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Instituto Costarricense de Electricidad
UEN Transporte de Electricidad
Proceso Planeamiento y Desarrollo de la Red de Transmisión
Plan de Expansión de la Transmisión 2013 – 2024
Subestación Corobicí, barra de 230 kV
Noviembre 2013
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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Indice Página
1. RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................................................. 3
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE COSTA RICA .................................................. 5
3. PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN .................................................................... 7
3.1. INFORMACIÓN SOLICITADA PARA LA PRESENTE ACTUALIZACIÓN ........................................................... 9 3.2. VARIACIONES EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN................................................................... 9
3.2.1. Obras ya identificadas ........................................................................................................................... 9 3.2.2. Obras nuevas ....................................................................................................................................... 10 3.2.3. Resumen de las variaciones en el Plan de Expansión de Transmisión ............................................. 10
3.3. OBRAS DE TRANSMISIÓN PRIORITARIAS .................................................................................................. 11
4. ANÁLISIS DE COSTOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN .......................................... 13
4.1. COSTOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN ............................................................................. 13 4.2. ACTUALIZACIÓN DEL COSTO PROMEDIO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO DE TRANSMISIÓN
(CPILPT) ............................................................................................................................................................... 15 4.2.1. Modelo de cálculo ................................................................................................................................ 15 4.2.2. Actualización del CPILPT .................................................................................................................. 16
5. APROBACIÓN ................................................................................................................................................. 17
5.1. APROBACIÓN ............................................................................................................................................ 17 5.2. VIGENCIA.................................................................................................................................................. 17
6. RESPONSABLES............................................................................................................................................. 18
ANEXO 1. PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN. NOVIEMBRE DE 2012. ......................................... 19
ANEXO 2. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN. OCTUBRE DE 2013. ................................................ 22
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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1. Resumen Ejecutivo
El presente documento representa la actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el
período 2013 – 2024 con fechas oficiales a setiembre de 2013. El cronograma actualizado de la
entrada en operación de las obras de transmisión se muestra en la Tabla 3.1.
La presente actualización del Plan de Expansión de Transmisión muestra que, desde noviembre
de 2012 a noviembre de 2013, entraron en servicio 7 obras, de las restantes se reportan atrasos
mayores de 6 meses en el 30% de ellas (con casos que llegan a ser de hasta 2 años), cerca del
49% mantienen una fecha similar y un 3% mostraron un adelanto en su ejecución. Por último un
6% corresponde a obras incorporadas por primera vez en el plan y un 12% a retiros.
Los proyectos de transmisión que resultan prioritarios para asegurar la suficiente capacidad de
transporte y la operación segura del sistema al año 2019 coinciden nuevamente con los definidos
en el plan de expansión anterior, y son los siguientes:
Incremento de la capacidad de transporte de líneas de 138 kV y 230 kV (2014 – 2016).
Cambio en el esquema de la subestación Corobicí 230 kV (2014).
Peñas Blancas – Garita 230 kV en conjunto con la ampliación de la subestación Garita
230 kV y 138 kV para la instalación de 220 MVA de autotransformación (2015).
Cariblanco – Trapiche 230 kV (2015).
Anillo Sur (2016).
Subestación asociada al PH Reventazón (2016).
Ampliación de la ST Tejona 230 kV (2016).
Mogote – Cañas 230 kV (2019).
En todos los proyectos anteriores se deben respetar las fechas establecidas en el presente plan, y
qué, como un esfuerzo adicional siempre que sea factible, se buscará la manera de adelantar su
entrada en operación.
En este Plan de Expansión de Transmisión se analiza nuevamente sus costos, enfocándose
principalmente en el comportamiento proyectado de la inversión y los costos totales anuales.
También se hace una la actualización del Costo Promedio Incremental de Largo Plazo de
Transmisión como una señal de eficiencia de las inversiones.
Desde la perspectiva de inversiones, los datos muestran una gran contracción en la inversión para
los años 2017 a 2022, motivada principalmente por la baja en la proyección de la demanda
nacional y el consecuente desplazamiento de los refuerzos de transmisión del PH Diquís por el
movimiento de la fecha de entrada en operación de esa planta. En ese período la inversión anual
no supera los $20 millones, con un mínimo de $7 millones en 2019. Luego de dicha contracción
las únicas obras que impulsan nuevamente la inversión son los refuerzos de transmisión del PH
Diquís de acuerdo con las señales recibidas y los estudios elaborados hasta el momento. Para el
período 2013 – 2024, el monto total en inversiones alcanza los $586 millones de dólares, de los
cuales $496 millones corresponden a inversiones por parte del ICE.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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Con respecto de los costos, El pico de inversión del período 2014 – 2016 incrementa más
marcadamente los costos operativos del sistema de transmisión. Luego de ese período los costos
de años 2017 a 2022 se mantienen creciendo a un ritmo bajo. En los años 2022 a 2024 se nota un
incremento un poco más acelerado producido por la transmisión asociada al PH Diquís. De forma
resumida, el costo total acumulado adicional requerido para satisfacer las necesidades de
expansión y operación del sistema de transmisión en el período 2014 – 2024 alcanza los $745
millones.
Por último, la actualización del Costo Promedio Incremental de Largo Plazo de Transmisión dio
un valor de $37.8/MWh y es un 7.8% menor que el estimado en 2012 ($41.0/MWh) debido
principalmente a la contracción en la inversión en el mediano y largo plazo, cuyo efecto más
claro es el desplazamiento temporal de las obras de transmisión asociadas al PH Diquís. Este
valor no debe ser utilizado como una señal de ajuste tarifario bajo ninguna circunstancia, pero sí
puede ser un indicador de eficiencia de las inversiones en el horizonte considerado en función de
la demanda incremental atendida.
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Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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2. Descripción del sistema de transmisión de Costa Rica
La figura 2.1 muestra el mapa del sistema de transmisión de Costa Rica para el año 2013.
Figura 2.1. Mapa del Sistema de Transmisión de Costa Rica para el año 2013.
La evolución del sistema de transmisión en cuanto a la longitud de líneas y la capacidad de
transformación se detalla en la figura 2.2.
2.2 A) Líneas de transmisión
230 kV
138 kV
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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2.2 B) Capacidad de transformación
Figura 2.2. Evolución del sistema de transmisión de Costa Rica. Período 2003 – 2012.
En la actualidad la red cuenta con un total de 2100 km de líneas de transmisión, distribuidos en
1500 km de enlaces en 230 kV y poco más de 600 km en 138 kV. En cuanto a transformación, el
sistema posee una capacidad superior a los 9000 MVA, de los cuales 4000 MVA corresponden a
transformadores reductores, poco más de 3000 MVA en elevadores, cerca de 2000 MVA en
autotransformadores y 80 MVA en reactores para control de tensión.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
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3. Plan de Expansión del Sistema de Transmisión
La Tabla 3.1 muestra la actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013
– 2024. Las fechas mostradas corresponden a las de entrada en servicio de las obras de
transmisión.
Tabla 3.1. Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.
Año Trim Tipo Nombre Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
Conexiones de media tensión ICE ST Juanilama 34.5 2 módulos de salida para circuitos de distribución
Renovación de Transformadores de
PotenciaICE ST Colima 138
Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA (30 MVA).
BID CCLIP 03 y 04
ST Poás 34.5 Ampliación de la barra B e instalalción del enlace de barras correspondiente
ST San Miguel 230Módulo de transformación, 6 módulos de distribución y enlace de barra en 34.5 kV,
instalación de transformador #2, (45 MVA).
Usuarios de alta tensión Arcelor Mittal ST Leesville 138 Módulo de transformación
Peñas Blancas - Garita ICE LT Peñas Blancas - Balsa 230 LT Peñas Blancas - Balsa 230 kV (15 km, 1 circuito) para la conexión del PH Balsa.
Transformación de Energía ICE ST Río Macho 230 y 138 Sustitución de autotransformador de baja impedancia
Barras de Alta Tensión ICE ST Corobicí 230 Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace
PH Balsa CNFL ST Balsa 230ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación para las
plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA).
3 SIEPAC EPR LT Parrita - Palmar 230 LT Parrita - Palmar (130 km, 1 circuito)
Cachí Unidad 4 ICE ST Cachí 138 Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
ST Trapiche 230Nueva barra en Trapiche (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea, 2 de transformador
y 1 de reserva)
LT Río Macho - Moín 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín 230 kV
LT Garita - Lindora 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garita - Lindora de 470 MVA a 550 MVA
LT Liberia - Frontera 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Peñas Blancas de 250 MVA a 390
MVA
ST Trapiche 230 Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06
ST San Isidro 2301 módulo de transformador, instalacion de transformador #3 (45 MVA) y 2 módulos de
línea de distribución. BID 08
Usuarios de alta tensión Ingenio Taboga ST Cañas 138 Módulo de transformación
ST Garita 230 Módulo de línea para la conexión del PH Chucás
LT Chucás - Garita 230 LT Chucás - Garita (2 km, 1 circuito)
ST Torito 230 ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la planta)
LT Trapiche - Río Macho 230 Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kV
ST General 230Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2
módulos para la planta General)
LT Cariblanco - General 230 LT Cariblanco - General (76.9 km, 1 circuito)
ST El Este 230Reconstrucción de la subestación El Este (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 2 de
transformador).
ST San Miguel 230 Módulo de línea en la ST San Miguel.
LT San Miguel - El Este 230 LT San Miguel - El Este circuito 2 (20.2 km)
ST Tejar 230 Ampliación de la subestación (2 salidas de línea tecnología GIS)
LT Balsa - GaritaLT Balsa - Naranjo 230 kV (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita 230 kV (49
km).
LT Peñas Blancas - Garita 230 y 138Cambio de conductor y reconversión de la LT Garita - Naranjo de 138 kV a 230 kV (17 km, 2
circuitos operando uno a 230 kV y otro a 138 kV).
Renovación de Transformadores de
PotenciaICE ST El Este 230 Instalación de 2 transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 13 y 14
ST Tejona 230 Nueva barra (interruptor y medio, 3 salidas de línea).
LT Arenal - Peñas Blancas 230 Derivación de la LT Arenal - Peñas Blancas.
LT Chiripa - Tejona 230 LT Chiripa - Tejona (8 km, 1 circuito)
Anillo Sur ICE LT Higuito - El Este 230 Cambio de conductor de la LT Tarbaca - Pirrís (1.5 km)
Barras de Alta Tensión ICE ST Sabanilla 138Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar y modernización de la
subestación
Cariblanco - Trapiche ICE LT Trapiche - Leesville 230 Cambio de conductor y reconversión de 138 kV a 230 kV (36.1 km, 1 circuito)
ST Santa Rita 138 1 módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión.
ST Cóbano 138 ST Cóbano (barra sencilla con auxiliar, 1 módulo de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Santa Rita - Cóbano 138 LT Santa Rita - Cóbano (46.7 km, 1 circuito)
ST Coyol 230 ST Coyol (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 de transformador).
LT Garabito - La Caja 230 Derivación de la LT Garabito - La Caja (4 km, 2 circuitos)
LT Caja - Heredia 138
Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4
circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kV (3 km, no incrementa la longitud de la línea).
Incremento de la capacidad de transporte de la LT La Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a
190 MVA.
LT Caja - Colima 138
Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4
circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kV (3 km, no incrementa la longitud de la línea).
Incremento de la capacidad de transporte de la LT La Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a
190 MVA.
LTLindora - San Miguel
#1 y #2230
Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4
circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kV (3 km, no incrementa la longitud de la línea).
Incremento de la capacidad de transporte de la LT La Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a
190 MVA.
2
ICECoyol
ICECóbano
ICEDesvío La Carpio
4
2015
3
1
ENELPH Chucás
Acciona
EnergíaPE Chiripa
ResponsableNombre del Proyecto
ICEPeñas Blancas - Garita
ICEAnillo Sur
Unión FenosaPH Torito
Transformación de Energía
Cariblanco - Trapiche ICE
Elemento del sistemaEntrada en
operación
2014
4
2
1
ICERenovación de Transformadores de
Potencia
ICEIncremento de la capacidad de
transporte
ICECariblanco - Trapiche
ICE
2013 4
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.
Año Trim Tipo Nombre Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
LT Arenal - Miravalles 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -
Liberia de 240 MVA a 400 MVA
LT Caja - Coco - Garita 138Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 MVA a 190
MVA
LT Caja - Garita 138Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 MVA a 190
MVA
LT Liberia - Cañas 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Cañas de 300 MVA a 400 MVA
LT Lindora - La Caja #2 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Lindora - La Caja 2 de 380 MVA a 450 MVA
LT Miravalles - Mogote 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -
Liberia de 240 MVA a 400 MVA
LT Mogote - Pailas 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -
Liberia de 240 MVA a 400 MVA
LT Pailas - Liberia 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -
Liberia de 240 MVA a 400 MVA
LT Palmar - Río Claro 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro
- Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
LT Río Claro - Progreso 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro
- Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
LT Río Macho - San Isidro 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro
- Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
LT San Isidro - Palmar 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro
- Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
ST Jacó 230 ST Jacó (interruptor y medio con dos salidas de línea y 1 transformador, 45 MVA).
LT Cañas - Parrita 230 Derivación de la LT SIEPAC en el tramo Cañas - Parrita (14.1 km, 2 circuitos)
Modernización Río Macho ICE ST Río Macho 230
Cambio de conductor de las barras principales, reconfiguración de la barra de 138 kV (doble
barra con interruptor de enlace) y modernización del sistema de control, protección,
medición y comunicación
Refuerzo de transmisión oeste a 138
kVICE ST Garita 230 y 138 2 módulos de transformador en la ST Garita 138 kV y 2 en la ST Garita 230 kV
ST Coyol 230 y 138 Instalación de transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 09 y 12
ST Garita 230 y 138 Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kV (220 MVA). BID CCLIP 01 y 17
Transformación de Energía ICE ST Sabanilla 138 Sustitución de 2 transfomador reductores, 90 MVA
ST Reventazón 230ST Reventazón (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 4 para la conexión de la planta y 1
de transformador reductor 20 MVA).
LT Trapiche - Torito 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín (3 km, 2 líneas de 2 circuitos)
LT Río Macho - Tejar 230Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río Macho (14
km, 1 circuito).
LT El Este - Tejar 230Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST Tejar (2 km, 2
circuitos)
ST Higuito 230 ST Higuito (interruptor y medio, 2 salidas de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Higuito - El Este 230 LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
LT Pirrís - Tejar 230 LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
LT Tarbaca - Higuito 230 Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
LT Higuito - El Este 230 Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
Usuarios de alta tensión Arcelor Mittal ST Leesville 230 Módulo de transformación
Medición de energía ICE -- - 230 y 138Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado Eléctrico
Regional
ST Pailas 230 Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi.
LT Orosi - Pailas 230 LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito)
ST Quebradas 230 ST Quebradas (interruptor y medio, 3 salidas de línea)
LT Barranca - Garita 230 Derivación de la LT Barranca - Garita.
PH La Perla ICE ST La Joya 138 Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
ST Río Blanco 230Nueva subestación (interruptor y medio, 2 módulos de línea, 2 de transformador y prevista
de 4 adicionales, 80 MVA.
LT Moín - Trapiche 230 Derivación de la LT Moín - Trapiche para la conexión de la nueva barra (1 km, 2 circuitos)
Transformación de Energía ICE ST Moín 230 y 138Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville,
autotransformador #3 (110 MVA)
Desvío Río Claro - Paso Canoas ICE LT Río Claro - Progreso 230Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no incrementa la
longitud de la línea)
Renovación de Transformadores de
PotenciaICE ST Anonos 230
Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea de
distribución y 1 transformador, 45 MVA). BID CCLIP 02
Tejona ICE ST Tejona 2303 módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST Arenal y 1
transformador adicional (55 MVA)
2017 1
LT Cañas - Filadelfia 138Cambio de conductor de la líneaCañas - Filadelfia - Guayabal por un conductor calibre 795
MCM. Incremento de la capacidad de transporte de 65 MVA a 226 MVA
LT Filadelfia - Guayabal 138Cambio de conductor de la líneaCañas - Filadelfia - Guayabal por un conductor calibre 795
MCM. Incremento de la capacidad de transporte de 65 MVA a 226 MVA
LT Cañas - Mogote 230 LT Cañas - Mogote sobre el circuito 2 de SIEPAC (43 km).
ST Mogote 230 2 salidas de línea
ST Cañas 230 Módulo de línea
ST Pailas 230 Módulo de línea para la conexión del PG Pailas 2
LT Pailas 2 - Pailas 230 LT Pailas 2 - Pailas (1 km, 1 circuito)
2020 1
2021 1
2022 1
2023 1 Borínquen ICE ST Borínquen 230 ST Borínquen (interruptor y medio, 3 salidas de línea, 1 para la conexión de la planta)
2018 1 ICERefuerzo de Transmisión Península de
Nicoya
ICETransmisión PH Reventazón
ICE
42015
ResponsableNombre del Proyecto Elemento del sistemaEntrada en
operación
APMInterconexión APM Terminals
2019 1
ICEPG Pailas 2
ICEMogote - Cañas
2016
4
2
1
Inversiones
Eólicas de PE Orosi
ICE
HidrotárcolesPH Capulín
ICEIncremento de la capacidad de
transporte
Renovación de Transformadores de
Potencia
ICEJacó
Anillo Sur
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.
3.1. Información solicitada para la presente actualización
Para la presente actualización del plan de expansión de transmisión se hizo una solicitud formal
de actualización de fechas de entrada en operación de las obras de transmisión. La solicitud
mencionada se hizo a la UEN PySA e internamente en la UEN TE para los proyectos
correspondientes a cada una. Las fechas mostradas corresponden al corte del mes de setiembre de
2013.
3.2. Variaciones en el Plan de Expansión de Transmisión
3.2.1. Obras ya identificadas
Desde noviembre de 2012 a noviembre de 2013 entraron en servicio las siguientes obras y
proyectos de transmisión:
Barras de Alta Tensión ST Alajuelita 138 kV y ST Desamparados 138 kV
Conexión de media tensión en ST Leesville 34.5 kV
ST Coronado 230 kV
Incremento de la capacidad de transporte de las siguientes líneas de transmisión:
o Arenal – Corobicí – Cañas 230 kV a 350 MVA
o Doble circuito Arenal – Barranca – La Caja 230 kV a 390 MVA
o Garabito – Barranca 230 kV a 550 MVA
ST Garita 230 kV
SIEPAC en el tramo Palmar – Río Claro 230 kV
Transformadores en las subestaciones Río Macho, Barranca y Belén
Con respecto del plan de noviembre de 2012 se nota una leve mejoría en los atrasos de las obras
de transmisión, siendo las más importantes las siguientes:
Cambio de autotransformador 230/138 kV, 110 MVA, en la ST Río Macho con fecha
actualizada al primer trimestre de 2014, para un atraso neto de 1 año.
Modernización de la ST Sabanilla, con fecha actualizada al cuarto trimestre de 2015 para
un atraso neto de 2 años.
Año Trim Tipo Nombre Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
PH Diquís ICE ST Diquís 230ST Diquís (interruptor y medio, 6 salidas de línea, 4 para la conexión de la planta, 1 de
transformador reductor 30 MVA)
PH Diquís ICE LT San Isidro - Palmar 230 Derivación de la LT San Isidro - Palmar (2 km, 2 circuitos)
PH Diquís ICE LT Parrita - Palmar #2 230 Derivación de la LT Parrita - Palmar circuito 2 (2 km, 2 circuitos)
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT Parrita - Palmar #2 230 LT Parrita - Palmar #2 (131 km)
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE ST Parrita 230 Módulo de salida de línea
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE ST Palmar 230 Módulo de salida de línea
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT Río Macho - San Isidro 230Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de
transporte de 300 MVA a 600 MVA
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT San Isidro - Palmar 230Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de
transporte de 300 MVA a 600 MVA
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE ST Rosario 230 ST Rosario (interruptor y medio, 6 salidas de línea).
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT Higuito - El Este 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT Pirrís - Tejar 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Refuerzo de transmisión Sur - Centro ICE LT Diquís-Rosario 230 LT Diquís - Rosario (130 km, 2 circuitos).
ResponsableNombre del Proyecto Elemento del sistemaEntrada en
operación
12024
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
10
Transmisión asociada al PH Diquís, cuya fecha media se trasladó a 2024 cuando
originalmente se definió en 2020.
Por último, se presentaron los siguientes retiros de obras de transmisión del plan de expansión:
Proyecto Moín – Trapiche 230 kV: corresponde a la transmisión asociada a la ampliación
de la planta térmica Moín mediante un ciclo combinado.
Reconstrucción de la LT Cañas – Corobicí 230 kV: este proyecto fue sustituido por el
refuerzo de transmisión Mogote – Cañas 230 kV como solución integral a diferentes
problemas de la zona.
Conexión de la planta geotérmica Miravalles V, cuya responsabilidad se trasladó a la
UEN Producción.
Interconexión RECOPE: esta ampliación de la ST Moín 230 kV estaba asociada a la
ampliación de la refinería en esa localidad. Actualmente la conexión perdió la vigencia
por lo que su inclusión depende de una nueva solicitud de conexión y el estudio
correspondiente.
Refuerzo de transmisión de la península de Nicoya: el alcance se limitó a la
reconstrucción de la LT Cañas – Filadelfia – Guayabal 138 kV, ya que el estudio
elaborado durante el año 2013 mostró que un proyecto más allá de eso no es factible. Su
inclusión depende de una nueva solitud de conexión por parte de CoopeGuanacaste y el
estudio correspondiente.
ST Tarbaca: ampliación de la subestación de 230 kV y la barra de 34.5 kV para la
instalación de un nuevo transformador reductor.
3.2.2. Obras nuevas
Con respecto del plan de noviembre de 2012 se han identificado e incorporado las siguientes
nuevas obras de transmisión:
Conexión de PG Pailas 2 en la ST Pailas 230 kV asociada a la entrada en operación de la
planta geotérmica del mismo nombre.
Conexión PH La Perla en la ST La Joya 138 kV.
ST Borínquen 230 kV asociada a la entrada en operación de la planta geotérmica del
mismo nombre.
Conexión de usuarios de alta tensión: caso de Arcelor Mittal en la ST Leesville e Ingenio
Taboga en la ST Cañas.
3.2.3. Resumen de las variaciones en el Plan de Expansión de Transmisión
En general, el presente Plan de Expansión de Transmisión está compuesto por 139 obras. Con
respecto del plan de noviembre de 2012 el comportamiento del movimiento de las mismas son los
mostrados en la figura 3.1: un 6% corresponden a obras incorporadas por primera vez y el
restante corresponden a un 3% de obras cuya fecha de entrada en servicio se adelantó 6 meses o
más, 49% de obras cuya fecha se mantiene y 30% de obras cuya fecha de entrada en servicio se
atrasó 6 meses o más. Finalmente un 12% se retiró del plan.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
11
Figura 3.1. Distribución de las obras en función de las fechas de entrada en operación de los proyectos de transmisión.
Plan de Expansión de Transmisión noviembre 2013.
3.3. Obras de transmisión prioritarias
La figura 3.2 muestra la ubicación de las obras de transmisión más importantes del sistema para
el período 2013 – 2019.
Figura 3.2. Obras de transmisión más relevantes del Plan de Expansión de Transmisión 2013 – 2024. Período 2013 – 2019.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
12
A partir de los estudios técnicos elaborados durante el año 2013, en el presente Plan de
Expansión se determina que los proyectos de transmisión que resultan prioritarios para asegurar
la suficiente capacidad de transporte y la operación segura del sistema hasta el año 2019, son los
siguientes:
Incremento de la capacidad de transporte de líneas de 138 kV y 230 kV (2014 – 2016).
Cambio en el esquema de la subestación Corobicí 230 kV (2014).
Peñas Blancas – Garita 230 kV en conjunto con la ampliación de la subestación Garita
230 kV y 138 kV para la instalación de 220 MVA de autotransformación (2015).
Cariblanco – Trapiche 230 kV (2015).
Anillo Sur (2016).
Subestación asociada al PH Reventazón (2016).
Ampliación de la ST Tejona 230 kV (2016).
Mogote – Cañas 230 kV (2019).
En particular, el proyecto Mogote – Cañas 230 kV tiene un impacto muy significativo en la zona
del Anillo Norte de 230 kV, permitiendo incrementar la capacidad de transmisión de la zona
previendo la conexión de las plantas geotérmicas Pailas 2 y Borínquen I y II.
En todos los proyectos listados anteriormente se deben respetar las fechas establecidas en el
presente plan, y que, como un esfuerzo adicional siempre que sea factible, se buscará la manera
de adelantar su entrada en operación.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
13
4. Análisis de costos del Plan de Expansión de Transmisión
4.1. Costos del Plan de Expansión de Transmisión
El análisis de costos del Plan de Expansión de Transmisión debe ver de manera integral todos los
costos en que se incurre sobre la red nacional independientemente del responsable de las
diferentes expansiones. El análisis de costos incluye la inversión anualizada así como un
estimado de los costos operativos incrementales del sistema de transmisión. Este análisis de hará
para la el período 2014 – 2024 tomando como referencia el año 2013.
Desde la perspectiva de inversión, como es claro en el detalle del Plan de Expansión de
Transmisión, existe gran cantidad de involucrados en el desarrollo del sistema de transmisión y el
efecto de cada uno debe ser considerado. Por ello se obtuvieron los costos de inversión a ser
realizados por el ICE en ese período (para las obras en prefactibilidad, factibilidad y ejecución) y
un estimado de las erogaciones hechas por actores externos.
Por otro lado, los costos operativos del sistema de transmisión tienen dos componentes
principales. En primer lugar están los costos asociados a la energía asociada a las pérdidas
eléctricas de la red, datos que fueron obtenidos a partir de la diferencia entre la proyección de la
demanda vista por el sistema de transmisión y la proyección de demanda del sistema de
generación (fuente UEN CENPE), y multiplicados por el Costo Incremental de Largo Plazo de
Generación. En segundo lugar está el estimado de costos incrementales de operación y
mantenimiento del sistema, estimados con un valor de 3% de la inversión anual correspondiente
suponiéndolo como un costo eficiente.
Los costos del Plan de Expansión de Transmisión 2013 – 2024 se muestran a continuación.
Tabla 4.1. Análisis de costos del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024.
(*) Valorados al último dato de Costo Incremental de largo plazo de generación de $93.3/MWh
Enfocándose específicamente en la inversión, se tiene el comportamiento de la Figura 4.1. El
período de 2013 a 2016 se caracteriza por presentar inversiones fuertes tanto del ICE como de
entes externos (asociados principalmente a plantas bajo la modalidad BOT). La inversión hecha
por el ICE alcanza un máximo de $112 millones y un acumulado en ese período de $314 millones
Pérdidas
estimadas
(GWh)
Costo de
pérdidas ($
millones) (*)
1584.0 10059.0 --- 48.9 8.0 56.9 48.9 56.9 244.0 22.9 1.7 ---
1633.0 10430.0 371.0 112.2 39.0 151.2 161.1 208.1 253.0 23.8 6.2 4.5
1689.0 10844.0 785.0 101.9 36.3 138.2 263.1 346.3 263.0 24.7 10.4 8.7
1749.0 11291.0 1232.0 51.7 6.0 57.7 314.8 404.0 274.0 25.7 12.1 10.4
1813.0 11769.0 1710.0 10.6 0.0 10.6 325.4 414.6 286.0 26.9 12.4 10.7
1880.0 12270.0 2211.0 15.9 0.0 15.9 341.3 430.5 298.0 28.0 12.9 11.2
1950.0 12794.0 2735.0 7.5 0.0 7.5 348.8 438.0 311.0 29.2 13.1 11.4
2020.0 13342.0 3283.0 18.2 0.0 18.2 366.9 456.1 324.0 30.4 13.7 12.0
2095.0 13914.0 3855.0 20.7 0.0 20.7 387.6 476.8 338.0 31.7 14.3 12.6
2174.0 14511.0 4452.0 20.7 0.0 20.7 408.3 497.5 352.0 33.1 14.9 13.2
2255.0 15134.0 5075.0 50.6 0.0 50.6 458.9 548.1 367.0 34.5 16.4 14.7
2340.0 15782.0 5723.0 38.0 0.0 38.0 496.9 586.1 384.0 36.1 17.6 15.9
Inversión
acumulada
ICE ($
millones)
Inversión
acumulada
total ($
millones)
Demanda
incremental
en energía
(GWh)
Demanda
proyectada
en energía
(GWh)
Demanda
proyectada
en potencia
(MW)
Pérdidas eléctricas Costos anuales
de operación y
mantenimiento
($ millones)
Costos de operación proyectados del
sistema de transmisión
Costos
incrementales
de operación y
mantenimiento
($ millones)
Inversión
anual ICE ($
millones)
Inversión
anual
externa ($
millones)
Total anual
($ millones)
Inversión en el sistema de transmisión
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
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14
para finalizar en 2016 la construcción de proyectos importante como Peñas Blancas – Garita 230
kV y Cariblanco – Trapiche 230 kV. El Plan de Expansión de Transmisión tiene un costo total
acumulado de $586 millones de dólares al 2024 de los cuales $496 millones corresponden a
inversiones por parte del ICE.
Figura 4.1. Comportamiento de las inversiones proyectadas en el sistema de transmisión de acuerdo con el Plan de
Expansión de Transmisión 2013 – 2024.
Del año 2017 al 2022 aproximadamente es evidente una gran contracción en la inversión,
motivada principalmente por la baja proyección de la demanda nacional y el consecuente
desplazamiento de los refuerzos de transmisión del PH Diquís por el movimiento de la fecha de
entrada en operación de esa planta. En general, la inversión anual no supera los $20 millones, con
un mínimo de $7 millones en 2019.
Los estudios realizados durante el año 2013 han mostrado señales preliminares de que el sistema
transmisión no requiere de inversiones significativas en el período 2016 – 2022. Sin embargo,
durante el año 2014 se realizarán análisis exhaustivos tendientes a verificar este hecho.
Por último el período 2022 a 2024 el repunte en la inversión está asociado únicamente al
desarrollo de la transmisión del PH Diquís. Además, los estudios de largo plazo que se elaborarán
en 2014 pueden identificar nuevas inversiones en la red que serán incorporadas eventualmente.
Desde la perspectiva de costos, tomando como base los costos de 2013, la figura 4.2 muestra el
comportamiento proyectado de los costos adicionales requeridos para atender las necesidades del
sistema de transmisión para el período 2014 – 2024, tanto a nivel de inversión como de
operación.
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
15
Figura 4.2. Comportamiento de los costos proyectados del sistema de transmisión de acuerdo con el Plan de Expansión de
Transmisión 2013 – 2024.
El pico de inversión del período 2014 – 2016 incrementa más marcadamente los costos
operativos del sistema de transmisión. Con respecto del año 2013, el año 2014 requiere cerca de
$4 millones adicionales y el 2016 casi $8 millones adicionales. Luego de ese período los costos
de los años de 2017 a 2022 se mantienen creciendo a un ritmo bajo, esto movido por el
incremento paulatino de las pérdidas de transmisión y no por la entrada de obras de transmisión
significativas. En los años 2022 a 2024 se nota un incremento un poco más acelerado producido
por la transmisión asociada al PH Diquís.
En ese mismo gráfico, es interesante hacer notar que en el período 2017 – 2022 los costos
operativos del sistema de transmisión superan los de inversión, dada la marcada contracción en la
expansión para eso años.
De forma resumida, el costo total acumulado adicional requerido para satisfacer las necesidades
de expansión y operación del sistema de transmisión para el período 2014 – 2024 alcanza los
$745 millones.
4.2. Actualización del Costo Promedio Incremental de Largo
Plazo de Transmisión (CPILPT)
4.2.1. Modelo de cálculo
Ha habido un proceso de investigación importante sobre el tema de los costos incrementales de
largo plazo. Una de las referencias consultadas define el CPILP como el valor que “pretende
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compatibilizar las metas de eficiencia en la asignación de los recursos del corto plazo y la
necesidad de justificar las inversiones en ampliación de la capacidad instalada con los costos de
inversión futuros para una determinado período” (Dianderas, A. Proyecto DTIAPA, BID).
El modelo de cálculo para estimar este valor es el siguiente:
∑ (
( )( )
)
∑ ( ( )
)
Donde:
k: año de referencia para el cálculo del CPILP (2013 en este caso)
T: horizonte de cálculo (11 años en este caso)
I: inversión anual en el sistema de transmisión
O: costos anuales de operación del sistema de transmisión
Q: demanda total anual en MWh
i: tasa de descuento económica (12% en este caso)
Este modelo está respaldado por las siguientes referencias internacionales:
Análisis de costo marginal, de Augusta Dianderas para el proyecto DTIAPA. Esta
referencia fue obtenida de la página web del BID.
Estimation of Long Run Marginal Cost, de Marsden Jacob Associates para la Autoridad
Reguladora de la Competencia, Queensland, Australia.
CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL,
del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética, Argentina.
ESTUDIO DE TARIFICACIÓN DE SISTEMAS MEDIANOS DE AYSÉN, PALENA Y
GENERAL CARRERA, de la EMPRESA ELÉCTRICA DE AISÉN S.A, Santiago de
Chile. En este caso se utiliza para estimar el costo incremental de la incorporación de
centrales hidro pequeñas en una red de distribución.
4.2.2. Actualización del CPILPT
La aplicación del modelo mostrado anteriormente a partir de la información de costos y demanda
de la tabla 4.1 da un CPILPT de $37.8/MWh.
La última actualización del CPILPT se realizó en 2012 y, en ese momento, se obtuvo un valor de
$41.0/MWh. Es apreciable una reducción del 7.8% en el presente informe debido principalmente
a la contracción en la inversión en el mediano y largo plazo, cuyo efecto más claro es el
desplazamiento temporal de las obras de transmisión asociadas al PH Diquís.
Bajo ninguna circunstancia este valor debe ser utilizado como una señal de ajuste tarifario pues,
como se explicó al principio de este capítulo, los costos aquí contemplados incluyen tanto
inversiones hechas por el ICE como entes privados. Sin embargo, sí puede ser utilizado como una
señal de eficiencia de las inversiones en el horizonte considerado en función de la demanda
incremental atendida.
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17
5. Aprobación
5.1. Aprobación
El presente documento fue elaborado por el Área de Planeamiento del Sistema del Proceso
Planeamiento y Desarrollo de la Red.
Aprobado por:
________________________
Ing. Manuel Balmaceda García.
Director del Proceso Planificación y Desarrollo de la Red
________________________
Ing. Edwin Bogantes Villegas.
Director General de la UEN Transporte de Electricidad.
Se autoriza la reproducción total o parcial de este documento, bajo la condición de que se
acredite la fuente.
5.2. Vigencia
Esta actualización del plan de expansión de transmisión tiene una vigencia de 12 meses y será
actualizado a más tardar el 30 de noviembre de 2014.
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6. Responsables
UEN Transporte de Electricidad
Proceso Planeamiento y Desarrollo de la Red
Area de Planeamiento del Sistema
Ing. Diego Sánchez Rodríguez
Coordinador
Equipo de trabajo
Ing. Eduardo Alfaro Alfaro
Ing. Cristian Monge Figueroa
Ing. Felipe Rojas Rojas
Ing. Eugenia Solera Saborío
Comentarios y sugerencias favor comunicarse con:
Ing. Manuel Balmaceda García
Director
(506) 2000-7971
Correo electrónico: mbalmaceda@ice.go.cr
Ing. Diego Sánchez Rodríguez
(506) 2000-6525
Correo electrónico: dsanchezr@ice.go.cr
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Anexo 1. Plan de Expansión de Transmisión.
Noviembre de 2012.
Año Trim Tipo Nombre
ST Alajuelita 138 Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar
ST Desamparados 138 Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar
Conexiones de media tensión ICE ST Leesville 34.5 1 módulo de salida para circuitos de distribución
LT Cañas - Corobicí 230
LT Arenal - Corobicí 230
LT Arenal - Lindora 230
LT Arenal - Garabito 230
LT Garabito - La Caja 230
LT Lindora - La Caja #1 230
ST Garita 230Nueva barra en Garita (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea y 1 de
reserva y prevista de 2 adicionales).
LT Barranca - Lindora 230 Derivación de la LT Barranca - Lindora (1.8 km, 2 circuitos)
SIEPAC EPR LT Palmar - Río Claro 230 LT Palmar - Río Claro (50 km, 1 circuito)
ST Barranca 230 y 138
2 módulos de transformador uno de 230 kV y otro de 138 kV, instalación de un
transformador reductor 230 kV (45 MVA) y un autotransformador (230/138, 40
MVA) como respaldo del autotransformador 66/110 MVA.
ST Río Macho 230 y 138 Sustitución de autotransformador de baja impedancia
ST Belén 230 Módulo de transformación, transformador reductor #3 (45 MVA)
ST Venecia 230 Módulo de transfomador, instalación de transformador 230/69 kV (45 MVA)
ST Colima 138Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA
(30 MVA). BID CCLIP 03 y 04
ST Coronado 230ST Coronado (barra sencilla en teconología GIS, 2 módulos de línea, 1 de
transformador, 45 MVA).
LT San Miguel - El Este 230 Derivación de la LT San Miguel - Tejar.
Incremento de la capacidad de transporte ICE LT Garabito - Barranca 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garabito - Barranca 470 MVA a
550 MVA
Transformación de Energía ICE ST Río Macho 138 Sustitución de transformador elevador unidades 1 y 2 (65 MVA)
SIEPAC EPR LT Parrita - Palmar 230 LT Parrita - Palmar (130 km, 1 circuito)
ST Poás 34.5 Ampliación de la barra B e instalalción del enlace de barras correspondiente
ST Sabanilla 138 Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA
ST Heredia 138 Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA
ST San Miguel 230Módulo de transformación, 6 módulos de distribución y enlace de barra en 34.5
kV, instalación de transformador #2, (45 MVA).
ST Balsa 230ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación
para las plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA).
LT Peñas Blancas - Garita 230 Derivación de la LT Peñas Blancas - Garita.
Peñas Blancas - Garita ICE LT Peñas Blancas - Balsa 230 LT Peñas Blancas - Balsa 230 kV (15 km, 1 circuito) para la conexión del PH Balsa.
Conexiones de media tensión ICE ST Juanilama 34.5 2 módulos de salida para circuitos de distribución
LT Liberia - Amayo 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Peñas Blancas de 250
MVA a 340 MVA
LT Cañas - Corobicí 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 400 MVA a
700 MVA
Transformación de Energía ICE ST Coronado 230 Módulo de transformación, transformador reductor #2 (45 MVA)
Medición de energía ICE -- - 230 y 138Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado
Eléctrico Regional
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya ICE ST Guayabal 24.9 2 módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr.
Barras de Alta Tensión ICE ST Corobicí 230 Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace
LT Caja - Coco - Garita 138
LT Caja - Garita 138
LT Arenal - Miravalles 230
LT Miravalles - Mogote 230
LT Mogote - Pailas 230
LT Pailas - Liberia 230
LT Lindora - La Caja #2 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Lindora - La Caja 2 de 380
MVA a 450 MVA
ST Garita 230 Módulo de línea para la conexión del PH Chucás
LT Chucás - Garita 230 LT Chucás - Garita (XXkm, 1 circuito)
ST Trapiche 230Nueva barra en Trapiche (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea, 2 de
transformador y 1 de reserva)
LT Río Macho - Moín 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín 230 kV
Renovación de Transformadores de Potencia ICE ST Trapiche 230 Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06
Cachí Unidad 4 ICE ST Cachí 138 Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
LT Miravalles - Miravalles V 34.5 Reconstrucción de la LT Miravalles - Miravalles V (3.5 km, 2 circuitos).
LT Miravalles V - Boca de Pozo 34.5 LT Boca de Pozo - Miravalles V (2.1 km, 1 circuito)
LT Garita - Lindora 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garita - Lindora de 470 MVA a
550 MVA
LT Liberia - Cañas 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Cañas de 300 MVA a
400 MVA
Modernización Río Macho ICE ST Río Macho 230
Cambio de conductor de las barras principales, reconfiguración de la barra de
138 kV (doble barra con interruptor de enlace) y modernización del sistema de
control, protección, medición y comunicación
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 250 MVA a
400 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110
MVA a 190 MVA
2013
4
Incremento de la capacidad de transporte ICE
Incremento de la capacidad de transporte ICE
Incremento de la capacidad de transporte
3
2
2014
1
2
3
4
Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistemaDetalle de las obras de transmsión que entran en servicio
2012 4
Peñas Blancas - Garita
Transformación de Energía ICE
ICE
Incremento de la capacidad de transporte del doble circuito Arenal - Barranca -
La Caja de 300 MVA a 400 MVA
Barras de Alta Tensión ICE
Incremento de la capacidad de transporte ICE
Tensión
(kV)
Entrada en
operación
1 Coronado
Renovación de Transformadores de Potencia
ICE
ICE
Transformación de Energía ICE
PH Balsa CNFL
ICE
ENELPH Chucás
ICECariblanco - Trapiche
ICEMiravalles V
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote -
Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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Año Trim Tipo Nombre
ST Tejona 230 Nueva barra (interruptor y medio, 3 salidas de línea).
LT Arenal - Peñas Blancas 230 Derivación de la LT Arenal - Peñas Blancas.
LT Chiripa - Tejona 230 LT Chiripa - Tejona (8 km, 1 circuito)
ST Pailas 230 Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi.
LT Orosi - Pailas 230 LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito)
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya ICE ST Guayabal 24.9 2 módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr.
ST Orotina 230 ST Orotina (interruptor y medio, 3 salidas de línea)
LT Barranca - Garita 230 Derivación de la LT Barranca - Garita.
ST Torito 230ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la
planta)
LT Trapiche - Río Macho 230 Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kV
Desvío Río Claro - Paso Canoas ICE LT Río Claro - Progreso 230Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no
incrementa la longitud de la línea)
LT Río Macho - San Isidro 230
LT San Isidro - Palmar 230
LT Palmar - Río Claro 230
LT Río Claro - Progreso 230
LT Balsa - GaritaLT Balsa - Naranjo 230 kV (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita
230 kV (49 km).
LT Peñas Blancas - Garita 230 y 138Cambio de conductor y reconversión de la LT Garita - Naranjo de 138 kV a 230 kV
(17 km, 2 circuitos operando uno a 230 kV y otro a 138 kV).
ST El Este 230Reconstrucción de la subestación El Este (interruptor y medio, 4 salidas de línea,
2 de transformador).
ST San Miguel 230 Módulo de línea en la ST San Miguel.
LT San Miguel - El Este 230 LT San Miguel - El Este circuito 2 (20.2 km)
LT Caja - Heredia 138
LT Caja - Colima 138
LT Lindora - San Miguel #1 y #2 230
Renovación de Transformadores de Potencia ICE ST El Este 230 Instalación de 2 transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 13 y 14
ST Santa Rita 138 1 módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión.
ST Cóbano 138ST Cóbano (barra sencilla con auxiliar, 1 módulo de línea, 1 de transformador,
45 MVA).
LT Santa Rita - Cóbano 138 LT Santa Rita - Cóbano (46.7 km, 1 circuito)
Tarbaca ICE ST Tarbaca 230Nuevo módulo de transformación, 3 módulos de distribución, instalación de
transformador reductor #2, 45 MVA.
ST General 230Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2 salidas
de línea y 2 módulos para la planta General)
LT Trapiche - Leesville 230 Cambio de conductor y reconversión de 138 kV a 230 kV (36.1 km, 1 circuito)
LT Cariblanco - General 230 LT Cariblanco - General (76.9 km, 1 circuito)
ST Coyol 230 ST Coyol (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 de transformador).
LT Garabito - La Caja 230 Derivación de la LT Garabito - La Caja (4 km, 2 circuitos)
ST Jacó 230ST Jacó (interruptor y medio con dos salidas de línea y 1 transformador, 45
MVA).
LT Cañas - Parrita 230 Derivación de la LT SIEPAC en el tramo Cañas - Parrita (14.1 km, 2 circuitos)
ST Coyol 230 y 138 Instalación de transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 09 y 12
ST Garita 230 y 138Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kV (220 MVA). BID CCLIP 01
y 17
Refuerzo de transmisión oeste a 138 kV ICE ST Garita 230 y 138 2 módulos de transformador en la ST Garita 138 kV y 2 en la ST Garita 230 kV
ST Tejar 230 Ampliación de la subestación (2 salidas de línea tecnología GIS)
LT Río Macho - Tejar 230Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río
Macho (14 km, 1 circuito).
LT El Este - Tejar 230Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST
Tejar (2 km, 2 circuitos)
ST Moín 230Nueva barra en Moín (interruptor y medio, 2 módulos de línea, 2 de
transformador y prevista de 4 adicionales, 80 MVA.
LT Moín - Trapiche 230Derivación de la LT Moín - Trapiche para la conexión de la nueva barra (0.1 km, 2
circuitos)
ST San Isidro 2301 módulo de transformador, instalacion de transformador #3 (45 MVA) y 2
módulos de línea de distribución. BID 08
ST Anonos 230Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea
de distribución y 1 transformador, 45 MVA). BID CCLIP 02
ST Reventazón 230ST Reventazón (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 4 para la conexión de la
planta y 1 de transformador reductor 20 MVA).
LT Trapiche - Torito 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín (3 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya ICE ST Nuevo Colón 69 Nueva barra de 69 kV, instalación de un transformador 230/69, 65 MVA
ST Higuito 230 ST Higuito (interruptor y medio, 2 salidas de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Higuito - El Este 230
LT Pirrís - Tejar 230
LT Tarbaca - Higuito 230
LT Higuito - El Este 230
LT Higuito - El Este 230 Cambio de conductor de la LT Tarbaca - Pirrís (1.5 km)
Barras de Alta Tensión ICE ST Sabanilla 138Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar y modernización de la
subestación
Transformación de Energía ICE ST Moín 230 y 138Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville,
autotransformador #3 (110 MVA)
3 Tejona ICE ST Tejona 2303 módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST
Arenal y 1 transformador adicional (55 MVA)
2017 1
ICECariblanco - Trapiche
ICEAnillo Sur
Coyol
Jacó
ICE
Anillo Sur
Peñas Blancas - Garita
ICECóbano
ICE
ICE
Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistemaDetalle de las obras de transmsión que entran en servicio
Tensión
(kV)
Entrada en
operación
2015
1
2
3
4
Acciona
EnergíaPE Chiripa
Inversiones
Eólicas de
Orosi Uno
PE Orosi
Unión Fenosa
Hidrotárcoles
PH Torito
PH Capulín
Incremento de la capacidad de transporte
ICE
ICE
Renovación de Transformadores de Potencia
Interconexión Refineria RECOPE
Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
ICEDesvío La Carpio
Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en
torres de 4 circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kV (3 km, no incrementa
la longitud de la línea). Incremento de la capacidad de transporte de la LT La
Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a 190 MVA.
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro -
Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
2016
1
2
ICEAnillo Sur
ICE
ICE
ICE
RECOPE
Transmisión PH Reventazón
Renovación de Transformadores de Potencia
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
21
Año Trim Tipo Nombre
LT Cañas - Filadelfia 138
LT Filadelfia - Guayabal 138
CC Moín ICE ST Moín 230 Módulo de transformador elevador para la conexión de 2 unidades de vapor
2019 1
LT Moín - Trapiche #2 230 LT Moín - Trapiche #2 (45 km, 1 circuito)
ST Trapiche 230 Módulo de línea
ST Moín 230 Módulo de línea
ST Diquís 230ST Diquís (interruptor y medio, 6 salidas de línea, 4 para la conexión de la
planta, 1 de transformador reductor 30 MVA)
LT San Isidro - Palmar 230 Derivación de la LT San Isidro - Palmar (2 km, 2 circuitos)
LT Parrita - Palmar #2 230 Derivación de la LT Parrita - Palmar circuito 2 (2 km, 2 circuitos)
LT Parrita - Palmar #2 230 LT Parrita - Palmar #2 (131 km)
ST Parrita 230 Módulo de salida de línea
ST Palmar 230 Módulo de salida de línea
LT Río Macho - San Isidro 230Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su
capacidad de transporte de 300 MVA a 600 MVA
LT San Isidro - Palmar 230Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su
capacidad de transporte de 300 MVA a 600 MVA
ST Rosario 230 ST Rosario (interruptor y medio, 6 salidas de línea).
LT Higuito - El Este 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
LT Pirrís - Tejar 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
LT Diquís-Rosario 230 LT Diquís - Rosario (130 km, 2 circuitos).
2021 1
LT Cañas - Ticuantepe #2 230 LT Ticuantepe - Mogote - Cañas circuito 2 (257 km).
ST Mogote 230 2 salidas de línea
ST Cañas 230 Módulo de línea
2022
Cambio de conductor de la líneaCañas - Filadelfia - Guayabal por un conductor
calibre 795 MCM. Incremento de la capacidad de transporte de 65 MVA a 226
MVA
ICERefuerzo de Transmisión Península de Nicoya
1
Moín - Trapiche ICE
PH Diquís
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
ICE
ICEMogote - Cañas1
Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistemaDetalle de las obras de transmsión que entran en servicio
Tensión
(kV)
Entrada en
operación
2018 1
2020
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
22
Anexo 2. Plan de Expansión de Generación. Octubre
de 2013.
Año
Energía % crec Pot % crec Mes Proyecto Fuente Potencia Cap
2 723
2013 7 Tacares Hidro 7 2 730
12 Balsa Inferior Hidro 38 2 768
2014 10 789 1 688 7 Cachí Hidro -105 2 663
11 Cachí 2 Hidro 158 2 821
2015 11 278 4.5% 1 757 4.1% 1 Chucás Hidro 50 2 871
2 Torito Hidro 50 2 921
3 Anonos Hidro 4 2 924
3 Río Macho Hidro -120 2 804
3 Río Macho 2 Hidro 140 2 944
7 Chiripa Eólic 50 2 994
2016 11 786 4.5% 1 827 4.0% 1 Capulín Hidro 49 3 043
1 La Joya 2 Hidro 64 3 107
1 La Joya Hidro -50 3 057
1 Eólico Cap1 Conc 1a Eólic 50 3 107
1 Orosí Eólic 50 3 157
5 Reventazón Hidro 292 3 449
10 Reventazón Minicentral Hidro 14 3 463
2017 12 317 4.5% 1 891 3.5% 1 Eólico Cap1 Conc 1b Eólic 50 3 513
1 Eólico Cap1 Conc 2 Eólic 20 3 533
1 Hidro Cap1 Conc 1 Hidro 37 3 570
1 Hidro Cap1 Conc 2 Hidro 50 3 620
6 Moín 1 Térm -20 3 600
2018 12 873 4.5% 1 971 4.2% 1 Renov 50 MW Renov 50 3 650
2019 13 451 4.5% 2 051 4.1% 1 Pailas 2 Geot 55 3 705
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
DEMANDA OFERTA
Capacidad Instalada al: 2012
Año Diquís 2023 Diquís 2025 GNL 2025
2020
2021 Renov 100 MW Turbina Proy 1 Turbina Proy 1
Renov 50 MW
2022 Borinquen 1 Turbina Proy 2 Turbina Proy 2
Brujo 2 Renov 100 MW
2023 Diquís Borinquen 1 Borinquen 1
Diquís Minicentral Renov 150 MW Renov 100 MW
2024 Borinquen 2 Borinquen 2
Renov 50 MW
2025 Diquís CCGNL 1
Diquís Minicentral Turbina Proy 1(-)
Turbina Proy 2(-)
2026 Geotérm Proy 1
Geotérm Proy 2
2027 Renov 150 MW CCGNL 2
Geotérm Proy 3
2028 Geotérm Proy 1 Renov 50 MW
Geotérm Proy 2
Renov 50 MW
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