plan de expansión de la transmisión 2013 2024 · proceso planificación y desarrollo de la red...

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

2

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



3

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.



4

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.



5

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



6

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.



7

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).


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




190 MVA.

LTLindora - San Miguel

#1 y #2230




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



8

Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.


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 -


LT Mogote - Pailas 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -


LT Pailas - Liberia 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas -


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


LT Río Macho - San Isidro 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro


LT San Isidro - Palmar 230Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro


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)


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


Potencia

ICEJacó

Anillo Sur



9

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.


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



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.



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.



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.



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



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.



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



16

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.



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.



18

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: [email protected]

Ing. Diego Sánchez Rodríguez

(506) 2000-6525

Correo electrónico: [email protected]

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]



19

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

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


Tensión

(kV)

Entrada en

operación

1 Coronado

Renovación de Transformadores de Potencia

ICE

ICE

Transformación de Energía ICE

PH Balsa CNFL

ICE

ENELPH Chucás


ICEMiravalles V

Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote -

Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA



20


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


ICEAnillo Sur

Coyol

Jacó

ICE

Anillo Sur

Peñas Blancas - Garita

ICECóbano

ICE

ICE


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


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




21


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


Tensión

(kV)

Entrada en

operación

2018 1

2020



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

plan de expansión de la transmisión 2013 2024 · proceso planificación y desarrollo de la red...

Documents