Planes de Expansion

EMPRESA
PRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
REPÚBLICA DE HONDURAS
PLAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN
SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
ENEE 2011-2022
TEGUCIGALPA, HONDURAS
18 DE AGOSTO DE 2011
CONTENIDO
1.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 3
2.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ENEE ................................................................. 4
3.
PROYECTOS DE EXPANSIÓN ....................................................................................................................... 6
4.
3.1.
ZONA DE DESARROLLO NORTE .............................................................................................................................. 7
3.2.
ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE ...................................................................................................................... 10
3.3.
ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN............................................................................................................. 12
3.4.
ZONA DE DESARROLLO CENTRO .......................................................................................................................... 15
3.5.
ZONA DE DESARROLLO SUR ................................................................................................................................ 17
3.6.
ZONA DE DESARROLLO ORIENTE.......................................................................................................................... 19
3.7.
RESUMEN DE INVERSIÓN POR ZONAS DE DESARROLLO ............................................................................................ 21
SISTEMA DE COMPENSACIÓN DE REACTIVO ............................................................................................. 23
2
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
1.
INTRODUCCIÓN
El objetivo fundamental de la Planificación de la Expansión del Sistema de Transmisión y
Distribución de Largo Plazo (PETDLP), es contribuir al desarrollo del país, mediante la gestión e
inversión en obras de infraestructura, que estén en función de atender las necesidades de la
población hondureña, mediante el mejoramiento individual y colectivo de la calidad de vida, y el
progreso social y económico.
Para el alcance de este objetivo, se ha dividido el país en Zonas de Desarrollo, las cuales
organizan el país, de tal manera que permite lograr, principalmente, lo dispuesto en los objetivos
nacionales establecidos en la Visión de País [1-Una honduras sin pobreza extrema…, 2-Una Honduras
que se desarrolla en democracia, con seguridad y sin violencia., y 3-Una Honduras productiva,
generadora de oportunidades y empleos dignos, que aprovecha de manera sostenible sus recursos, y
reduce la vulnerabilidad ambiental).
Los indicadores de gestión, para evaluar el porcentaje de logro de los objetivos, se encuentran
plasmados en el Plan de Nación {Meta 1.1: Erradicar la Pobreza Extrema; Meta 2.2 Reducir los niveles
de criminalidad; Meta 3.1: Reducir la tasa de desempleo abierto al 2% y la tasa de subempleo invisible
al 5% de la población ocupada; Meta 3.3: Elevar al 80% la tasa de participación de energía renovable
en la matriz de generación eléctrica del país}.
3
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
2.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ENEE
Los datos estadísticos presentados en esta sección fueron tomados del Boletín Estadístico
Diciembre 2010 [Bole2010].
La capacidad de generación en el Sistema Interconectado Nacional - SIN-ENEE -al año 2010 fue
de 1,610.3 Megavatios la cual estaba compuesta por 32.7% hidroeléctrica, 61.6% térmica, y 5.7%
biomasa. Para el mismo año 2010, la demanda máxima registrada fue de 1,245.0 Megavatios y el
consumo anual de energía fue de 6,744.3 Giga vatios-hora.
El consumo anual de energía fue abastecido en el año 2010 en 44.8% por centrales
hidroeléctricas, 52.8% centrales térmicas, 2.1% centrales de biomasa, y 0.3% provino de los países
vecinos a través de las interconexiones existentes.
La composición de la energía vendida por sectores de consumo y de los ingresos por ventas de
energía es presentada mediante los siguientes gráficos.
1.0
2.5
0.2
2.0 2.1
Residencial
13.7
Comercial
42.6
Industrial
Altos Consumidores
Alumbrado Público
10.8
Gobierno
Entes Autónomos
Municipal
Ventas Internacionales
25.1
FIGURA 2.1 – COMPOSICIÓN DE LA ENERGÍA VENDIDA POR SECTOR DE CONSUMO
De la figura anterior se puede apreciar que sólo el sector Residencial representa el 42.6% de la
energía vendida por la ENEE. Además, el 81.4% de la energía vendida por la ENEE se distribuye entre
tres sectores de consumo que son Residencial, Comercial, y Altos Consumidores.
Desde el punto de vista de los ingresos por ventas de energía, la ENEE percibe la mayoría de
ellos de cuatro sectores de consumo que son Residencial, Comercial, Altos Consumidores, e Industrial.
Estos cuatros sectores de consumo representan el 90.3% de los ingresos.
4
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
1.3
2.8
0.3
2.9
2.4
Residencial
12.6
33.3
Comercial
Industrial
Altos Consumidores
Alumbrado Público
Gobierno
12.2
Entes Autónomos
Municipal
Ventas Internacionales
32.2
FIGURA 2.2 – COMPOSICIÓN DE LOS INGRESOS POR VENTAS DE ENERGÍA
En cuanto a la red de transmisión se puede decir que esta cuenta con tres niveles de tensión
distintos que son 230, 138, y 69 kilovoltios, con longitudes totales en líneas de transmisión tal como
se muestra en la siguiente tabla.
TABLA 2.1 – LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN
Tensión (kV) Longitud (km)
230
982.99
138
884.93
69
392.53
Las líneas de transmisión antes mencionadas son los medios utilizados para mover la energía
eléctrica desde las centrales de generación hasta los centros de consumo esparcidos a lo largo de
todo el territorio nacional.
5
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
3.
PROYECTOS DE EXPANSIÓN
En el presente apartado se presentará una serie de proyectos de expansión de los sistemas de
transmisión y distribución que han sido agrupados por Zonas de Desarrollo, estas Zonas se derivan de
las subregiones establecidas en el Plan de Nación y Visión de País, y buscan enfocar el desarrollo
siguiendo los objetivos nacionales..
Para el fin anterior, el territorio nacional se ha dividido en ocho Zonas de Desarrollo geográficas
que en el presente documento han sido denominadas “Zonas de Desarrollo”. Estas Zonas de
Desarrollo se describen a continuación:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Zona de Desarrollo Norte
Zonade Desarrollo Occidente
Zonade Desarrollo del Valle del Aguán
Zonade Desarrollo Centro
Zonade Desarrollo Sur
Zonade Desarrollo Oriente
Zonade Desarrollo Biosfera
Zonade Desarrollo del Arrecife Mesoamericano
La siguiente figura muestra el sistema de transmisión y las subestación de distribución en la
actualidad y su ubicación geográfica en cada Zonade Desarrollo.
FIGURA 3.1 – SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN EN LAS ZONAS DE DESARROLLO
La figura 3.1 muestra los proyectos de expansión de transmisión y distribución por cada Zona de
Desarrollo antes mencionadas.
6
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
3.1. ZONA DE DESARROLLO NORTE
Para el alcance de los objetivos nacionales establecidos en la Visión de País, se identificaron
varios proyectos de infraestructura para esta zona, los cuales consisten en: la ampliación de la
capacidad de transformación de seis (6) subestaciones de distribución, la construcción de seis (6)
nuevas subestaciones de distribución, la construcción de cinco (5) líneas de transmisión y la
construcción de 3 plantas de generación renovables.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 111.02 millones, de los cuales US$ 29.58 millones
(26.6%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 79.56 millones (71.7%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 1.88 millones (1.7%), corresponde a la
compra e instalación de 88 Mvar de compensación reactiva a colocarse en las diferentes
subestaciones de la Zona. Las Tablas 3.1 a 3.5 muestran una breve descripción de las obras de
infraestructura localizadas en la Zona de Desarrollo Norte:
TABLA 3.1 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO NORTE
Nombre
Obra
Departamento
Municipio
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Buenos Aires
Construcción
Cortés
Puerto Cortés
138
1
50
0
2022
5.55
Calpules
Construcción
Cortés
San Pedro Sula
138
2
100
0
2013
9.56
Caracol Knits
Ampliación
Cortés
Potrerillos
138
1
50
0
2012
1.25
Choloma
Ampliación
Cortés
Choloma
138
0
0
0
2013
3.25
Cuyamel
Construcción
Cortés
Omoa
138
1
50
0
2013
11.57
El Centro
Construcción
Cortés
San Pedro Sula
138
1
50
0
2014
6.68
Guaimas
Ampliación
Yoro
El Negrito
138
1
25
0
2013
3.21
La Victoria
Construcción
Cortés
Choloma
138
1
50
0
2012
5.55
Masca
Ampliación
Cortés
Puerto Cortés
138
1
50
0
2014
6.52
Ocotillo
Construcción
Cortés
San Pedro Sula
138
1
50
0
2016
5.51
Río Nance
Ampliación
Cortés
Choloma
138
1
50
0
2013
4.71
SPSS
Ampliación
Cortés
San Pedro Sula
230
3
100
150
2015
16.20
TOTAL
79.56
TABLA 3.2– DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO NORTE
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año Entrada
Inversión
Millones US$
SPSS - San Buenaventura
230
250
51
477 MCM
Terna Sencilla
2015
10.89
SPSS-Progreso
230
320
45
477 MCM
Terna Sencilla
2016
8.83
Bellavista-Centro
138
150
2.5
477 MCM
Terna sencilla
2014
0.39
La Puerta-Naco
138
150
26
477 MCM
Terna sencilla
2013
3.24
Masca-Cuyamel
138
150
40
477 MCM
Terna sencilla
2013
6.23
TOTAL
29.58
7
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
TABLA 3.3 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PARA LA ZONA DE DESARROLLO NORTE
Central
Capacidad Nominal
MW
Tensión
kV
Departamento
Municipio
Año Entrada
Inversión
Millones US$
El Tablón
20
0
Santa Bárbara
Quimistán
2014
105.90
Jicatuyo
173
230
Santa Bárbara
Santa Bárbara
2016
268.00
Los Llanitos
98
230
Santa Bárbara
Santa Bárbara
2016
332.00
TOTAL
705.90
TABLA 3.4 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA PARA LA ZONADE DESARROLLO NORTE
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Villa Nueva
VNU B322
34.5
5.5
132.0
Villa Nueva
VNU B323
34.5
9.0
216.0
Santa Marta
SMT B234
13.8
6.0
144.0
Morazán
MOR B435
69
7.0
140.0
Progreso
PGR B422
69
8.0
160.0
Río Lindo
RNL B521
138
9.0
180.0
Progreso
PGR B509
138
9.0
180.0
San Pedro Sula Sur
SPSS 138
138
8.0
160.0
Guaimas
GUA B537
138
9.0
180.0
Tela
TEL B511
138
9.0
180.0
Río Nance
RNA B333
34.5
8.5
204.0
Total
88.0
1,876.0
La tabla 3.5 muestra el resumen de la inversión necesaria para llevar a cabo los proyectos de
expansión de transmisión y distribución, que permiten lograr los objetivos propuestos
TABLA 3.5 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONA NORTE
Tipo de Proyecto
Inversión
Millones US$
Subestaciones
79.56
Líneas Transmisión
29.58
Generación Hidroeléctrica
705.90
Compensación Reactiva Capacitiva
1.88
Total
816.92
8
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
En la Figura 3.2, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo Norte:
SE Cuyamel
Línea asociada en 138 kV
Millones US$ 17.8
2013
SE Masca
Millones US$ 6.52
2014
SE Buenos Aires
Millones US$ 5.55
2022
SE Río Nance
Millones US$ 4.71
2013
SE Choloma
Millones US$ 3.25
2013
SE La Victoria
Millones US$ 5.55
2012
SE Guaimas
Millones US$ 3.21
2013
SE Ocotillo
Millones US$ 5.51
2016
Línea
Naco-La
Millones US$3.24
2013
Gen El Tablón
Millones US$ 105.90
2014
|Puerta
SE SPSS
Millones US$ 16.20
2015
SE Caracol Knits
Millones US$ 1.25
2012
SE Calpules
Millones US$ 9.56
2013
Línea Progreso-SPSS
Millones US$ 8.83
2016
Línea SPSS-San Buenaventura
Millones US$ 10.89
2015
Gen Jicatuyo
Millones US$ 268.00
2016
Gen Los Llanitos
Millones US$ 332.00
2016
FIGURA 3.2 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO NORTE
9
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
3.2. ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE
En la Zona de Desarrollo Occidente, se identificaron varios proyectos de infraestructura, los
cuales consisten en la ampliación de la capacidad de transformación de las subestaciones de
distribución, construcción de nuevas subestaciones de distribución y la construcción de líneas de
transmisión.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 34.36millones, de los cuales US$ 17.43 millones
(50.7%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 16.65 millones (48.5%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 0.28 millones (0.8%), corresponden a la
compra e instalación de compensación reactiva en la Zona. Las Tablas 3.6 a 3.10muestran una breve
descripción de las obras de infraestructura localizadas en la Zona de Desarrollo Occidente:
TABLA 3.6 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE
Nombre
Obra
Departamento
Municipio
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
La Entrada
Construcción
Copán
Nueva Arcadia
230
2
50
100
2014
13.97
San Marcos
Construcción
Ocotepeque
La Labor
69
1
25
0
2014
2.68
TOTAL
16.65
TABLA 3.7– DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año Entrada
Inversión US$
La Entrada - Santa Rosa
69
80
35
477 MCM
Terna Sencilla
2014
6.87
Las Flores – Erandique*
69
80
60
477 MCM
Terna Sencilla
2013
4.14
Santa Rosa-San Marcos
69
80
45
477 MCM
Terna sencilla
2014
6.42
TOTAL
17.43
*En el costo de línea Las Flores erandique, se incluye la ampliación de la Subestación Las Flores en 69 kV.
TABLA 3.8 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PARA LA ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE
(PROYECTOS PRIVADOS)
Central
Capacidad Nominal
MW
Tensión
kV
Departamento
Municipio
Año Entrada
Inversión US$
Gualcarque
9.44
34.5
Intibucá
Intibucá
2016
28.32
Quilio
0.69
34.5
Ocotepeque
Dolores Merendón
2016
2.07
TOTAL
30.39
TABLA 3.9 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN DE COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA PARA LA ZONA DE DESARROLLO OCCIDENTE
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Santa Rosa
SRS B332
34.5
6.0
144.0
Las Flores
LFL B434
69
7.0
140.0
Total
13.0
284.0
10
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
La Tabla 3.10 muestra el resumen de la inversión necesaria para llevar a cabo los proyectos de
expansión de transmisión y distribución. Además, se considera la inversión necesaria para desarrollar
las centrales de generación renovable mencionadas anteriormente.
TABLA 3.10 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONADE DESARROLLO OCCIDENTE
Tipo de Proyecto
Inversión
Millones US$
Subestaciones
16.65
Líneas Transmisión
17.43
Generación Renovable
30.39
Compensación Reactiva Capacitiva
0.28
Total
64.75
En la Figura 3.3, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo de Occidente:
SE La Entrada
Línea La Entrada-Santa Rosa, 69 kV
Millones US$ 20.84
2014
Línea La Entrada-Santa Rosa
Millones US$ 6.87
2015
Gen Gualcarque
Millones US$ 28.32
2016
Gen Quilio
Millones US$ 2.070
2016
Línea Las Flores-Erandique
Millones US$ 4.14
2015
SE San Marcos
Millones US$ 2.68
2014
Línea San Marcos-Santa Rosa 69 kV
Millones US$ 6.42
2015
Figura 3.3
– Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Occidente
11
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
3.3. ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
Para el cumplimiento de los objetivos nacionales establecidos en la Visión de País, se
identificaron varios proyectos de infraestructura para esta zona, los cuales consisten en la ampliación
de la capacidad de transformación de las subestaciones de distribución, construcción de nuevas
subestaciones de distribución y la construcción de líneas de transmisión.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 68.79millones, de los cuales US$ 41.61millones
(60.5%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 25.81 millones (37.5%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 1.37 millones (2.0%) corresponden a la
compra e instalación de compensación reactiva en la Zona. Las Tablas 3.11 a 3.15 muestran una breve
descripción de las obras de infraestructura localizadas en la Zona de Desarrollo Valle del Aguán:
TABLA 3.11 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
Nombre
Obra
Departamento
Municipio
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Isletas
Ampliación
Colón
Sonaguera
138
1
25
0
2014
1.54
Lean
Construcción
Atlántida
Esparta
138
0
0
0
2014
7.43
Reguleto
Ampliación
Colón
Sonaguera
230
1
50
150
2014
8.98
San Isidro
Ampliación
BUF0805
La Ceiba
138
0
0
0
2012
3.01
Tocoa
Construcción
Colón
Tocoa
138
1
50
0
2016
4.85
TOTAL
25.81
TABLA 3.12– DESCRIPCIÓN DE LA I NVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año Entrada
Inversión
Millones US$
Reguleto-Juticalpa
230
600
150
477 MCM
Terna doble
2014
41.61
TOTAL
41.61
TABLA 3.13 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN CENTRALES DE GENERACIÓN ENERGÍA RENOVABLE PARA LA ZONA DEL VALLE DEL AGUAN
Central
Potencia (MW)
Tensión
(kV)
Departamento
Municipio
Año Entrada
Inversión Millones
US$
Río Aguán
64.15
N/D
Yoro
Olanchito
N/D
200.001)
Río Mame
36.46
N/D
Olancho
Esquipulas del Norte
N/D
113.761)
Río Yaguala
71.39
N/D
Olancho
Esquipulas del Norte
N/D
222.741)
Fotovoltaica Arenal
8
34.5
Yoro
Arenal
N/D
40.00
Biomasa Arenal
5
34.5
Yoro
Arenal
N/D
7.502)
Biomasa - Galitec
160
138
Yoro
N/D
N/D
240.002)
TOTAL
824.00
N/D: No Definido
1) Costos Estimado en 3.12 Millones US$ por MW de capacidad. Fuente: Costo Promedio del Proyecto Río Aguán.
2) Costos Estimado en 1.5 Millones US$ por MW de capacidad. Fuente: Documento “Programa de Apoyo a la Generación Renovable SREP”,
Gerencia General ENEE.
12
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
TABLA 3.14 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA PARA LA ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUÁN
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Yoro
YOR B436
69
3.0
60.0
Ceiba Térmica
CTE B307
34.5
9.5
228.0
San Isidro
SIS B548
138
9.0
180.0
Coyoles Central
CCE B565
138
9.0
180.0
Reguleto
REG B518
138
9.0
180.0
Tocoa
TCA 138
138
9.0
180.0
Isletas
ISL B520
138
9.0
180.0
Bonito Oriental
BON B571
138
9.0
180.0
Total
66.5
1,368.0
La tabla siguiente muestra el resumen de la inversión necesaria para llevar a cabo los proyectos
de expansión de transmisión y distribución. Además, se considera la inversión necesaria para
desarrollar las centrales de generación renovable mencionadas anteriormente.
TABLA 3.15– RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONADE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
Tipo de Proyecto
Inversión
Millones US$
Subestaciones
25.81
Líneas de Transmisión
41.61
Generación Renovable
824.00
Compensación Reactiva Capacitiva
1.37
Total
892.79
Además de los proyectos antes mencionados, la Dirección de Planificación y Desarrollo está
estudiando la posibilidad de convertir el sistema de transmisión entre la subestación de Progreso y
Yoro a un nivel de tensión de 138 kV pero con aislamiento suficiente para poder operar en 230 kV si
en un futuro la demanda de la Zona lo hiciera necesario. También, está en estudio la interconexión de
las subestaciones de Yoro y Coyoles Central.
En la Figura 3.4, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo de Occidente:
13
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
SE San Isidro
Millones US$ 3.01
2012
SE Reguleto
Millones US$ 8.98
2014
SE Tocoa
Millones US$ 4.85
2016
SE Lean
Millones US$ 7.43
2014
SE Isletas
Millones US$ 1.54
2014
Línea Reguleto-Juticalpa
Millones US$ 41.61
2014
FIGURA 3.4 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
14
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
3.4. ZONA DE DESARROLLO CENTRO
Para el cumplimiento de los objetivos nacionales establecidos en la Visión de País, se
identificaron varios proyectos de infraestructura para esta zona, los cuales consisten en la ampliación
de la capacidad de transformación de las subestaciones de distribución, construcción de nuevas
subestaciones de distribución y la construcción de líneas de transmisión.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 102.72 millones, de los cuales US$ 43.55 millones
(42.4%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 57.81 millones (56.3%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 1.36 millones (1.3%) corresponden a la
compra e instalación de compensación reactiva en la Zona. Las Tablas 3.16 a 3.19muestran de manera
breve los proyectos de expansión ubicados en la Zona de Desarrollo Centro.
TABLA 3.16 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO CENTRO
Nombre
Obra
Amarateca
Construcción
Cerro
Grande
Construcción
El Sitio
Construcción
Toncontin I
Ampliación
Toncontin
II
Ampliación
Departamento
Municipio
Francisco
Morazán
Francisco
Morazán
Francisco
Morazán
Francisco
Morazán
Francisco
Morazán
Distrito
Central
Distrito
Central
Distrito
Central
Distrito
Central
Distrito
Central
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
230
2
50
150
2013
22.73
230
2
100
0
2012
8.11
230
2
100
0
2016
7.51
230
2
50
150
2014
11.76
230
1
150
2016
7.70
TOTAL
57.81
TABLA 3.17 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA PARA LA ZONA DE DESARROLLO CENTRO
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Zamorano
ZAM 34.5
34.5
2.5
60.0
Toncontín
TON B535
138
8.0
160.0
Laínez
LNZ B227
13.8
4.0
96.0
Suyapa
SUY B418
69
9.0
180.0
Siguatepeque
SGT B375
34.5
4.5
108.0
La Paz
PAZ B126
4.16
4.5
108.0
Laínez
LNZ B228
13.8
4.0
96.0
Comayagua
CYG B506
138
9.0
180.0
Amarateca
AMT 138
138
9.0
180.0
Miraflores
MFL B212
13.8
8.0
192.0
Total
62.5
1,360.0
TABLA 3.18– DESCRIPCIÓN DE LA I NVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO CENTRO
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año Entrada
Inversión
Millones US$
Amarateca-Juticalpa
230
600
157
477 MCM
Terna doble
2014
43.55
TOTAL
43.55
15
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
La Tabla 3.19, muestra el resumen de la inversión necesaria para llevar a cabo los proyectos de
expansión de transmisión y distribución.
TABLA 3.19– RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONACENTRO
Tipo de Proyecto
Inversión
Millones US$
Subestaciones
57.81
Líneas Transmisión
43.55
Compensación Reactiva Capacitiva
1.36
Total
102.72
En la Figura 3.5, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo Centro:
Línea Amarateca-Juticalpa
Millones US$ 43.55
2014
SE Cerro Grande
Millones US$ 8.11
2012
SE Amarateca
Millones US$ 22.73
2013
SE El Sitio
Millones US$ 7.51
2013
SE Toncontin I
Millones US$ 11.76
2014
SE Toncontin II
Millones US$ 7.70
2016
Figura 3.5 – Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Centro
16
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
3.5. ZONA DE DESARROLLO SUR
Los objetivos nacionales establecidos en la Visión de País, abren una oportunidad para el
desarrollo de varios proyectos de infraestructura que han sido identificados para esta zona, los cuales
consisten en la ampliación de la capacidad de transformación de las subestaciones de distribución,
construcción de nuevas subestaciones de distribución y la construcción de líneas de transmisión.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 23.95 millones, de los cuales US$ 9.60 millones
(40.1%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 14.17 millones (59.2%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 0.18millones (0.8%) corresponden a la
compra e instalación de compensación reactiva en la Zona. Las Tablas 3.20 a 3.23 muestran una breve
descripción de las obras de infraestructura localizadas en la Zona de Desarrollo Sur:
TABLA 3.20 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO SUR
Nombre
Obra
Departamento
Municipio
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Nacaome*
Construcción
Valle
Nacaome
230
1
40
0
2014
3.80
Santa Lucía
Ampliación
Choluteca
Choluteca
230
1
100
0
2013
6.60
Choluteca
San Marcos
de Colón
230
1
0
50
2013
3.77
TOTAL
14.17
San Marcos
de Colón
Construcción
*En la S/E Nacaome se instalará en transformador que salga de la S/E Los Prados o Pavana.
TABLA 3.21– DESCRIPCIÓN DE LA I NVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO SUR
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año
Entrada
Santa Lucia-San Marcos de Colón
230
320
49
477 MCM
Terna sencilla
Inversión
Millones
US$
2013
9.60
TOTAL
9.60
TABLA 3.22 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN ENCOMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA PARA LA ZONA DE DESARROLLO SUR
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Pavana
PAV B363
34.5
7.5
180.0
Total
7.5
180.0
TABLA 3.23 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONASUR
Tipo de Proyecto
Inversión
Millones US$
Subestaciones
14.17
Líneas Transmisión
9.60
Compensación Reactiva Capacitiva
0.18
Total
23.95
17
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
En la Figura 3.6, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo Sur:
Construcción SE Nacaome
Millones US$ 3.80
2014
Línea Santa Lucía-San Marcos de Colón
Millones US$ 9.60
2013
Construcción SE San Marcos de Colón
Millones US$ 3.77
2013
Ampliación SE Santa Lucía
Millones US$ 6.60
2013
FIGURA 3.6 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO SUR
18
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
3.6. ZONA DE DESARROLLO ORIENTE
La Visión de País, abre una oportunidad para el desarrollo de varios proyectos de infraestructura
que han sido identificados para esta zona, los cuales consisten en la ampliación de la capacidad de
transformación de las subestaciones de distribución, construcción de nuevas subestaciones de
distribución y la construcción de líneas de transmisión.
El monto de las obras a realizarse es de US$ 83.60 millones, de los cuales US$ 73.53 millones
(88.0%), corresponden a inversiones en líneas de transmisión, US$ 9.78 millones (11.7%),
corresponden a subestaciones de alta/media tensión y US$ 0.29millones (0.3%) corresponde a la
compra e instalación de compensación reactiva en la Zona. Las Tablas 3.24 a 3.28 muestran una breve
descripción de las obras de infraestructura localizadas en la Zona de Desarrollo Oriente:
TABLA 3.24 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN SUBESTACIONES PARA LA ZONA DE DESARROLLO ORIENTE
Nombre
Obra
Departamento
Municipio
Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Catacamas*
Construcción
Olancho
Catacamas
69
1
30
0
2012
3.70
Danlí
Ampliación
El Paraíso
Danlí
230
2
50
50
2013
4.34
Guaimaca
Ampliación
Francisco Morazán
Guaimaca
69
1
12.5
0
2011
1.74
TOTAL
9.78
*En el costo de la construcción de la Subestación Catacamas, se ha incluido el costo de la ampliación en 69 kV de la Subestación Juticalpa.
TABLA 3.25– DESCRIPCIÓN DE LA I NVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO ORIENTE
Nombre
Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km
Conductor
Arreglo
Año
Entrada
Inversión
Millones US$
Catacamas-Valencia
138
320
117
477 MCM
Terna Sencilla
2022
21.65
Juticalpa-Catacamas
138
320
40
477 MCM
Terna Sencilla
2022
7.40
Santa Ana-Danlí
230
260
93
477 MCM
Terna Sencilla
2014
19.87
Juticalpa-Piedras Amarillas
138
160
45
477 MCM
Terna sencilla
2014
8.83
Piedras Amarillas-La Tarrosa
138
150
47
477 MCM
Terna sencilla
2022
9.22
Danlí – Chichicaste*
69
80
30
477 MCM
Terna Sencilla
2013
2.17
Juticalpa - Catacamas
69
80
40
477 MCM
Terna Sencilla
2012
4.39
TOTAL
73.53
*En el costo de la construcción de la línea Danlí - Chichicaste, se incluye la ampliación de la Subestación Danlí 69 kV.
TABLA 3.26 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PARA LA ZONA DE DESARROLLO ORIENTE
Central
Capacidad Nominal
MW
Tensión
kV
Departamento
Municipio
Año Entrada
Inversión
Millones US$
La Tarrosa
150
138
Olancho
Catacamas
2022
491.30
Piedras Amarillas
100
138
Olancho
Catacamas
2014
340.39
Valencia
270
138
Olancho
Catacamas
2022
470.95
TOTAL
1,302.64
19
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
TABLA 3.27 – DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA EN LA ZONA DE DESARROLLO ORIENTE
Subestación
Barra
Tensión (kV)
Capacidad (MVAR)
Costos (Miles US$)
Danlí
DAN B331
34.5
1.5
36.0
Danlí
DAN B332
34.5
1.5
36.0
Juticalpa
JUT B338
34.5
6.0
144.0
Guaimaca
GMC B347
34.5
3.0
72.0
Total
12.0
288.0
TABLA 3.28 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONADE DESARROLLO ORIENTE
Inversión
Millones US$
Tipo de Proyecto
Subestaciones
9.78
Líneas Transmisión
73.53
Generación Hidroeléctrica
1,302.64
Compensación Reactiva Capacitiva
0.29
Total
1,386.24
En la Figura 3.7, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de
Desarrollo Oriente:
Construcción SE Catacamas
Millones US$ 3.70
2012
Línea Juticalpa-Catacamas
69 kV: 2012
138 kV: 2022
Línea Valencia-Catacamas
Millones US$ 21.65
2022
Ampliación SE Guaimaca
Millones US$ 1.74
2011
Gen Valencia
Millones US$ 470.95
2022
Gen Piedras Amarillas
Millones US$ 340.39
2014
Línea Piedras Amarillas-Juticalpa
Millones US$ 8.83
2014
Línea La Tarrosa-Piedras Amarillas
Millones US$ 9.22
2022
Gen La Tarrosa
Millones US$ 491.30
2022
Línea Danli-Santa Ana
Millones US$ 19.87
2014
Línea Danli-Chichicaste
Millones US$ 2.17
2013
Ampliación SE Danli
Millones US$ 4.34
2013
Figura 3.7 – Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Oriente
20
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
3.7. RESUMEN DE INVERSIÓN POR ZONAS DE DESARROLLO
La tabla 3.29 resume los costos de inversión en proyectos de expansión de transmisión y
distribución por Zonas de desarrollo. Además, se presentan los costos de inversión estimados de
proyectos de generación de energía renovable que resultan de importancia estratégica tanto regional
como nacional.
TABLA 3.29 – RESUMEN DE COSTOS DE INVERSIÓN ESTIMADOS PARA CADA ZONA DE DESARROLLO (MILLONES DE US$)
Zona de Desarrollo
Subestaciones
Líneas de
Transmisión
Proyectos Generación
Renovables
Compensación Reactiva
Capacitiva
Total
Norte
79.56
29.58
705.90
1.88
816.92
Occidente
16.65
17.43
30.39
0.28
64.75
Valle del Aguan
25.81
41.61
824.00
1.37
892.79
Centro
57.81
43.55
0.00
1.36
102.72
Sur
14.17
9.60
0.00
0.18
23.95
Oriente
9.78
77.38
1,302.64
0.29
1,390.09
Total
203.78
219.15
2,862.93
5.36
3,291.22
En la Figura 3.8, se presenta gráficamente la composición porcentual de la inversión por tipo de
proyecto en cada Zona de Desarrollo.
Subestaciones
Líneas de Transmisión
Proyectos Generación Renovables
Compensación Reactiva Capacitiva
100%
90%
80%
70%
Porcentaje
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Norte
Occidente
Valle del Aguan
Centro
Sur
Oriente
Total Nacional
Regiones
FIGURA 3.8 – COMPOSICIÓN PORCENTUAL DE LA INVERSIÓN EN CADA ZONA DE DESARROLLO
21
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
De la figura 3.8, se puede decir que el mejoramiento de la calidad de vida, mediante la ejecución
de proyectos de inversión está asegurado. Las zonas de Desarrollo con la mayor cantidad de recursos,
son las Zonas de Desarrollo Norte, Valle del Aguán, y Oriente. En todos los casos esta inversión
representa EL 94% del monto total de inversión total.
Mientras que para las Zonas de Desarrollo Occidente, Centro, y Sur, la composición de la
inversión se inclina hacia proyectos de expansión de subestaciones y líneas de transmisión.
En todas las Zonas de Desarrollo la inversión en compensación reactiva capacitiva es un bajo
porcentaje. En la mayoría de los casos es menos del 1.0% del monto total de inversión por Zona. Sin
embargo, este tipo de inversión es muy efectiva en la reducción de pérdidas y mejora de los perfiles
de tensión.
22
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
4.
SISTEMA DE COMPENSACIÓN DE REACTIVO
Entre estos proyectos se ha identificado hasta el momento los siguientes:
1) Instalación de 250 MVAR de Compensación Reactiva Capacitiva: Este proyecto apunta a
obtener una reducción total de pérdidas eléctricas durante su período de funcionamiento de
alrededor 11.17 Millones de Dólares (Valor Presente Neto al año 2011), a un costo de
inversión estimado de 5.4 Millones de Dólares. Asimismo, el proyecto vendrá a mejorar las
condiciones de operación técnica del Sistema Interconectado Nacional ENEE a partir del año
previsto de entrada en funcionamiento de 2014. Es importante mencionar que este proyecto
ya se ha presentado en cada una de las secciones anteriores por Zona de desarrollo
mencionando la capacidades a instalar y su costo de inversión estimado.
2) Instalación de 100 MVAR de Compensación Reactiva Capacitiva: Este proyecto tendrá como
objetivo principal aumentar la capacidad del Sistema de Transmisión para mantener la
transferencia de potencia entre países limítrofes de Honduras cuando esté en operación la
interconexión entre el Sistema Interconectado Nacional con los sistemas de Guatemala, El
Salvador, y Nicaragua. Este proyecto tiene un costo aproximado de 2 Millones de Dólares.
Las siguientes tablas muestran la ubicación de la compensación reactiva capacitiva mencionada
en los dos numerales anteriores en todo el sistema de transmisión y distribución.
TABLA 4.1– DISTRIBUCIÓN Y UBICACIÓN DE 100 MVAR DE COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA
Año
Amarateca
Cajón
La Entrada
Los Prados
Toncontín
Total Adicional (MVAR)
2012
10
10
10
10
60
100
23