 5.18 Subestación El Trapiche Considerando la creciente demanda en el Distrito Central, y atender de mejor forma los circuitos de distribución al oriente de Tegucigalpa, se considera adecuado construir una subestación en 230 kV en la zona del Trapiche, al oriente de la Capital. Para el lo se propone seccionar la actual línea de transmisión L614 SUY -CDH aproximadamente a 4 km de la subestación Suyapa. Esta subestación deberá contar con al menos un transformador de distribución en 230/13.8 kV de 50 MV A, el costo de estos elementos, y demás adecuaciones en media tensión corresponden a ENEE Distribución. Este proyecto permitirá suministrar la demanda desde niveles de tensión de transmisión superiores, 230 kV , proporcionando un mayor margen de crecimiento para futuros desarrollos en el Distrito Central. Los costos de inversión estimados para este proyecto se detallan en la Tabla 59. Tabla 59. Desglose de costos para subestación TPC No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación TPC 230 kV 2,505,814.63 1 2.51 2 Bahía de línea 230 kV TPC, BP+BA 2,744,361.70 2 5.49 3 Bahía de transformador 230 kV TPC, BP+BA 2,349,742.83 1 2.35 Total 10.34 Fuente: Elaboración propia. 5.19 Subestación Pueblo Nuevo De forma complementaria a la subestación Cerro Grande, se identificaron alternativas para permitir el suministro de demanda en el centro de Tegucigalpa, esto considerando las limitaciones a largo plazo del anillo en 69 kV del Distrito Central, y la antigüe dad de esta infraestructura. Para ello se propone la construcción de una subestación en 69 kV que seccione la línea L402 LNZ-SUY en la ubicación de la actual subestación Pueblo Nuevo. Debido a las restricciones de espacio en la zona, se recomienda el uso de elementos encapsulados para alta y media tensión, de esta forma se reduce la cantidad de espacio necesario para la construcción del proyecto. Esta subestación deberá contar con un tr ansformador en 69/13.8 kV de 30 MV A. El costo del transformador y ampliaciones en media tensión correrán a cargo de ENEE Distribución. El desglose de costos de este proyecto se resume a continuación. Cabe mencionar que los costos descritos en este informe son indicativos y corresponden a subestaciones no encapsuladas, las estimaciones especificas deberán ser realizadas por el área ejecutora del proyecto. Tabla 60. Desglose de costos para subestación PNU No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación PNU 69 kV 2,125,703.29 1 2.13 2 Bahía de línea PNU 69 kV , BS 1,333,648.36 2 2.67 5 Bahía de transformador PNU 69 kV , BS 1,299,100.79 1 1.30 Total 6.09 Fuente: Elaboración propia. 5.20 Subestación Chamelecón Actualmente la zona sur de San Pedro Sula se abastece desde la subestación La Puerta, especialmente de los circuitos LPT L249 y LPT L250. Estos circuitos se encuentran cercanos a su capacidad nominal, por ende, restringen el crecimiento de la demanda en la zona. En adición, ENEE Distribución proyecta que esta zona tendrá expansiones residenciales en el mediano plazo, por tanto, consideran estratégico incrementar la capacidad de transformación de alta a media tensión en la zona. Para atender estas condiciones, se propone la construcción de una subestación en 138 kV seccionando la línea L509 BER -SPS o la línea L505 o L507 LPT -SPS. Esto sujeto a la disponibilidad de terrenos para la nueva

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados Página 80 de 91 subestación. Dentro de la misma se contempla la instalación de al menos un transformador 138/13.8 kV de 50 MV A. El costo de este elemento, y demás ampliaciones en media tensión, corren a cargo de ENEE Distribución. Los costos de este proyecto se desglosan a continuación. Tabla 61. Desglose de costos para subestación CHC No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CHC 138 kV 2,320,848.60 1 2.32 2 Bahía de línea 138 kV CHC, BP+BA 1,738,375.93 2 3.48 3 Bahía de transformador 138 kV CHC, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 Total 7.31 Fuente: Elaboración propia. 5.21 Transformador de distribución Ojo de Agua Con el fin de mejorar la calidad del servicio en parte del departamento de El Paraíso, y reducir pérdidas en media tensión, se propone la instalación de un transformador de distribución en la subestación Ojo de Agua. Esta subestación actualmente funciona como conexión de maniobras para derivar la red de transmisión hacia la subestación Porvenir. Al instalar un transformador de 69/34.5 kV de 30 MV A se mejora la calidad del servicio para los usuarios al extremo del circuito ZAM L385. El costo del transformador mencionado, y ampliaciones de media tensión corresponden a ENEE Distribución. Los costos de las ampliaciones en transmisión estimadas para este proyecto se muestran a continuación. Tabla 62. Desglose de costos para instalación de transformador en ODA No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Bahía de transformador ODA 69 kV , BS 1,299,100.79 1 1.30 Total 1.30 Fuente: Elaboración propia. 5.22 Subestación Cuyamel y línea de transmisión Masca – Cuyamel Este proyecto involucra la construcción de una nueva subestación em 138 kV denominada Cuyamel (CYL). Esta subestación será alimentada de forma radial desde la subestación Masca mediante una línea de transmisión con una capacidad de 151 MV A en configuración de doble circuito montando inicialmente uno de ellos, utilizando un conductor por fase ACSR Flicker 477 MCM, en estructuras de poste de concreto, existiendo la posibilidad de utilizar un conductor con prestaciones similares al propuesto. Además de la subestación, se tiene previsto la instalación de un transformador de distribución con capacidad de 50 MV A, que operará en 138/34.5 kV . El costo de este transformador y demás ampliaciones en media tensión corresponde a ENEE Distribución. El desglose de costos de inversión estimado para este proyecto se muestra en la Tabla 63. Tabla 63. Desglose de costos para proyecto MAS-CYL No. Elemento Costo unitario [USD] Cantidad Costo [MUSD] 1 Subestación CYL 138 kV 2,320,848.60 1 2.32 2 Bahía de línea 138 kV CYL, BP+BA 1,738,375.93 1 1.74 3 Bahía de transformador 138 kV CYL, BP+BA 1,512,979.18 1 1.51 4 Bahía de línea 138 kV MAS, BP+BA 1,738,375.93 1 1.74 5 LT 138 kV MAS-CYL, 151 MV A, ACSR Flicker 477 MCM 2C-M1C 1C/F, Poste de concreto 362,689.48 38 13.78 Total 21.09 Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 81 de 91 VII Resultados generales En el presente capítulo se muestra un resumen de los proyectos identificados en el proceso de planificación de la red de transmisión , además se da una breve descripción de sus características principales, su año propuesto de entrada en operación, e información relevante para la toma de decisiones de cada uno de ellos. 1 Resumen de proyectos El costo estimado de los proyectos contemplados en el presente Plan de Expansión es de 899.10 MUSD, y contemplan refuerzos con diferentes beneficios para la red de transmisión, con impacto directo también sobre la calidad del servicio a nivel de distribución. Es importante mencionar que, para los proyectos en desarrollo o que ya cuentan con financiamiento definido, no se cuantifica su costo de inversión en el presente plan. A continuación, la Tabla 64 desglosa los costos de inversión para cada etapa de expansión. Tabla 64. Resumen de costos de inversión por etapas de planificación, PERT 2026-2035 Etapa Costo de inversión [MUSD] Expansión optimizada 91.27 Expansión para confiabilidad y resiliencia 457.66 Proyectos de mejora en la calidad de distribución 350.17 Total 899.10 Fuente: Elaboración propia. En la Tabla 65, se muestra el cronograma de entrada de las obras que se encuentran en desarrollo y los que cuentan con financiamiento . Se muestra también el cronograma de obras propuesto para el presente Plan de Expansión. En general, los proyectos se incorporaron acorde a la necesidad identificada en cada etapa de planificación, y tomando en cuenta los tiempos constructivos de cada tipo de proyecto. La Tabla 66 muestra de forma resumida el año de entrada en operación de todos los proyectos considerados en el PERT , y con una clasificación por etapa en la cual se identificó cada proyecto. Tabla 65. Cronograma de obras en desarrollo y con financiamiento Año Proyecto 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 En desarrollo Compensación capacitiva ● - - - - - - - - - TRB ● - - - - - - - - - LNZ-MFL ● - - - - - - - - - BVI-CEN ● - - - - - - - - - PGR-SPS y SMT - ● - - - - - - - - SIT - ● - - - - - - - - NEG-YRD - - ● - - - - - - - YRD-ARN-CCD - - - ● - - - - - - CCD-RGU - - - - ● - - - - - Con financiamiento L613-ZMD - - ● - - - - - - - MAS-LVI-BER - - - ● - - - - - - ZMD-DND - - - ● - - - - - - AMT-TLG - - - - ● - - - - - TRB-DND - - - - ● - - - - - LEC-SRD-SRS - - - - ● - - - - - Fuente: Elaboración propia. Tabla 66. Cronograma de obras del PERT 2026-2035 Año Proyecto 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Optimizados VND - ● - - - - - - - - L512 CHM-LVI - ● - - - - - - - - PRD-AGC - - - - ● - - - - - CRL-RLN-2 - - - - ● - - - - - LVI-SPS y LVI-PGR - - - - - ● - - - - Confiabilidad Compensación DC - - ● - - - - - - - Compensación LA - - ● - - - - - - - Compensación Sur - - ● - - - - - - - Comp. Serie L526 y L527 - - ● - - - - - - - TLD - - - ● - - - - - - CCD-CBS - - - ● - - - - - -

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 82 de 91 Año Proyecto 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 CAR 230 kV - - - ● - - - - - - CDS - - - - ● - - - - - Compensación CAT - - - - ● - - - - - JUD-CBN - - - - - ● - - - - CDA 230 kV - - - - - - ● - - - TLG-YRD - - - - - - - ● - - TRB-JUD - - - - - - - ● - - EBI-ZMD - - - - - - - ● - - Distribución SRT - - - ● - - - - - - LPZ - - - ● - - - - - - TRT - - - ● - - - - - - CHE - - - ● - - - - - - TJC - - - - ● - - - - - ARZ - - - - ● - - - - - OCT - - - - - ● - - - - SRS-LLB - - - - - ● - - - - LPZ-EPZ - - - - - ● - - - - CRG - - - - - ● - - - - CPN - - - - - ● - - - - SFP y SEB - - - - - ● - - - - TZL - - - - - - ● - - - MGT - - - - - - ● - - - ART - - - - - - ● - - - GLL - - - - - - ● - - - LEC-FLE - - - - - - - ● - - EPZ-ERA - - - - - - - ● - - PNU - - - - - - - ● - - TTB - - - - - - - ● - - ODA - - - - - - - ● - - CHC - - - - - - - - ● - TPC - - - - - - - - ● - MAS-CYL - - - - - - - - ● - Fuente: Elaboración propia. De forma complementaria, se muestra en la Figura 40 el costo de inversión estimado para cada año del horizonte de estudio, mostrando también la clasificación por etapas de planificación en la cual se seleccionó cada uno de los proyectos. Figura 40. Cronograma de las inversiones consideradas en cada etapa

Fuente: Elaboración propia. 2 Prioridades de inversión A continuación, se presenta la priorización de los proyectos contemplados en este Plan de Expansión. Esta se fundamenta en la severidad del problema que aborda cada proyecto y en el impacto positivo que pueden generar sobre distintos aspectos del sistema eléctrico nacional. 157.00 108.05 240.92 229.22 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Inversión [MUSD] Optimizada Confiabilidad Distribución

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 83 de 91 Tabla 67. Prioridades de inversión, proyectos PERT 2026-2035 Proyecto Año Costo [MUSD] Prioridad Etapa de expansión optimizada Subestación Villanueva II y línea de transmisión SPS-VNU 2027 13.82 Alta Repotenciación de la línea L512 CHM-LVI 2027 4.71 Alta Línea de transmisión PRD-AGC y repotenciación de L615, L617 y L637 2030 43.42 Alta Línea de transmisión LVI-SPS y LVI-PGR 2031 21.96 Media Línea de transmisión CRL-RLN 2030 7.36 Alta Etapa de expansión para confiabilidad y resiliencia Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central 2028 4.85 Alta Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico 2028 5.36 Alta Compensación reactiva inductiva en Zona Sur 2028 17.52 Media Compensación serie en líneas L526 y L527 2028 15.01 Media Subestación El Taladro 2029 30.64 Alta Proyecto Coyoles central II y Ceiba Sur 2029 46.53 Alta Ampliación Caracol 230 kV 2029 32.77 Alta Subestación Concepción del Sur 2030 40.67 Media Compensación reactiva capacitiva en Catacamas 2030 1.98 Baja Proyecto Juticalpa Dos – El Carbón 2031 95.85 Baja Ampliación de subestación Cañada 2032 20.08 Media Línea de transmisión Talanga – Y oro II 2033 62.26 Media Línea de transmisión Terrero Blanco - Juticalpa II 2033 30.86 Media Línea de transmisión El Bijagual - Zamorano II 2033 53.27 Media Ampliaciones para mejora del servicio de distribución Subestación El Ocotillo 2031 10.34 Media Subestación Santa Rita 2029 10.34 Alta Subestación La Flecha y línea de transmisión La Entrada – La Flecha 2033 37.43 Alta Subestación La Labor y línea de transmisión Santa Rosa - La Labor 2031 25.26 Alta Subestación LPZ 2029 14.59 Alta Subestación EPZ 2031 42.34 Alta Línea de transmisión ERA-EPZ 2033 31.92 Media Subestación Taujica 2030 7.31 Alta Subestación Chamelecón 2034 7.31 Baja Subestación Cerro grande 2031 12.69 Media Subestación Tizatillo 2032 10.34 Media Subestación Pueblo Nuevo 2033 6.09 Baja Subestación El Tránsito 2029 11.77 Alta Subestación El Trapiche 2034 10.34 Baja Subestación Mogote 2032 14.40 Media Subestación Armenta 2032 7.31 Media Subestación Arizona 2030 7.31 Media Subestación Tatumbla 2033 6.09 Baja Subestación Choluteca Este 2029 10.34 Alta Subestación Gualala 2032 11.77 Media Subestación Copán I 2031 11.77 Media Transformador Ojo de Agua 2033 1.30 Baja Subestación San Francisco de La Paz y San Esteban 2031 20.69 Baja Subestación Cuyamel y Línea de transmisión CYL-MAS 2034 21.09 Baja Fuente: Elaboración propia. 3 Resumen por etapa Las siguientes tablas describen de forma simplificada, y por etapa de planificación, los proyectos incluidos en el Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026 -2035. Se da una descripción breve del alcance de cada proyecto, su costo de inversión estimado y el año de entrada en operación considerado en el Plan de Expansión.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 84 de 91 Tabla 68. Resumen de proyectos en desarrollo N° Proyectos Año de entrada en operación Descripción 1 Compensación reactiva capacitiva 2026 Compensación reactiva capacitiva en subestaciones Circunvalación (32.4 MV Ar), La Victoria (32.4 MV Ar), La Puerta (32.4 MV Ar), Villanueva (32.4 MV Ar), Progreso (32.4 MV Ar), Santa Marta (18.9 MV Ar), Comayagua (36 MV Ar) y Zamorano (9.4 MV Ar). 2 Subestación Terrero Blanco 2026 Subestación TRB en 230 kV y central solar fotovoltaica de 44 MW AC seccionando la línea L650 PAT - JUD a 9 km de PAT. 3 Línea de transmisión LNZ-MFL y ampliación de subestación Laínez 2026 Nueva línea de transmisión LNZ-MFL de 138 kV , en configuración circuito sencillo con capacidad de 191 MV A, 4 km. Transformador LNZ 138/13.8 kV de 50 MV A. 4 Línea de transmisión PGR-SPS y ampliación de subestación Santa Marta 2027 Nueva línea de transmisión PGR-SPS de 230 kV , en configuración circuito doble de 455 MV A por circuito, 27 km. Normalización en 69 kV y transformador en 138/69 kV de 50 MV A de capacidad en SMT. 5 Subestación El Sitio 2027 Subestación SIT en 230 kV y transformador en 230/13.8 kV de 50 MV A, seccionando la línea L612 AMT- SUY a 6 km de la subestación SUY . 6 Proyecto NEG-YRD-ARN- CCD-RGU3 NEG-YRD 2028 Subestación de maniobra NEG en 230 kV , seccionando la línea L602 VEG -PGR a 18 km de PGR. Subestación de YRD en 230 kV y transformador 230/69 kV de 75 MV A a 2.6 km de YOR. Nueva línea de transmisión NEG-YRD de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 71.8 km. Nueva línea de transmisión YOR -YRD de 69 kV , en configuración circuito doble de 68 MV A por circuito, 0.2 km, seccionando la línea L414 YOR-CUY a 2.4 km de YOR YRD-ARN-CCD 2029 Nueva línea de transmisión ARN -YRD de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 53.7 km. Subestación CCD en 230kV y transformador 230/138 kV de 150 MV A. Cambio de conexión, línea de transmisión ARN-CCD de 230 kV , de 455 MV A, 21 km y línea de transmisión CCD -CCE de 138 kV , en configuración circuito sencillo de 275 MV A, 0.8 CCD-RGU 2030 Transformador RGU 230/138 kV de 150 MV A. Línea de transmisión CCD -RGU de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 51 km. Fuente: Elaboración propia.

3 Año a partir del cual se modeló la entrada en operación de las etapas del proyecto. Al no haber iniciado construcción su fecha de entrada en operación es menos certera.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 85 de 91 Tabla 69. Resumen de proyectos con financiamiento N° Proyectos Año de entrada en operación4 Costo referencial [MUSD] Descripción 1 Proyecto LEC-SRD-SRS 2030 42.74 Subestación SRD en 230 kV , transformador 230/69 kV de 75 MV A y transformador de distribución 230/34.5 kV de al menos 50 MV A. Línea de transmisión LEC-SRD de 230 kV , en configuración circuito sencillo con capacidad de 317 MV A, 29.9 km. Línea de transmisión SRS-SRD de 69 kV , en configuración circuito doble con capacidad de 68 MV A por circuito, 4 km. 2 Línea de transmisión AMT-TLG y subestación Talanga 2030 45.13 Nueva subestación TLG en 230 kV , transformador 230/69 kV de 75 MV A y transformador de distribución 230/34.5 kV con capacidad de al menos 25 MV A, seccionando la línea L441 SFE-GMC a 48 km de SFE. Línea de transmisión TLG -AMT de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 42 km. 3 Proyecto MAS-LVI-BER 2029 98.52 Ampliación de subestación MAS y LVI en 230 kV . Cuatro transformadores 230/138 kV de 200 MV A: tres en LVI y uno en MAS. Línea de transmisión MAS-LVI de 230 kV , en configuración circuito doble de 455 MV A por circuito, 33 km. Línea de transmisión LVI -BER de 138 kV , en configuración circuito doble de 300 MV A por circuito, 7 km. 4 Proyecto L613-ZMD- DND-TRB L613-ZMD 2028 40.27 Nueva subestación ZMD en 230 kV , transformador 230/69 kV de 75 MV A y transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. Nueva línea de transmisión de 230 kV , seccionando la línea L613 AMT-SUY a 2.1 km de SUY , en configuración circuito doble de 405 MV A por circuito, 22.6 km. Línea de transmisión de 69 kV , seccionando la línea L423 ZAM-ODA a 2.0 km de ZAM, en configuración circuito doble de 47 MV A por circuito, 3.0 km. ZMD-DND 2029 42.72 Nueva subestación DND en 230 kV , transformador 230/69 kV de 75 MV A y dos transformadores de distribución de 230/34.5 kV de al menos 25 MV A c/u. Nueva línea de transmisión de 69 kV , seccionando la línea L425 ODA-DAN a 0.5 km de DAN, en configuración circuit o doble de 47 MV A por circuito, 3.5 km. Línea de transmisión ZMD-DND de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, 48 km. TRB-DND 2030 78.76 Línea de transmisión DND -TRB en 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 82 km. Compensación inductiva en subestación Juticalpa II, 15 MV Ar. Fuente: Elaboración propia.

4 Año a partir del cual se modeló la entrada en operación de las etapas del proyecto. Al no haber iniciado construcción su fecha de entrada en operación es menos certera.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 86 de 91 Tabla 70. Resumen de proyectos de expansión optimizada N° Proyectos Planificado previamente Planificado adición Modificación Año de entrada en operación Costo de inversión [MUSD] Descripción 1 Subestación Villanueva II - ✓ - 2027 13.82 Subestación VND en 230 kV y dos transformadores de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. Subestación VND secciona línea en 230 kV L653 SPS-SBV 2 Repotenciación de la línea L512 CHM-LVI - ✓ - 2027 4.71 Repotenciación de L512 CHM-LVI en 138 kV a 292 MV A y adecuación de bahías en ambas subestaciones. Línea de transmisión PRD-AGC y repotenciación de L615, L617 y ✓ - ✓ 2030 43.42 Línea de transmisión PRD-L627 en 230 kV , en configuración circuito doble de 349 MV A por circuito, 3 km. Repotenciación de líneas de transmisión L615 PA V-SLU, L637 SLU -PRD y L617 PRD -FNH de 230 kV , en configuración circuito doble de 455 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito. 4 Línea de transmisión LVI-SPS y LVI-PGR ✓ - ✓ 2031 21.96 Extensión de l ínea de transmisión LVI -L6XX PGR -SPS en 230 kV de aproximadamente 23 km. Seccionando un circuito de la línea PGR -SPS a 6 km de SPS, en configuración circuito doble de 455 MV A por circuito. 5 Línea de transmisión CRL-RLN ✓ - - 2030 7.36 Línea de transmisión CRL -RLN de 138 kV , en estructura preparada para doble circuito, montando inicialmente uno de ellos, de 151 MV A por circuito, 9 km. Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 87 de 91 Tabla 71. Resumen de proyectos de expansión para confiabilidad y resiliencia N° Proyectos Planificado previamente Planificado adición Modificación Año de entrada en operación Costo de inversión [MUSD] Descripción 1 Compensación reactiva capacitiva en Distrito Central ✓ - - 2028 4.85 Compensación reactiva capacitiva en subestaciones Cañada (40 MV Ar) y Suyapa (30 MV Ar). 2 Compensación reactiva capacitiva en Litoral Atlántico - ✓ - 2028 5.36 Compensación reactiva capacitiva en subestaciones Ceiba térmica (24 MV Ar) e Isletas (24 MV Ar). 3 Compensación reactiva inductiva en Zona Sur - ✓ - 2028 17.52 Compensación reactiva inductiva en subestaciones Agua caliente (30 MV Ar) y El Bijagual (30 MV Ar). 4 Compensación serie en líneas L526 y L527 ✓ - ✓ 2028 15.01 Compensación serie del 65% en líneas L526 y L527 SPS-AGP 5 Subestación El Taladro ✓ - - 2029 30.64 Subestación TLD en 230 kV , transformador en 230/138 kV de 150 MV A y un transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. Nueva línea de transmisión en 230 kV , seccionando la línea L609 SBV- AMT a 52 km de AMT, en configuración circuito doble de 40 5 MV A por circuito, 2 km. Nueva línea de transmisión en 138 kV , seccionando la línea L551 CYG -PAZ a 10 km de CYG, en configuración circuito doble de 151 MV A por circuito, 6 km. 6 Proyecto Coyoles central II y Ceiba Sur ✓ - ✓ 2029 46.53 Subestación CBS en 230 kV , transformador 230/138 kV de 150 MV A. Nueva línea de transmisión en 138 kV , seccionando la línea L517 CTE- SIS a 2.0 km de SIS, en configuración circuito doble de 151 MV A por circuito, 1 km. Línea de transmisión CBS -CCD en 230 kV , en configuración circuito doble de 405 MV A por circuito, 40 km. 7 Ampliación Caracol 230 kV - ✓ - 2029 32.77 Ampliación 230 kV en CAR, transformador 230/138 kV de 150 MV A, transformador 230/34.5 kV de 50 MV A, y construcción de 10 km de línea de transmisión en 138 kV para habilitación de tramos de LT SPS- 8 Subestación Concepción del Sur ✓ - ✓ 2030 40.67 Subestación CDS en 230 kV , transformador 230/69 kV de 75 MV A y un transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A seccionando la línea L429 CRL-NIS a 27 km de CRL. Nueva línea de transmisión en 230 kV , seccionando la línea L608 AMT-CJN a 49 km de CJN, en configuración circuito doble de 405 MV A por circuito, 25 km. 9 Compensación reactiva capacitiva en Catacamas - ✓ - 2030 1.98 Compensación reactiva capacitiva en subestación Catacamas, 12 MV Ar. 10 Proyecto Juticalpa Dos – El Carbón ✓ - ✓ 2031 95.85 Subestación de maniobra CBN en 230 kV , seccionando la línea L522 BOR-SHOL a 6 km de BOR, transformador en 230/138 kV de 150 MV A. Línea de transmisión CBN-JUD en 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 130 km.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 88 de 91 N° Proyectos Planificado previamente Planificado adición Modificación Año de entrada en operación Costo de inversión [MUSD] Descripción 11 Ampliación de subestación Cañada 230 kV - ✓ - 2032 20.08 Ampliación de subestación CDA en 230 kV y transformador 230/138 kV de 150 MV A. Nuevo tramo de línea de transmisión en 230 kV , seccionando la línea L614 SUY-CDH a 9 km de SUY , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, 3 km. 12 Línea de transmisión Talanga – Y oro II - ✓ - 2033 62.26 Línea de transmisión TLG-YRD en 230 kV , en configuración circuito doble de 405 MV A, montando inicialmente un circuito, 98 km. 13 Línea de transmisión Terrero Blanco - Juticalpa II - ✓ - 2033 30.86 Nueva línea de transmisión TRB -JUD en 230 kV , en configuración circuito doble de 455 MV A por circuito, 35 km. 14 Línea de transmisión El Bijagual - Zamorano II ✓ - 2033 53.27 Línea de transmisión EBI -ZMD en 230 kV , en configuración circuito doble de 405 MV A, montando inicialmente un circuito, 82 km. Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 89 de 91 Tabla 72. Resumen de proyectos para mejora del servicio de distribución N° Proyectos Planificado previamente Planificado adición Modificación Año de entrada en operación Costo de inversión [MUSD] Descripción 1 Subestación El Ocotillo ✓ - - 2031 10.34 Subestación OCT en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L6XX LVI -SPS en un radio de 5km de LVI y transformador de distribución 230/13.8 kV de 50 MV A. 2 Subestación Santa Rita ✓ - - 2029 10.34 Subestación SRT en 230 kV , seccionando la línea L604 CJN-PGR a 23 km de CJN y transformador de distribución 230/34.5 kV de al menos 50 MV A. Subestación La Flecha y línea de transmisión La Entrada – La Flecha ✓ - - 2033 37.43 Subestación FLE en 230 kV y transformador 230/34.5 kV de 50 MV A. Línea de transmisión FLE -LEC en 230 kV , en configuración doble circuito, montando inicialmente uno de ellos, de 317 MV A, 47 km. Subestación La Labor y línea de transmisión Santa Rosa - La ✓ - - 2031 25.26 Subestación LLB en 69 kV y transformador de distribución 69/34.5 kV de al menos 30 MV A. Línea de transmisión SRS-LLB en 69 kV , en configuración de circuito doble, montando inicialmente uno, de 94 MV A, 44 km. Proyecto La Paz – La Esperanza – Erandique Subestación LPZ - - - 2029 14.59 Subestación LPZ en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L609 AMT-SBV/L608 AMT -CJN a 37 km de AMT y transformador 230/34.5 kV de al menos 50 MV A. Subestación EPZ - - - 2031 42.34 Subestación EPZ en 230 kV y transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. Línea de transmisión LPZ -EPZ en 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 55 km. Línea de transmisión ERA-EPZ

- - 2033 31.92 Transformador ERA 230/69 kV de 75 MV A. Línea de transmisión EPZ-ERA de 230 kV , en configuración circuito doble de 317 MV A por circuito, montando inicialmente un circuito, 33 km. 6 Subestación Taujica - ✓ - 2030 7.31 Subestación TJC en 138 kV , seccionando la línea de transmisión L541 TOC-BOR a aproximadamente 28 km de BOR y transformador de distribución 138/34.5 kV de 50 MV A. 7 Subestación Chamelecón - ✓ - 2034 7.31 Subestación CHC en 138 kV , seccionando la línea de transmisión L509 BER-SPS o L505/L507 LPT -SPS y transformador de distribución 138/13.8 kV de 50 MV A. 8 Subestación Cerro grande ✓ - - 2031 12.69 Subestación CRG en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L612 AMT-SUY a 24 km de AMT y dos transformadores de distribución 230/34.5 y 230/13.8 kV de 50 MV A c/u. 9 Subestación Tizatillo - ✓ - 2032 10.34 Subestación TZL en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L614 CDH-SUY a 8 km de CDH y transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. 10 Subestación Pueblo Nuevo - ✓ - 2033 6.09 Subestación PNU aislada por gas, en 69 kV y transformador de distribución 69/13.8 kV de 30 MV A.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 90 de 91 N° Proyectos Planificado previamente Planificado adición Modificación Año de entrada en operación Costo de inversión [MUSD] Descripción 11 Subestación El Tránsito - ✓ - 2029 11.77 Subestación TRT en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L640 NNC-15S a aproximadamente 6 km de NNC y transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. 12 Subestación El Trapiche - ✓ - 2034 10.34 Subestación TPC en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L614 SUY-CDH a 4 km de SUY y transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. 13 Subestación Mogote ✓ - ✓ 2032 14.40 Subestación MGT en 230 kV . Extensión de línea de transmisión en 230 kV , seccionando la línea L630 o L631 TON-AMT, en configuración circuito doble, de 455 MV A por circuito, 6 km. Transformador de distribución 230/13.8 kV de 50 MV A 14 Subestación Armenta - ✓ - 2032 7.31 Subestación ART en 138 kV , seccionando la línea de transmisión L510 a aproximadamente 2.5 km de BER y transformador de distribución 138/13.8 kV de 50 MV A. 15 Subestación Arizona - ✓ - 2030 7.31 Subestación ARZ en 138 kV , seccionando la línea de transmisión L516 TEL-CTE a 30 km de TEL y transformador de distribución 138/34.5 kV de 50 MV A. 16 Subestación Tatumbla - ✓ - 2033 6.09 Subestación TTB en 69 kV , seccionando la línea de transmisión L422 SUY-ZAM a 15 km de SUY y transformador de distribución 69/34.5 kV de 30 MV A. 17 Subestación Choluteca Este - ✓ - 2029 10.34 Subestación CHE en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L635 SLU-CHY a 12 km de SLU. Transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. 18 Subestación Gualala ✓ - ✓ 2032 11.77 Subestación GLL en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L623 SBV-LEC a 27 km de SBV . Transformador de distribución 230/34.5 kV de50 MV A. 19 Subestación Copán I - ✓ - 2031 11.77 Subestación CPN en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L629 LEC-PAN a 40 km de LEC. Transformador de distribución 230/34.5 kV de 50 MV A. 20 Transformador Ojo de Agua - ✓ - 2033 1.30 Transformador de distribución 69/34.5 kV de 30 MV A. 21 Subestación San Francisco de La Paz y San Esteban ✓ - ✓ 2031 20.69 Subestación SFP en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L6XX JUD-CBN a aproximadamente 33 km de JUD. Subestación SEB en 230 kV , seccionando la línea de transmisión L6XX JUD-CBN a 97 km de JUD. 22 Subestación Cuyamel y Línea de transmisión CYL-MAS ✓ - - 2034 21.09 Subestación CYL en 138 kV y transformador de distribución 138/34.5 kV 50 MV A. Línea de transmisión MAS -CYM en 138 kV , en configuración circuito doble, montando inicialmente uno de ellos, de 151 MV A, aproximadamente 38 km. Fuente: Elaboración propia.

Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 Resultados generales Página 91 de 91 Referencias [1] Congreso Nacional de Honduras, «Ley General de la Industria Eléctrica,» 2014. [En línea]. Available: https://www.cree.gob.hn/leyes-reglamentos-y-normas-tecnicas/. [2] Centro Nacional de Despacho (CND), «Plan Indicativo de Expansión de la Generación,» 2025. [En línea]. Available: https://cnd.enee.hn/pieg-y-pert-2026-2035/. [3] Centro Nacional de Despacho (CND), «Informe Anual Operación del Mercado,» 2024. [En línea]. Available: https://cnd.enee.hn/informe-anual-operacion-del-mercado/. [4] Empresa Nacional de Energía Eléctrica, «Boletines Estadísticos,» ENEE, [En línea]. Available: https://www.enee.hn/control-interno. [5] Centro Nacional de Despacho (CND), «Planificación Operativa de Largo Plazo,» 2025. [En línea]. Available: https://cnd.enee.hn/planificacion-operativa-de-largo-plazo-2025/. [6] Ente Operador Regional (EOR), «Identificación de la RTR,» ARWEB.com, 2025. [En línea]. Available: https://www.enteoperador.org/identificacion-de-la-red-de-transmision-regional/. [7] Ente Operador Regional (EOR), «Estudios de Máxima Capacidades de Transferencia,» 2025. [En línea]. Available: https://www.enteoperador.org/historico-estudios-de-maximas-capacidades-de-transferencia/#elf_l1_Lw. [8] Ingeniería y Tecnologías Gráficas S.A. de C.V , «Catálogo de Costos de Transmisión en Obras de Transmisión,» [9] Banco Central de Honduras (BCH), «Índice Subyacente de Inflación,» [En línea]. Available: https://www.bch.hn/estadisticas-y-publicaciones-economicas/publicaciones-de-precios/indice-subyacente-deinflacion. [10] M. J. Pooya Parvizi, «Beyond traditional conductors: Aluminium conductor composite core's role in next - generation high temperature -low sag technologies – A review,» Electric Power Systems Research, vol. 239, nº 111251, 2025. [11] Comisión Regional de Interconexión Eléctrica, «Resolución CRIE -03-2025,» 2025. [En línea]. Available: https://crie.org.gt/resolucion/29-01-2025-crie-03-2025/. [12] PSR, «Manual de Usuario SDDP». [13] Operador del Sistema, «Norma Técnica de Programación de la Operación,» 2020. [En línea]. Available: https://www.cree.gob.hn/leyes-reglamentos-y-normas-tecnicas/. [14] Ente Operador Regional (EOR), «Reporte de la Planificación de la Generación Regional Correspondiente al Horizonte 2026-2040,» 2025. [15] PSR-Inc, «Netplan/OptNet Model Methodology Manual,» 2018. [16] PSR-Inc, «Transmission Network Analysis and Expansion Planning User Manual,» 2018. [17] SIEMENS-PTI, «Program Application Guide V olume 1 & 2 PSSE 35.6.2,» 2024.

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Aprobación definitiva del Plan de Expansión de la Red de Transmisión (PERT) 2026-2035. - CREE-81-2026