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
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.
5.2.
6.
APROBACIÓN ............................................................................................................................................ 17
VIGENCIA.................................................................................................................................................. 17
RESPONSABLES............................................................................................................................................. 18
ANEXO 1. PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN. NOVIEMBRE DE 2012. ......................................... 19
ANEXO 2. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN. OCTUBRE DE 2013................................................. 22
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
230 kV
138 kV
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
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
Entrada en
operación
Año
Nombre del Proyecto
Conexiones de media tensión
Renovación de Transformadores de
Potencia
2013
ICE
ICE
4
1
2
3
2014
4
Transformación de Energía
ICE
Usuarios de alta tensión
Peñas Blancas - Garita
Transformación de Energía
Barras de Alta Tensión
Arcelor Mittal
ICE
ICE
ICE
PH Balsa
CNFL
SIEPAC
Cachí Unidad 4
EPR
ICE
Cariblanco - Trapiche
ICE
Incremento de la capacidad de
transporte
ICE
Renovación de Transformadores de
Potencia
ICE
Usuarios de alta tensión
1
Tipo
Nombre
ST Juanilama
Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
34.5
2 módulos de salida para circuitos de distribución
Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA (30 MVA).
ST Colima
138
BID CCLIP 03 y 04
ST Poás
34.5
Ampliación de la barra B e instalalción del enlace de barras correspondiente
Módulo de transformación, 6 módulos de distribución y enlace de barra en 34.5 kV,
ST San Miguel
230
instalación de transformador #2, (45 MVA).
ST Leesville
138
Módulo de transformación
LT Peñas Blancas - Balsa
230
LT Peñas Blancas - Balsa 230 kV (15 km, 1 circuito) para la conexión del PH Balsa.
ST Río Macho
230 y 138 Sustitución de autotransformador de baja impedancia
ST Corobicí
230
Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace
ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación para las
ST Balsa
230
plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA).
LT Parrita - Palmar
230
LT Parrita - Palmar (130 km, 1 circuito)
ST Cachí
138
Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
Nueva barra en Trapiche (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea, 2 de transformador
ST Trapiche
230
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
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Peñas Blancas de 250 MVA a 390
LT Liberia - Frontera
230
MVA
ST Trapiche
230
Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06
1 módulo de transformador, instalacion de transformador #3 (45 MVA) y 2 módulos de
ST San Isidro
230
línea de distribución. BID 08
Ingenio Taboga ST Cañas
PH Chucás
ENEL
PH Torito
Unión Fenosa
Cariblanco - Trapiche
Elemento del sistema
Responsable
Trim
ICE
Anillo Sur
ICE
Peñas Blancas - Garita
ICE
2
ST
LT
ST
LT
Garita
Chucás - Garita
Torito
Trapiche - Río Macho
Módulo de transformación
230
230
230
230
Módulo de línea para la conexión del PH Chucás
LT Chucás - Garita (2 km, 1 circuito)
ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la planta)
Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kV
Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2
módulos para la planta General)
LT Cariblanco - General (76.9 km, 1 circuito)
Reconstrucción de la subestación El Este (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 2 de
transformador).
Módulo de línea en la ST San Miguel.
LT San Miguel - El Este circuito 2 (20.2 km)
Ampliación de la subestación (2 salidas de línea tecnología GIS)
LT Balsa - Naranjo 230 kV (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita 230 kV (49
km).
Cambio 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 General
230
LT Cariblanco - General
230
ST El Este
230
ST San Miguel
LT San Miguel - El Este
ST Tejar
230
230
230
LT Balsa - Garita
LT Peñas Blancas - Garita
Renovación de Transformadores de
Potencia
3
138
PE Chiripa
ICE
Acciona
Energía
2015
230 y 138
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.
230
230
LT Chiripa - Tejona (8 km, 1 circuito)
Cambio de conductor de la LT Tarbaca - Pirrís (1.5 km)
Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar y modernización de la
subestación
Cambio de conductor y reconversión de 138 kV a 230 kV (36.1 km, 1 circuito)
1 módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión.
ST Cóbano (barra sencilla con auxiliar, 1 módulo de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Santa Rita - Cóbano (46.7 km, 1 circuito)
ST Coyol (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 de transformador).
Derivación de la LT Garabito - La Caja (4 km, 2 circuitos)
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.
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.
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.
Anillo Sur
ICE
LT Chiripa - Tejona
LT Higuito - El Este
Barras de Alta Tensión
ICE
ST Sabanilla
138
Cariblanco - Trapiche
ICE
Cóbano
ICE
Coyol
ICE
LT
ST
ST
LT
ST
LT
230
138
138
138
230
230
4
Desvío La Carpio
ICE
Trapiche - Leesville
Santa Rita
Cóbano
Santa Rita - Cóbano
Coyol
Garabito - La Caja
LT Caja - Heredia
138
LT Caja - Colima
138
LT
Lindora - San Miguel
#1 y #2
230
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.
Entrada en
operación
Año
Nombre del Proyecto
Elemento del sistema
Responsable
Trim
Tipo
Nombre
LT Arenal - Miravalles
LT Caja - Coco - Garita
LT Caja - Garita
LT Liberia - Cañas
Incremento de la capacidad de
transporte
2015
ICE
4
LT Palmar - Río Claro
230
LT Río Claro - Progreso
230
LT Río Macho - San Isidro
230
LT San Isidro - Palmar
230
230
230
230
230 y 138
2 módulos de transformador en la ST Garita 138 kV y 2 en la ST Garita 230 kV
ST Coyol
ST Garita
ST Sabanilla
230 y 138
230 y 138
138
Instalación de transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 09 y 12
Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kV (220 MVA). BID CCLIP 01 y 17
Sustitución de 2 transfomador reductores, 90 MVA
ST Reventazón (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 4 para la conexión de la planta y 1
de transformador reductor 20 MVA).
Derivación de la LT Río Macho - Moín (3 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río Macho (14
km, 1 circuito).
Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST Tejar (2 km, 2
circuitos)
ST Higuito (interruptor y medio, 2 salidas de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
Módulo de transformación
Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado Eléctrico
Regional
Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi.
LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito)
ST Quebradas (interruptor y medio, 3 salidas de línea)
Derivación de la LT Barranca - Garita.
Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
Nueva subestación (interruptor y medio, 2 módulos de línea, 2 de transformador y prevista
de 4 adicionales, 80 MVA.
Derivación de la LT Moín - Trapiche para la conexión de la nueva barra (1 km, 2 circuitos)
Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville,
autotransformador #3 (110 MVA)
Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no incrementa la
longitud de la línea)
Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea de
distribución y 1 transformador, 45 MVA). BID CCLIP 02
3 módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST Arenal y 1
transformador adicional (55 MVA)
ICE
ICE
ICE
ICE
Arcelor Mittal
ICE
Inversiones
Eólicas de
PH Capulín
Hidrotárcoles
PH La Perla
ICE
Interconexión APM Terminals
APM
2
1
1
1
1
230
ST Garita
PE Orosi
2020
2021
2022
2023
LT Pailas - Liberia
ICE
2016
1
230
ST Río Macho
Medición de energía
2019
LT Mogote - Pailas
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas Liberia de 240 MVA a 400 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas Liberia de 240 MVA a 400 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas Liberia de 240 MVA a 400 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
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro
- Paso canoas de 200 MVA a 300 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
Incremento 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 (interruptor y medio con dos salidas de línea y 1 transformador, 45 MVA).
Derivación de la LT SIEPAC en el tramo Cañas - Parrita (14.1 km, 2 circuitos)
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
ICE
Usuarios de alta tensión
1
230
Modernización Río Macho
1
2018
LT Miravalles - Mogote
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Lindora - La Caja 2 de 380 MVA a 450 MVA
ICE
Anillo Sur
1
230
Jacó
Transmisión PH Reventazón
2017
LT Lindora - La Caja #2
ST Jacó
LT Cañas - Parrita
Refuerzo de transmisión oeste a 138
kV
Renovación de Transformadores de
Potencia
Transformación de Energía
4
Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas 230
Liberia de 240 MVA a 400 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 MVA a 190
138
MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 MVA a 190
138
MVA
230
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Cañas de 300 MVA a 400 MVA
ST Reventazón
230
LT Trapiche - Torito
230
LT Río Macho - Tejar
230
LT El Este - Tejar
230
ST
LT
LT
LT
LT
ST
230
230
230
230
230
230
Higuito
Higuito - El Este
Pirrís - Tejar
Tarbaca - Higuito
Higuito - El Este
Leesville
-- ST
LT
ST
LT
ST
230 y 138
Pailas
Orosi - Pailas
Quebradas
Barranca - Garita
La Joya
230
230
230
230
138
ST Río Blanco
230
LT Moín - Trapiche
230
Transformación de Energía
ICE
ST Moín
Desvío Río Claro - Paso Canoas
ICE
LT Río Claro - Progreso
230
Renovación de Transformadores de
Potencia
ICE
ST Anonos
230
Tejona
ICE
ST Tejona
230
Refuerzo de Transmisión Península de
Nicoya
LT Cañas - Filadelfia
138
ICE
LT Filadelfia - Guayabal
138
LT
ST
ST
ST
LT
230
230
230
230
230
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
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
LT Cañas - Mogote sobre el circuito 2 de SIEPAC (43 km).
2 salidas de línea
Módulo de línea
Módulo de línea para la conexión del PG Pailas 2
LT Pailas 2 - Pailas (1 km, 1 circuito)
230
ST Borínquen (interruptor y medio, 3 salidas de línea, 1 para la conexión de la planta)
Mogote - Cañas
ICE
PG Pailas 2
ICE
Borínquen
ICE
230 y 138
Cañas - Mogote
Mogote
Cañas
Pailas
Pailas 2 - Pailas
ST Borínquen
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Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período 2013 - 2024. Noviembre 2013.
Entrada en
operación
Año
2024
Nombre del Proyecto
1
3.1.
Elemento del sistema
Responsable
Trim
Tipo
PH Diquís
ICE
ST
PH Diquís
PH Diquís
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
ICE
ICE
ICE
ICE
LT
LT
LT
ST
ST
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
LT
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
LT
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
ICE
ICE
ICE
ST
LT
LT
LT
Nombre
Tensión (kV) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
ST Diquís (interruptor y medio, 6 salidas de línea, 4 para la conexión de la planta, 1 de
Diquís
230
transformador reductor 30 MVA)
San Isidro - Palmar
230
Derivación de la LT San Isidro - Palmar (2 km, 2 circuitos)
Parrita - Palmar #2
230
Derivación de la LT Parrita - Palmar circuito 2 (2 km, 2 circuitos)
Parrita - Palmar #2
230
LT Parrita - Palmar #2 (131 km)
Parrita
230
Módulo de salida de línea
Palmar
230
Módulo de salida de línea
Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de
Río Macho - San Isidro
230
transporte de 300 MVA a 600 MVA
Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de
San Isidro - Palmar
230
transporte de 300 MVA a 600 MVA
Rosario
230
ST Rosario (interruptor y medio, 6 salidas de línea).
Higuito - El Este
230
Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Pirrís - Tejar
230
Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Diquís-Rosario
230
LT Diquís - Rosario (130 km, 2 circuitos).
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.
9
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad

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.
10
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
11
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
12
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
Costos de operación proyectados del
sistema de transmisión
Inversión en el sistema de transmisión
Demanda Demanda Demanda
proyectada proyectada incremental
Inversión
en potencia en energía en energía
anual ICE ($
(MW)
(GWh)
(GWh)
millones)
1584.0
1633.0
1689.0
1749.0
1813.0
1880.0
1950.0
2020.0
2095.0
2174.0
2255.0
2340.0
10059.0
10430.0
10844.0
11291.0
11769.0
12270.0
12794.0
13342.0
13914.0
14511.0
15134.0
15782.0
--371.0
785.0
1232.0
1710.0
2211.0
2735.0
3283.0
3855.0
4452.0
5075.0
5723.0
48.9
112.2
101.9
51.7
10.6
15.9
7.5
18.2
20.7
20.7
50.6
38.0
Inversión
anual
externa ($
millones)
8.0
39.0
36.3
6.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Total anual
($ millones)
Inversión
acumulada
ICE ($
millones)
Inversión
acumulada
total ($
millones)
56.9
151.2
138.2
57.7
10.6
15.9
7.5
18.2
20.7
20.7
50.6
38.0
48.9
161.1
263.1
314.8
325.4
341.3
348.8
366.9
387.6
408.3
458.9
496.9
56.9
208.1
346.3
404.0
414.6
430.5
438.0
456.1
476.8
497.5
548.1
586.1
Costos
Costos anuales
incrementales
de operación y
Pérdidas
Costo de
de operación y
mantenimiento
estimadas pérdidas ($
mantenimiento
($ millones)
(GWh)
millones) (*)
($ millones)
Pérdidas eléctricas
244.0
253.0
263.0
274.0
286.0
298.0
311.0
324.0
338.0
352.0
367.0
384.0
22.9
23.8
24.7
25.7
26.9
28.0
29.2
30.4
31.7
33.1
34.5
36.1
1.7
6.2
10.4
12.1
12.4
12.9
13.1
13.7
14.3
14.9
16.4
17.6
--4.5
8.7
10.4
10.7
11.2
11.4
12.0
12.6
13.2
14.7
15.9
(*) 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
13
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
14
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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
15
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
16
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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.
17
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
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
18
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Anexo 1. Plan de Expansión de Transmisión.
Noviembre de 2012.
Entrada en
operación
Año Trim
2012
Nombre del Proyecto
Responsable
Barras de Alta Tensión
ICE
Conexiones de media tensión
ICE
Incremento de la capacidad de transporte
ICE
Peñas Blancas - Garita
ICE
SIEPAC
EPR
Transformación de Energía
ICE
4
1
2
2013
Renovación de Transformadores de Potencia
ICE
Coronado
ICE
2
Garita
LT
LT
Barranca - Lindora
Palmar - Río Claro
ST
Barranca
ST
ST
ST
Río Macho
Belén
Venecia
ST
Colima
ST
Coronado
LT
San Miguel - El Este
Garabito - Barranca
Transformación de Energía
SIEPAC
ICE
EPR
Transformación de Energía
ICE
ST
LT
ST
ST
ST
Río Macho
Parrita - Palmar
Poás
Sabanilla
Heredia
ST
San Miguel
ST
Balsa
LT
Peñas Blancas - Garita
CNFL
Tensión
(kV)
138
138
34.5
230
230
230
230
230
230
ICE
LT
Peñas Blancas - Balsa
230
Conexiones de media tensión
ICE
ST
Juanilama
34.5
LT
Liberia - Amayo
2 módulos de salida para circuitos de distribución
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Peñas Blancas de 250
MVA a 340 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 400 MVA a
230
700 MVA
230
Módulo de transformación, transformador reductor #2 (45 MVA)
Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado
230 y 138
Eléctrico Regional
24.9 2 módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr.
230
Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace
138
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110
138
MVA a 190 MVA
230
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote 230
Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA
230
230
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Lindora - La Caja 2 de 380
230
MVA a 450 MVA
230
Módulo de línea para la conexión del PH Chucás
230
LT Chucás - Garita (XXkm, 1 circuito)
Nueva barra en Trapiche (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea, 2 de
230
transformador y 1 de reserva)
230
Derivación de la LT Río Macho - Moín 230 kV
230
Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06
138
Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4
34.5 Reconstrucción de la LT Miravalles - Miravalles V (3.5 km, 2 circuitos).
ICE
LT
Cañas - Corobicí
Transformación de Energía
ICE
ST
Coronado
Medición de energía
ICE
--
-
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya
Barras de Alta Tensión
ICE
ICE
Incremento de la capacidad de transporte
ICE
ST
ST
LT
LT
LT
LT
LT
LT
Guayabal
Corobicí
Caja - Coco - Garita
Caja - Garita
Arenal - Miravalles
Miravalles - Mogote
Mogote - Pailas
Pailas - Liberia
LT
Lindora - La Caja #2
ST
LT
Garita
Chucás - Garita
ST
Trapiche
LT
ST
ST
LT
Río Macho - Moín
Trapiche
Cachí
Miravalles - Miravalles V
LT
Miravalles V - Boca de Pozo
34.5
LT
Garita - Lindora
230
LT
Liberia - Cañas
230
ST
Río Macho
230
Cariblanco - Trapiche
ICE
3
Renovación de Transformadores de Potencia
Cachí Unidad 4
ICE
ICE
Miravalles V
ICE
Incremento de la capacidad de transporte
Modernización Río Macho
ICE
ICE
19
LT Peñas Blancas - Balsa 230 kV (15 km, 1 circuito) para la conexión del PH Balsa.
230
Incremento de la capacidad de transporte
2014
Incremento de la capacidad de transporte del doble circuito Arenal - Barranca La Caja de 300 MVA a 400 MVA
Nueva barra en Garita (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea y 1 de
reserva y prevista de 2 adicionales).
230
Derivación de la LT Barranca - Lindora (1.8 km, 2 circuitos)
230
LT Palmar - Río Claro (50 km, 1 circuito)
2 módulos de transformador uno de 230 kV y otro de 138 kV, instalación de un
230 y 138 transformador reductor 230 kV (45 MVA) y un autotransformador (230/138, 40
MVA) como respaldo del autotransformador 66/110 MVA.
230 y 138 Sustitución de autotransformador de baja impedancia
230
Módulo de transformación, transformador reductor #3 (45 MVA)
230
Módulo de transfomador, instalación de transformador 230/69 kV (45 MVA)
Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA
138
(30 MVA). BID CCLIP 03 y 04
ST Coronado (barra sencilla en teconología GIS, 2 módulos de línea, 1 de
230
transformador, 45 MVA).
230
Derivación de la LT San Miguel - Tejar.
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garabito - Barranca 470 MVA a
230
550 MVA
138
Sustitución de transformador elevador unidades 1 y 2 (65 MVA)
230
LT Parrita - Palmar (130 km, 1 circuito)
34.5 Ampliación de la barra B e instalalción del enlace de barras correspondiente
138
Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA
138
Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA
Módulo de transformación, 6 módulos de distribución y enlace de barra en 34.5
230
kV, instalación de transformador #2, (45 MVA).
ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación
230
para las plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA).
230
Derivación de la LT Peñas Blancas - Garita.
Peñas Blancas - Garita
ENEL
Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar
Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar
1 módulo de salida para circuitos de distribución
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 250 MVA a
400 MVA
230
LT
PH Chucás
4
ST
ICE
PH Balsa
1
Elemento del sistema
Nombre
Alajuelita
Desamparados
Leesville
Cañas - Corobicí
Arenal - Corobicí
Arenal - Lindora
Arenal - Garabito
Garabito - La Caja
Lindora - La Caja #1
Incremento de la capacidad de transporte
3
4
Tipo
ST
ST
ST
LT
LT
LT
LT
LT
LT
LT Boca de Pozo - Miravalles V (2.1 km, 1 circuito)
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garita - Lindora de 470 MVA a
550 MVA
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Cañas de 300 MVA a
400 MVA
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
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Entrada en
operación
Año Trim
Nombre del Proyecto
PE Chiripa
Acciona
Energía
Inversiones
Eólicas de
Orosi Uno
ICE
Elemento del sistema
Tipo
Nombre
ST Tejona
LT Arenal - Peñas Blancas
LT Chiripa - Tejona
Pailas
230
Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi.
LT
Orosi - Pailas
230
LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito)
ST
ST
LT
Guayabal
Orotina
Barranca - Garita
24.9
230
230
ST
Torito
230
LT
Trapiche - Río Macho
230
ICE
LT
Río Claro - Progreso
230
2 módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr.
ST Orotina (interruptor y medio, 3 salidas de línea)
Derivación de la LT Barranca - Garita.
ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la
planta)
Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kV
Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no
incrementa la longitud de la línea)
Incremento de la capacidad de transporte
ICE
LT
LT
LT
LT
Río Macho - San Isidro
San Isidro - Palmar
Palmar - Río Claro
Río Claro - Progreso
230
230
230
230
LT
Balsa - Garita
Peñas Blancas - Garita
ICE
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya
PH Capulín
Hidrotárcoles
PH Torito
Unión Fenosa
Desvío Río Claro - Paso Canoas
Anillo Sur
ICE
Desvío La Carpio
ICE
LT
Renovación de Transformadores de Potencia
ICE
ST
ST
El Este
Santa Rita
Cóbano
ICE
ST
Cóbano
LT
Santa Rita - Cóbano
ST
Tarbaca
ST
General
LT
LT
ST
LT
Trapiche - Leesville
Cariblanco - General
Coyol
Garabito - La Caja
ST
Jacó
LT
ST
Cañas - Parrita
Coyol
ST
Garita
ST
ST
Garita
Tejar
LT
Río Macho - Tejar
LT
El Este - Tejar
ST
Moín
LT
Moín - Trapiche
ST
San Isidro
ST
Anonos
ST
Reventazón
LT
ST
Trapiche - Torito
Nuevo Colón
ST
Higuito
230
LT
LT
LT
LT
LT
Higuito - El Este
Pirrís - Tejar
Tarbaca - Higuito
Higuito - El Este
Higuito - El Este
230
230
230
230
230
LT
ST
ST
LT
LT
Tarbaca
ICE
Cariblanco - Trapiche
ICE
Coyol
ICE
Jacó
ICE
3
Renovación de Transformadores de Potencia
ICE
Refuerzo de transmisión oeste a 138 kV
ICE
Anillo Sur
ICE
Interconexión Refineria RECOPE
4
Renovación de Transformadores de Potencia
Transmisión PH Reventazón
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya
1
Anillo Sur
LT
230
138
RECOPE
ICE
ICE
ICE
ICE
2016
Barras de Alta Tensión
ICE
ST
Sabanilla
Transformación de Energía
ICE
ST
Moín
3
Tejona
ICE
ST
Tejona
Instalación de 2 transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 13 y 14
1 módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión.
ST Cóbano (barra sencilla con auxiliar, 1 módulo de línea, 1 de transformador,
138
45 MVA).
138
LT Santa Rita - Cóbano (46.7 km, 1 circuito)
Nuevo módulo de transformación, 3 módulos de distribución, instalación de
230
transformador reductor #2, 45 MVA.
Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2 salidas
230
de línea y 2 módulos para la planta General)
230 Cambio de conductor y reconversión de 138 kV a 230 kV (36.1 km, 1 circuito)
230 LT Cariblanco - General (76.9 km, 1 circuito)
230 ST Coyol (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 de transformador).
230 Derivación de la LT Garabito - La Caja (4 km, 2 circuitos)
ST Jacó (interruptor y medio con dos salidas de línea y 1 transformador, 45
230
MVA).
230 Derivación de la LT SIEPAC en el tramo Cañas - Parrita (14.1 km, 2 circuitos)
230 y 138 Instalación de transformadores 230/34.5 kV (90 MVA). BID CCLIP 09 y 12
Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kV (220 MVA). BID CCLIP 01
230 y 138
y 17
230 y 138 2 módulos de transformador en la ST Garita 138 kV y 2 en la ST Garita 230 kV
230 Ampliación de la subestación (2 salidas de línea tecnología GIS)
Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río
230
Macho (14 km, 1 circuito).
Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST
230
Tejar (2 km, 2 circuitos)
Nueva barra en Moín (interruptor y medio, 2 módulos de línea, 2 de
230
transformador y prevista de 4 adicionales, 80 MVA.
Derivación de la LT Moín - Trapiche para la conexión de la nueva barra (0.1 km, 2
230
circuitos)
1 módulo de transformador, instalacion de transformador #3 (45 MVA) y 2
230
módulos de línea de distribución. BID 08
Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea
230
de distribución y 1 transformador, 45 MVA). BID CCLIP 02
ST Reventazón (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 4 para la conexión de la
230
planta y 1 de transformador reductor 20 MVA).
230 Derivación de la LT Río Macho - Moín (3 km, 2 líneas de 2 circuitos)
69
Nueva barra de 69 kV, instalación de un transformador 230/69, 65 MVA
1
20
ST Higuito (interruptor y medio, 2 salidas de línea, 1 de transformador, 45 MVA).
LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos).
Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos).
Cambio de conductor de la LT Tarbaca - Pirrís (1.5 km)
Ampliación de la barra principal de 138 kV y barra auxiliar y modernización de la
subestación
Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville,
230 y 138
autotransformador #3 (110 MVA)
3 módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST
230
Arenal y 1 transformador adicional (55 MVA)
138
2
2017
Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA
LT Balsa - Naranjo 230 kV (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita
230 kV (49 km).
Cambio de conductor y reconversión de la LT Garita - Naranjo de 138 kV a 230 kV
Peñas Blancas - Garita
230 y 138
(17 km, 2 circuitos operando uno a 230 kV y otro a 138 kV).
Reconstrucción de la subestación El Este (interruptor y medio, 4 salidas de línea,
El Este
230
2 de transformador).
San Miguel
230 Módulo de línea en la ST San Miguel.
San Miguel - El Este
230 LT San Miguel - El Este circuito 2 (20.2 km)
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
Caja - Colima
138
la longitud de la línea). Incremento de la capacidad de transporte de la LT La
Lindora - San Miguel #1 y #2
230 Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a 190 MVA.
2
2015
Tensión
Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
(kV)
230 Nueva barra (interruptor y medio, 3 salidas de línea).
230 Derivación de la LT Arenal - Peñas Blancas.
230 LT Chiripa - Tejona (8 km, 1 circuito)
ST
PE Orosi
1
Responsable
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Entrada en
operación
Año Trim
2018
2019
2020
1
Nombre del Proyecto
Responsable
Tipo
Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya
ICE
CC Moín
ICE
Moín - Trapiche
ICE
PH Diquís
ICE
Refuerzo de transmisión Sur - Centro
ICE
Elemento del sistema
Nombre
Tensión
(kV)
Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio
LT
Cañas - Filadelfia
138
LT
Filadelfia - Guayabal
138
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
ST
Moín
230
Módulo de transformador elevador para la conexión de 2 unidades de vapor
LT
ST
ST
Moín - Trapiche #2
Trapiche
Moín
230
230
230
ST
Diquís
230
LT
LT
LT
ST
ST
San Isidro - Palmar
Parrita - Palmar #2
Parrita - Palmar #2
Parrita
Palmar
230
230
230
230
230
LT
Río Macho - San Isidro
230
LT
San Isidro - Palmar
230
ST
LT
LT
LT
Rosario
Higuito - El Este
Pirrís - Tejar
Diquís-Rosario
230
230
230
230
LT Moín - Trapiche #2 (45 km, 1 circuito)
Módulo de línea
Módulo de línea
ST Diquís (interruptor y medio, 6 salidas de línea, 4 para la conexión de la
planta, 1 de transformador reductor 30 MVA)
Derivación de la LT San Isidro - Palmar (2 km, 2 circuitos)
Derivación de la LT Parrita - Palmar circuito 2 (2 km, 2 circuitos)
LT Parrita - Palmar #2 (131 km)
Módulo de salida de línea
Módulo de salida de línea
Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su
capacidad de transporte de 300 MVA a 600 MVA
Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su
capacidad de transporte de 300 MVA a 600 MVA
ST Rosario (interruptor y medio, 6 salidas de línea).
Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos)
LT Diquís - Rosario (130 km, 2 circuitos).
LT
ST
ST
Cañas - Ticuantepe #2
Mogote
Cañas
230
230
230
LT Ticuantepe - Mogote - Cañas circuito 2 (257 km).
2 salidas de línea
Módulo de línea
1
1
2021
1
2022
1
Mogote - Cañas
ICE
21
Plan de Expansión de la Transmisión 2013-2024
Proceso Planificación y Desarrollo de la Red – UEN Transporte de Electricidad
Anexo 2. Plan de Expansión de Generación. Octubre
de 2013.
Año
DEMANDA
Energía % crec Pot
PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION
OFERTA
% crec Mes
Proyecto
Fuente Potencia
2013
2014
10 789
1 688
2015
11 278
4.5%
1 757
4.1%
2016
11 786
4.5%
1 827
4.0%
2017
12 317
4.5%
1 891
3.5%
2018
2019
12 873
13 451
4.5%
4.5%
1 971
2 051
4.2%
4.1%
Año
2020
2021
2022
2023
2024
7
12
7
11
1
2
3
3
3
7
1
1
1
1
1
5
10
1
1
1
1
6
1
1
Capacidad Instalada al: 2012
Tacares
Hidro
Balsa Inferior
Hidro
Cachí
Hidro
Cachí 2
Hidro
Chucás
Hidro
Torito
Hidro
Anonos
Hidro
Río Macho
Hidro
Río Macho 2
Hidro
Chiripa
Eólic
Capulín
Hidro
La Joya 2
Hidro
La Joya
Hidro
Eólico Cap1 Conc 1a
Eólic
Orosí
Eólic
Reventazón
Hidro
Reventazón Minicentral
Hidro
Eólico Cap1 Conc 1b
Eólic
Eólico Cap1 Conc 2
Eólic
Hidro Cap1 Conc 1
Hidro
Hidro Cap1 Conc 2
Hidro
Moín 1
Térm
Renov 50 MW
Renov
Pailas 2
Geot
7
38
-105
158
50
50
4
-120
140
50
49
64
-50
50
50
292
14
50
20
37
50
-20
50
55
Diquís 2023
Diquís 2025
GNL 2025
Renov 100 MW
Turbina Proy 1
Renov 50 MW
Turbina Proy 2
Turbina Proy 1
Borinquen 1
Brujo 2
Diquís
Borinquen 1
Diquís Minicentral Renov 150 MW
Borinquen 2
2025
2026
2027
Renov 150 MW
2028
Geotérm Proy 1
Geotérm Proy 2
Renov 50 MW
22
Cap
2 723
2 730
2 768
2 663
2 821
2 871
2 921
2 924
2 804
2 944
2 994
3 043
3 107
3 057
3 107
3 157
3 449
3 463
3 513
3 533
3 570
3 620
3 600
3 650
3 705
Turbina Proy 2
Renov 100 MW
Borinquen 1
Renov 100 MW
Borinquen 2
Renov 50 MW
Diquís
CCGNL 1
Diquís Minicentral Turbina Proy 1(-)
Turbina Proy 2(-)
Geotérm Proy 1
Geotérm Proy 2
CCGNL 2
Geotérm Proy 3
Renov 50 MW