Plan de Expansión de la Transmisión

Transcripción

1 Instituto Costarricense de Electricidad UEN Transporte de Electricidad Proceso Planeamiento y Desarrollo de la Red de Transmisión Plan de Expansión de la Transmisión Subestación Corobicí, barra de 230 kv Noviembre 2013

2 Indice Página 1. RESUMEN EJECUTIVO DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE COSTA RICA PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN INFORMACIÓN SOLICITADA PARA LA PRESENTE ACTUALIZACIÓN VARIACIONES EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN Obras ya identificadas Obras nuevas Resumen de las variaciones en el Plan de Expansión de Transmisión OBRAS DE TRANSMISIÓN PRIORITARIAS ANÁLISIS DE COSTOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN COSTOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN ACTUALIZACIÓN DEL COSTO PROMEDIO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO DE TRANSMISIÓN (CPILPT) Modelo de cálculo Actualización del CPILPT APROBACIÓN APROBACIÓN VIGENCIA RESPONSABLES ANEXO 1. PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN. NOVIEMBRE DE ANEXO 2. PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN. OCTUBRE DE

3 1. Resumen Ejecutivo Plan de Expansión de la Transmisión El presente documento representa la actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período con fechas oficiales a setiembre de 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 ( ). 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 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 , el monto total en inversiones alcanza los $586 millones de dólares, de los cuales $496 millones corresponden a inversiones por parte del. 3

4 Con respecto de los costos, El pico de inversión del período 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 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. 4

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 kv 138 kv Figura 2.1. Mapa del Sistema de Transmisión de Costa Rica para el año La evolución del sistema de transmisión en cuanto a la longitud de líneas y la capacidad de transformación se detalla en la figura A) Líneas de transmisión 5

6 2.2 B) Capacidad de transformación Figura 2.2. Evolución del sistema de transmisión de Costa Rica. Período 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. 6

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 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 Noviembre Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Año Trim Tipo Nombre Tensión (kv) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio Conexiones de media tensión ST Juanilama módulos de salida para circuitos de distribución Renovación de Transformadores de Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA (30 MVA). ST Colima 138 Potencia BID CCLIP 03 y ST Poás 34.5 Ampliación de la barra B e instalalción del enlace de barras correspondiente Transformación de Energía 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). Usuarios de alta tensión Arcelor Mittal ST Leesville 138 Módulo de transformación 1 Peñas Blancas - Garita LT Peñas Blancas - Balsa 230 LT Peñas Blancas - Balsa 230 kv (15 km, 1 circuito) para la conexión del PH Balsa. Transformación de Energía ST Río Macho 230 y 138 Sustitución de autotransformador de baja impedancia Barras de Alta Tensión ST Corobicí 230 Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace 2 ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación para las PH Balsa CNFL ST Balsa 230 plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA). 3 SIEPAC EPR LT Parrita - Palmar 230 LT Parrita - Palmar (130 km, 1 circuito) Cachí Unidad 4 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 Cariblanco - Trapiche y 1 de reserva) 2014 LT Río Macho - Moín 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín 230 kv Incremento de la capacidad de transporte Renovación de Transformadores de Potencia LT Garita - Lindora 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garita - Lindora de 470 MVA a 550 MVA LT Liberia - Frontera 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LTLiberia - Peñas Blancas de 250MVA a 390 MVA ST Trapiche 230 Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kv (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06 ST San Isidro 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 PH Chucás PH Torito ENEL Unión Fenosa ST ST Garita Torito Módulo de línea para la conexión del PH Chucás ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la planta) LT LT Chucás - Garita Trapiche - Río Macho LT Chucás - Garita (2 km, 1 circuito) Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kv Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2salidas de línea y 2 ST General 230 Cariblanco - Trapiche módulos para la planta General) LT Cariblanco - General 230 LT Cariblanco - General (76.9 km, 1 circuito) ST El Este 230 Reconstrucción de la subestación El Este (interruptor y medio, 4 salidas de línea, 2 de transformador). Anillo Sur 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) Peñas Blancas - Garita LT Balsa - Garita LT Balsa - Naranjo 230 kv (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita 230 kv (49 km). LT Peñas Blancas - Garita 230 y 138 Cambio de conductor y reconversión de la LT Garita - Naranjo de 138kV a 230 kv (17 km, 2 circuitos operando uno a 230 kv y otro a 138 kv). Renovación de Transformadores de Potencia 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). PE Chiripa Acciona Energía 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 LT Higuito - El Este 230 Cambio de conductor de la LT Tarbaca - Pirrís (1.5 km) Barras de Alta Tensión ST Sabanilla 138 Ampliación de la barra principal de 138 kv y barra auxiliar y modernización de la subestación Cariblanco - Trapiche LT Trapiche - Leesville 230 Cambio de conductor y reconversión de 138 kv a 230 kv (36.1 km, 1 circuito) ST Santa Rita módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión. Cóbano 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) Coyol 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) Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4 LT Caja - Heredia 138 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 La Carpio LT Caja - Colima 138 Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4 circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kv (3 km, no incrementa la longitud de la línea). Incremento de la capacidad de transporte de la LT La Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a 190 MVA. Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en torres de 4 LT Lindora - San Miguel circuitos con la LT Lindora - San Miguel 230 kv (3 km, no incrementa la longitud de la línea). 230 #1 y #2 Incremento de la capacidad de transporte de la LT La Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a 190 MVA. 7

8 Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período Noviembre Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Año Trim Tipo Nombre Tensión (kv) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio LT Arenal - Miravalles 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA LT Caja - Coco - Garita 138 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 MVA a 190 MVA LT Caja - Garita 138 Incremento 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 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas - LT Miravalles - Mogote 230 Liberia de 240 MVA a 400 MVA Incremento de la capacidad de Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas - transporte LT Mogote - Pailas 230 Liberia de 240 MVA a 400 MVA LT Pailas - Liberia 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA LT Palmar - Río Claro 230 Incremento de lacapacidad de transporte de laltrío Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA LT Río Claro - Progreso 230 Incremento de lacapacidad de transporte de laltrío Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA LT Río Macho - San Isidro 230 Incremento de lacapacidad de transporte de laltrío Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA LT San Isidro - Palmar 230 Incremento de lacapacidad de transporte de laltrío Macho - San Isidro - Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA Jacó 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) Cambio de conductor de las barras principales, reconfiguración de labarra de 138 kv (doble Modernización Río Macho ST Río Macho 230 barra con interruptor de enlace) y modernización del sistema de control, protección, medición y comunicación Refuerzo de transmisión oeste a 138 kv ST Garita 230 y módulos de transformador en la ST Garita 138 kv y 2 en la ST Garita 230 kv Renovación de Transformadores de ST Coyol 230 y 138 Instalación de transformadores 230/34.5 kv (90 MVA). BID CCLIP 09 y 12 Potencia ST Garita 230 y 138 Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kv (220 MVA). BID CCLIP 01 y 17 Transformación de Energía ST Sabanilla 138 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 ST Reventazón 230 Transmisión PH Reventazón 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 230 Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río Macho (14 km, 1 circuito). LT El Este - Tejar 230 Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST Tejar (2 km, 2 circuitos) Anillo Sur 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). 1 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 y 138 Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado Eléctrico Regional 2016 Inversiones ST Pailas 230 Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi. PE Orosi Eólicas de LT Orosi - Pailas 230 LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito) ST Quebradas 230 ST Quebradas (interruptor y medio, 3 salidas de línea) PH Capulín Hidrotárcoles LT Barranca - Garita 230 Derivación de la LT Barranca - Garita. PH La Perla ST La Joya 138 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 ST Río Blanco 230 Interconexión APM Terminals APM de 4 adicionales, 80 MVA. 2 LT Moín - Trapiche 230 Derivación de la LT Moín - Trapiche para la conexión de la nueva barra (1 km, 2 circuitos) Transformación de Energía ST Moín 230 y 138 Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville, autotransformador #3 (110 MVA) Desvío Río Claro - Paso Canoas LT Río Claro - Progreso 230 Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no incrementa la longitud de la línea) 4 Renovación de Transformadores de Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea de ST Anonos 230 Potencia distribución y 1 transformador, 45 MVA). BID CCLIP 02 Tejona ST Tejona módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST Arenal y 1 transformador adicional (55 MVA) Cambio de conductor de la líneacañas - Filadelfia - Guayabal por un conductor calibre 795 LT Cañas - Filadelfia 138 Refuerzo de Transmisión Península de MCM. Incremento de la capacidad de transporte de 65 MVA a 226 MVA Nicoya Cambio de conductor de la líneacañas - Filadelfia - Guayabal por un conductor calibre 795 LT Filadelfia - Guayabal 138 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). Mogote - Cañas ST Mogote salidas de línea ST Cañas 230 Módulo de línea PG Pailas 2 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) Borínquen ST Borínquen 230 ST Borínquen (interruptor y medio, 3 salidas de línea, 1 para la conexión de la planta) 8

9 Tabla 3.1 (cont.). Actualización del Plan de Expansión de Transmisión para el período Noviembre Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Año Trim Tipo Nombre Tensión (kv) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio PH Diquís ST Diquís 230 ST Diquís (interruptor y medio, 6 salidas de línea, 4 para la conexión de la planta, 1 de transformador reductor 30 MVA) PH Diquís LT San Isidro - Palmar 230 Derivación de la LT San Isidro - Palmar (2 km, 2 circuitos) PH Diquís LT Parrita - Palmar #2 230 Derivación de la LT Parrita - Palmar circuito 2 (2 km, 2 circuitos) Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT Parrita - Palmar #2 230 LT Parrita - Palmar #2 (131 km) Refuerzo de transmisión Sur - Centro ST Parrita 230 Módulo de salida de línea Refuerzo de transmisión Sur - Centro ST Palmar 230 Módulo de salida de línea Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT Río Macho - San Isidro 230 transporte de 300 MVA a 600 MVA Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT San Isidro - Palmar 230 Reconstrucción 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 ST Rosario 230 ST Rosario (interruptor y medio, 6 salidas de línea). Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT Higuito - El Este 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos) Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT Pirrís - Tejar 230 Derivación de la LT Tarbaca - El Este (2 km, 2 líneas de 2 circuitos) Refuerzo de transmisión Sur - Centro LT 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 Variaciones en el Plan de Expansión de Transmisión 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

10 Transmisión asociada al PH Diquís, cuya fecha media se trasladó a 2024 cuando originalmente se definió en 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 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 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

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 Obras de transmisión prioritarias La figura 3.2 muestra la ubicación de las obras de transmisión más importantes del sistema para el período Figura 3.2. Obras de transmisión más relevantes del Plan de Expansión de Transmisión Período

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 ( ). 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

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 tomando como referencia el año 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 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 se muestran a continuación. Tabla 4.1. Análisis de costos del Plan de Expansión de Transmisión para el período Demanda proyectada en potencia (MW) Demanda proyectada en energía (GWh) Demanda incremental en energía (GWh) Inversión anual ($ millones) Inversión en el sistema de transmisión Inversión anual externa ($ millones) Total anual ($ millones) Inversión acumulada ($ millones) Inversión acumulada total ($ millones) Costos de operación proyectados del sistema de transmisión Pérdidas eléctricas Pérdidas estimadas (GWh) Costo de pérdidas ($ millones) (*) Costos anuales de operación y mantenimiento ($ millones) Costos incrementales de operación y mantenimiento ($ millones) (*) 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 como de entes externos (asociados principalmente a plantas bajo la modalidad BOT). La inversión hecha por el alcanza un máximo de $112 millones y un acumulado en ese período de $314 millones 13

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. Figura 4.1. Comportamiento de las inversiones proyectadas en el sistema de transmisión de acuerdo con el Plan de Expansión de Transmisión 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 Los estudios realizados durante el año 2013 han mostrado señales preliminares de que el sistema transmisión no requiere de inversiones significativas en el período 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 , tanto a nivel de inversión como de operación. 14

15 Figura 4.2. Comportamiento de los costos proyectados del sistema de transmisión de acuerdo con el Plan de Expansión de Transmisión El pico de inversión del período 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 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 alcanza los $745 millones Actualización del Costo Promedio Incremental de Largo Plazo de Transmisión (CPILPT) 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

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 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 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

17 5. Aprobación Plan de Expansión de la Transmisión 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 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

18 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 6. Responsables Plan de Expansión de la Transmisión Comentarios y sugerencias favor comunicarse con: Ing. Manuel Balmaceda García Director (506) Correo electrónico: mbalmaceda@ice.go.cr Ing. Diego Sánchez Rodríguez (506) Correo electrónico: dsanchezr@ice.go.cr 18

19 Anexo 1. Plan de Expansión de Transmisión. Noviembre de Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Tensión Año Trim Tipo Nombre (kv) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio Barras de Alta Tensión 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 ST Leesville módulo de salida para circuitos de distribución LT Cañas - Corobicí 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 250 MVA a LT Arenal - Corobicí MVA Incremento de la capacidad de transporte LT Arenal - Lindora 230 LT Arenal - Garabito 230 Incremento de la capacidad de transporte del doble circuito Arenal - Barranca - LT Garabito - La Caja 230 La Caja de 300 MVA a 400 MVA LT Lindora - La Caja # Nueva barra en Garita (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea y 1 de ST Garita 230 Peñas Blancas - Garita 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) 2 módulos de transformador uno de 230 kv y otro de 138 kv, instalación de un ST Barranca 230 y 138 transformador reductor 230 kv (45 MVA) y un autotransformador (230/138, 40 Transformación de Energía 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) Renovación de Transformadores de Potencia Sustitución de 2 transformadores 20/30 MVA por 2 transformadores 30/45 MVA ST Colima 138 (30 MVA). BID CCLIP 03 y 04 ST Coronado (barra sencilla en teconología GIS, 2 módulos de línea, 1 de ST Coronado Coronado transformador, 45 MVA). LT San Miguel - El Este 230 Derivación de la LT San Miguel - Tejar. Incremento de la capacidad de transporte LT Garabito - Barranca 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garabito - Barranca 470 MVA a 550 MVA Transformación de Energía 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 2013 ST Sabanilla 138 Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA 2 Transformación de Energía ST Heredia 138 Sustitución de transfomador reductor, 45 MVA Módulo de transformación, 6 módulos de distribución y enlace de barra en 34.5 ST San Miguel 230 kv, instalación de transformador #2, (45 MVA). ST Balsa (interruptor y medio con dos salidas de línea y dos para transformación ST Balsa 230 PH Balsa CNFL para las plantas Balsa y Daniel Gutiérrez, 90 MVA). 3 LT Peñas Blancas - Garita 230 Derivación de la LT Peñas Blancas - Garita Peñas Blancas - Garita 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 ST Juanilama módulos de salida para circuitos de distribución 4 Incremento de la capacidad de transporte LT Liberia - Amayo 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Liberia - Peñas Blancas de 250 MVA a 340 MVA LT Cañas - Corobicí 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Cañas - Corobicí de 400 MVA a 700 MVA Transformación de Energía ST Coronado 230 Módulo de transformación, transformador reductor #2 (45 MVA) Sistema de medición comercial compatible con los requerimientos del Mercado Medición de energía y Eléctrico Regional Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya ST Guayabal módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr. Barras de Alta Tensión ST Corobicí 230 Cambio de esquema de subestación a doble barra con interruptor de enlace LT Caja - Coco - Garita 138 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Caja - Coco - Garita de 110 LT Caja - Garita 138 MVA a 190 MVA LT Arenal - Miravalles 230 LT Miravalles - Mogote 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Arenal - Miravalles - Mogote - Incremento de la capacidad de transporte 2 LT Mogote - Pailas 230 Pailas - Liberia de 240 MVA a 400 MVA LT Pailas - Liberia 230 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 PH Chucás ENEL ST Garita 230 Módulo de línea para la conexión del PH Chucás LT Chucás - Garita 230 LT Chucás - Garita (XXkm, 1 circuito) Nueva barra en Trapiche (barra sencilla con auxiliar, 3 módulos de línea, 2 de ST Trapiche 230 Cariblanco - Trapiche transformador y 1 de reserva) 3 LT Río Macho - Moín 230 Derivación de la LT Río Macho - Moín 230 kv Renovación de Transformadores de Potencia ST Trapiche 230 Instalación de 2 transfomadores 230/34.5 kv (90 MVA). BID CCLIP 05 y 06 Cachí Unidad 4 ST Cachí 138 Módulo de transformador elevador para la conexión de la Unidad 4 4 Miravalles V Incremento de la capacidad de transporte LT LT Miravalles - Miravalles V Garita - Lindora Reconstrucción de la LT Miravalles - Miravalles V (3.5 km, 2 circuitos). Incremento de la capacidad de transporte de la LT Garita - Lindora de 470 MVA a 550 MVA LT LT Miravalles V - Boca de Pozo Liberia - Cañas LT Boca de Pozo - Miravalles V (2.1 km, 1 circuito) 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 Modernización Río Macho ST Río Macho kv (doble barra con interruptor de enlace) y modernización del sistema de control, protección, medición y comunicación 19

20 Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Año Trim Tipo Nombre PE Chiripa Acciona Energía Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio (kv) 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) Inversiones ST Pailas 230 Módulo de línea de transmisión para conectar el PE Orosi. PE Orosi Eólicas de Orosi Uno LT Orosi - Pailas 230 LT Orosi - Pailas (20 km, 1 circuito) Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya ST Guayabal módulos para la conexión de 2 bancos de capacitores. 14 MVAr. PH Capulín Hidrotárcoles ST Orotina 230 ST Orotina (interruptor y medio, 3 salidas de línea) LT Barranca - Garita 230 Derivación de la LT Barranca - Garita. ST Torito (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 para la conexión de la ST Torito 230 PH Torito Unión Fenosa planta) LT Trapiche - Río Macho 230 Derivación de la LT Río Macho - Trapiche 230 kv Desvío Río Claro - Paso Canoas LT Río Claro - Progreso 230 Reubicación de la línea por problemas geológicos (9 km, 1 circuito, no incrementa la longitud de la línea) LT Río Macho - San Isidro 230 Incremento de la capacidad de transporte LT San Isidro - Palmar 230 Incremento de la capacidad de transporte de la LT Río Macho - San Isidro - LT Palmar - Río Claro 230 Palmar - Río Claro - Paso canoas de 200 MVA a 300 MVA LT Río Claro - Progreso 230 LT Balsa - Naranjo 230 kv (32 km, 1 circuito) para conformar la LT Balsa - Garita LT Balsa - Garita 230 kv (49 km). Peñas Blancas - Garita LT Peñas Blancas - Garita Cambio de conductor y reconversión de la LT Garita - Naranjo de 138 kv a 230 kv 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, ST El Este de transformador). Anillo Sur 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 Desvío de la línea por imposibilidad de brindar mantenimiento. Montaje en Desvío La Carpio LT Caja - Colima 138 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 LT Lindora - San Miguel #1 y #2 230 Caja - Heredia - Colima de 110 MVA a 190 MVA. Renovación de Transformadores de Potencia ST El Este 230 Instalación de 2 transformadores 230/34.5 kv (90 MVA). BID CCLIP 13 y 14 ST Santa Rita módulo de línea, 1 de reserva y 5 módulos de media tensión. Cóbano 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) Tarbaca ST Tarbaca 230 Nuevo módulo de transformación, 3 módulos de distribución, instalación de transformador reductor #2, 45 MVA. Ampliación y reconfiguración de la subestación (interruptor y medio, 2 salidas ST General 230 de línea y 2 módulos para la planta General) Cariblanco - Trapiche 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) 3 ST Coyol 230 ST Coyol (interruptor y medio, 2 salidas de línea y 2 de transformador). Coyol LT Garabito - La Caja 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 ST Jacó 230 Jacó 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 Renovación de Transformadores de Potencia Instalación de autotransformadores #1 y #2, 230/138 kv (220 MVA). BID CCLIP 01 ST Garita 230 y 138 y 17 Refuerzo de transmisión oeste a 138 kv ST Garita 230 y 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) Cambio de estructuras de circuito sencillo a doble circuito del tramo Tejar - Río LT Río Macho - Tejar 230 Anillo Sur Macho (14 km, 1 circuito). LT El Este - Tejar 230 Reconstrucción del tramo El Este -Tejar (14 km, 2 circuitos). Derivación a la ST Tejar (2 km, 2 circuitos) Interconexión Refineria RECOPE RECOPE ST Moín 230 Nueva barra en Moín (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 (0.1 km, 2 circuitos) 1 módulo de transformador, instalacion de transformador #3 (45 MVA) y 2 ST San Isidro módulos de línea de distribución. BID 08 Renovación de Transformadores de Potencia Ampliación de la subestación (1 módulo de línea, 3 de transformador, 8 de línea ST Anonos 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 ST Reventazón 230 Transmisión PH Reventazón 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 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 LT Tarbaca - El Este (19.7 km, 2 circuitos). Anillo Sur LT Pirrís - Tejar 230 LT Tarbaca - Higuito 230 Derivación de la LT Tarbaca - Pirrís a la ST Higuito (5.8 km, 2 circuitos). LT Higuito - El Este LT Higuito - El Este 230 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 Barras de Alta Tensión ST Sabanilla 138 subestación 2 Módulo de transformador, traslado del autotransformador de la ST Leesville, Transformación de Energía ST Moín 230 y 138 autotransformador #3 (110 MVA) 3 módulos de transformador reductor, traslado de los transformadores de la ST 3 Tejona ST Tejona 230 Arenal y 1 transformador adicional (55 MVA) Tensión 20

21 Entrada en operación Nombre del Proyecto Responsable Elemento del sistema Año Trim Tipo Nombre Refuerzo de Transmisión Península de Nicoya 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 CC Moín ST Moín 230 Módulo de transformador elevador para la conexión de 2 unidades de vapor Moín - Trapiche PH Diquís Refuerzo de transmisión Sur - Centro Mogote - Cañas Tensión (kv) Detalle de las obras de transmsión que entran en servicio 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 230 ST 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 230 Reconstrucción de la LT Río Macho - San Isidro - Diquís para incrementar su capacidad de transporte de 300 MVA a 600 MVA LT San Isidro - Palmar 230 Reconstrucción 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). LT Cañas - Ticuantepe #2 230 LT Ticuantepe - Mogote - Cañas circuito 2 (257 km). ST Mogote salidas de línea ST Cañas 230 Módulo de línea 21