P I E S T D ENEE 2011-2022 - GOBIERNO DE LA REPUBLICA DE ...
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PLAN
SISTEMA
T
PRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA
REPÚBLICA DE HONDURAS
LAN INDICATIVO DE EXPANSIÓN
ISTEMA DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN
ENEE 2011-2022
TEGUCIGALPA, HONDURAS
18 DE AGOSTO DE 2011
LÉCTRICA
ISTRIBUCIÓN
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CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 3
2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL ENEE ................................................................. 4
3. PROYECTOS DE EXPANSIÓN ....................................................................................................................... 6
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
4. SISTEMA DE COMPENSACIÓN DE REACTIVO ............................................................................................. 23
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
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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}.
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
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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.
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.
42.6
25.1
10.8
13.7
2.52.0 2.1
1.0 0.2
Residencial
Comercial
Industrial
Altos Consumidores
Alumbrado Público
Gobierno
Entes Autónomos
Municipal
Ventas Internacionales
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
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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.
33.3
32.2
12.2
12.6
2.42.8
2.9
1.30.3
Residencial
Comercial
Industrial
Altos Consumidores
Alumbrado Público
Gobierno
Entes Autónomos
Municipal
Ventas Internacionales
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
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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. Zona de Desarrollo Norte 2. Zonade Desarrollo Occidente 3. Zonade Desarrollo del Valle del Aguán 4. Zonade Desarrollo Centro 5. Zonade Desarrollo Sur 6. Zonade Desarrollo Oriente 7. Zonade Desarrollo Biosfera 8. 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.
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
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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
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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
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En la Figura 3.2, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de Desarrollo Norte:
FIGURA 3.2 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO NORTE
SE Buenos AiresMillones US$ 5.552022
SE Río NanceMillones US$ 4.712013
SE La VictoriaMillones US$ 5.552012
SE MascaMillones US$ 6.522014
SE OcotilloMillones US$ 5.512016
SE GuaimasMillones US$ 3.212013
SE Caracol KnitsMillones US$ 1.252012
SE CalpulesMillones US$ 9.562013
SE CholomaMillones US$ 3.252013
SE CuyamelLínea asociada en 138 kVMillones US$ 17.82013
SE SPSSMillones US$ 16.202015 Línea Progreso-SPSS
Millones US$ 8.832016
Línea SPSS-San BuenaventuraMillones US$ 10.892015
Línea Naco-La |PuertaMillones US$3.242013
Gen El TablónMillones US$ 105.902014
Gen JicatuyoMillones US$ 268.002016
Gen Los LlanitosMillones US$ 332.002016
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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$)
Santa Rosa SRS B332 34.5 6.0 144.0
Las Flores LFL B434 69 7.0 140.0
Total 13.0 284.0
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La Tabla 3.10 muestra el resumen de la inversión necesaria para llevar a cabo los proyectos de expansión de transmisión y distribución. Además, se considera la inversión necesaria para desarrollar las centrales de generación renovable mencionadas anteriormente.
TABLA 3.10 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONADE DESARROLLO OCCIDENTE
Tipo de Proyecto Inversión
Millones US$
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:
Figura 3.3 – Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Occidente
SE La EntradaLínea La Entrada-Santa Rosa, 69 kVMillones US$ 20.842014
SE San MarcosMillonesUS$ 2.682014
Línea Las Flores-ErandiqueMillones US$ 4.142015
Gen QuilioMillones US$ 2.0702016
Gen GualcarqueMillonesUS$ 28.322016
Línea La Entrada-Santa RosaMillones US$ 6.872015
Línea San Marcos-Santa Rosa 69 kVMillones US$ 6.422015
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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 INVERSIÓN 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.
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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:
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FIGURA 3.4 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO VALLE DEL AGUAN
SE LeanMillones US$ 7.432014
Línea Reguleto-JuticalpaMillones US$ 41.612014
SE San IsidroMillones US$ 3.012012
SE TocoaMillones US$ 4.852016
SE ReguletoMillones US$ 8.982014
SE IsletasMillones US$ 1.542014
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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 Departamento Municipio Voltaje
kV
No
Transformadores
MVA
Distribución
MVA
Transmisión
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Amarateca Construcción Francisco Morazán
Distrito Central
230 2 50 150 2013 22.73
Cerro Grande
Construcción Francisco Morazán
Distrito Central
230 2 100 0 2012 8.11
El Sitio Construcción Francisco Morazán
Distrito Central
230 2 100 0 2016 7.51
Toncontin I Ampliación Francisco Morazán
Distrito Central
230 2 50 150 2014 11.76
Toncontin II
Ampliación Francisco Morazán
Distrito Central
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$)
Zamorano ZAM 34.5 34.5 2.5 60.0
Toncontín TON B535 138 8.0 160.0
Laínez LNZ B227 13.8 4.0 96.0
Suyapa SUY B418 69 9.0 180.0
Siguatepeque SGT B375 34.5 4.5 108.0
La Paz PAZ B126 4.16 4.5 108.0
Laínez LNZ B228 13.8 4.0 96.0
Comayagua CYG B506 138 9.0 180.0
Amarateca AMT 138 138 9.0 180.0
Miraflores MFL B212 13.8 8.0 192.0
Total 62.5 1,360.0
TABLA 3.18– DESCRIPCIÓN DE LA INVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO CENTRO
Nombre Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km Conductor Arreglo Año Entrada
Inversión
Millones US$
Amarateca-Juticalpa 230 600 157 477 MCM Terna doble 2014 43.55
TOTAL 43.55
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
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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:
Figura 3.5 – Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Centro
SE Cerro GrandeMillones US$ 8.11
2012
SE AmaratecaMillones US$ 22.73
2013 SE El SitioMillones US$ 7.512013
SE Toncontin IMillones US$ 11.762014
SE Toncontin IIMillones US$ 7.702016
Línea Amarateca-JuticalpaMillones US$ 43.552014
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
17
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
San Marcos de Colón
Construcción Choluteca San Marcos
de Colón 230 1 0 50 2013 3.77
TOTAL 14.17
*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 INVERSIÓN EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN PARA LA ZONA DE DESARROLLO SUR
Nombre Tensión
kV
Capacidad
MVA
Longitud
km Conductor Arreglo
Año
Entrada
Inversión
Millones
US$
Santa Lucia-San Marcos de Colón 230 320 49 477 MCM Terna sencilla 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
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
18
En la Figura 3.6, se muestra la ubicación geográfica de las obras a construirse en la Zona de Desarrollo Sur:
FIGURA 3.6 – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN LA ZONA DE DESARROLLO SUR
Construcción SE NacaomeMillones US$ 3.802014
Ampliación SE Santa LucíaMillones US$ 6.602013
Línea Santa Lucía-San Marcos de ColónMillones US$ 9.602013
Construcción SE San Marcos de ColónMillones US$ 3.772013
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
19
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 INVERSIÓN 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
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
20
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$)
Danlí DAN B331 34.5 1.5 36.0
Danlí DAN B332 34.5 1.5 36.0
Juticalpa JUT B338 34.5 6.0 144.0
Guaimaca GMC B347 34.5 3.0 72.0
Total 12.0 288.0
TABLA 3.28 – RESUMEN DE INVERSIÓN EN PROYECTOS DE EXPANSIÓN ZONADE DESARROLLO ORIENTE
Tipo de Proyecto Inversión
Millones US$
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:
Figura 3.7 – Ubicación Geográfica de los Proyectos de Expansión en la Zona de Desarrollo Oriente
Ampliación SE DanliMillones US$ 4.34
2013
Ampliación SE Guaimaca
Millones US$ 1.742011
Línea Danli-Chichicaste
Millones US$ 2.172013
Gen La Tarrosa
Millones US$ 491.302022
Construcción SE CatacamasMillones US$ 3.702012
Gen Piedras Amarillas
Millones US$ 340.392014
Gen ValenciaMillones US$ 470.95
2022
Línea La Tarrosa-Piedras AmarillasMillones US$ 9.22
2022
Línea Juticalpa-Catacamas
69 kV: 2012138 kV: 2022
Línea Valencia-Catacamas
Millones US$ 21.652022
Línea Piedras Amarillas-JuticalpaMillones US$ 8.83
2014
Línea Danli-Santa Ana
Millones US$ 19.872014
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
21
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.
FIGURA 3.8 – COMPOSICIÓN PORCENTUAL DE LA INVERSIÓN EN CADA ZONA DE DESARROLLO
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Norte Occidente Valle del Aguan Centro Sur Oriente Total Nacional
Porc
enta
je
Regiones
Subestaciones Líneas de Transmisión Proyectos Generación Renovables Compensación Reactiva Capacitiva
Dirección de Planificación y Desarrollo – ENEE
22
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.
“Plan Indicativo de Expansión Sistema Transmisión y Distribución ENEE 2011-2022”
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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
