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El Sector Eléctrico en Costa Rica* Principales características *
Ing. Ulises Zúñiga BlancoRepresentante ICE – Costa Rica
País montañoso con alta pluviosidad: excelente potencial de recursos hidroeléctricos.
Territorio con vientos fuertes y sostenidos en pasos de la divisoria continental: gran potencial eólico.
Existencia de volcanes a lo largo de la mayor parte del territorio nacional: importante potencial geotérmico.
Territorio ubicado en zona tropical con intensa radiación solar y terrenos agrícolas: potencial solar y de biomasa.
Red HidrogrRed Hidrográáficafica
CONDICIONES NATURALES FAVORABLES
• El SEN se rige por los principios del Plan Nacional de Energía, elaborado por el
Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones.
• Este plan busca:
• Mantener el papel del Estado en las actividades relacionadas con el
aprovechamiento de los recursos energéticos.
• Asegurar que el desarrollo energético contribuya a mantener el equilibrio
social, económico y político.
• Resguardar la soberanía nacional en materia energética.
• Mantener y mejorar la calidad de vida de la sociedad costarricense.
PLAN NACIONAL DE ENERGÍA
MARCO INSTITUCIONAL SECTOR ELÉCTRICO
MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGÍA Y
TELECOMUNICACIONES
(Ley 7200)
Generadores PrivadosGeneradores Privados
JASECJASEC
Cooperativas de ElectrificaciCooperativas de Electrificacióón Ruraln Rural
CNFLCNFL
ICEICE
La presencia de estos actores ha propiciado que el país cuente con un 99%
de las viviendas con acceso al servicio
eléctrico.
MINAETMINAET
ESPHESPH
ARESEPARESEP
PRINCIPALES ACTORES
ICE 43.26% 39.35% 77.5%CNFL 34.21% 39.49% 1.9%JASEC 5.68% 5.65% 2.4%ESPH 4.66% 5.80% 0.2%Coopelesca 4.95% 3.99% 9.2%Coopeguanacaste 4.38% 4.07% 6.2%Coopesantos 2.52% 1.39% 2.2%Coopealfaro 0.44% 0.26% 0.4%
ICE 43.26% 39.35% 77.5%CNFL 34.21% 39.49% 1.9%JASEC 5.68% 5.65% 2.4%ESPH 4.66% 5.80% 0.2%Coopelesca 4.95% 3.99% 9.2%Coopeguanacaste 4.38% 4.07% 6.2%Coopesantos 2.52% 1.39% 2.2%Coopealfaro 0.44% 0.26% 0.4%
ClientesClientes VentasVentas
COBANO
TerritorioTerritorioservidoservido
Sistema ElSistema ElééctricoctricoNacional:Nacional:
Clientes : 1 415 071Clientes : 1 415 071Ventas : 8 238 GWhVentas : 8 238 GWh
ÁREAS SERVIDAS POR EMPRESA DISTRIBUIDORA
94
95
95
96
96
97
97
98
98
POR
CEN
TAJE
(%)
AÑO
COBERTURA 97.00 97.00 97.06 97.06 97.06 98.10 98.13 98.60 98.63 98.98
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
1949 14,0%
1956 29,9%
1960 36,7%
1970 47,3%
1980 70,6%
1990 90.0%
GRADO DE ELECTRIFICACIÓN (2000 – 2009)
11/12/0011/12/01
13/12/0225/11/03
13/04/04
06/12/05 13/12/06
19/11/0713/02/08 09/12/09
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
POTE
NCI
A (M
W)
AÑODEM. MÁX. 1121.3 1136.0 1221.0 1253.0 1312.1 1389.0 1418.8 1500.4 1525.8 1497.4
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA (2000 – 2009)
0
500
1000
1500
2000
2500
CAPA
CID
AD
INST
ALAD
A (M
W)
AÑO
S.N.I 1 689 1 689 1 744 1 926 1 966 1 966 2 096 2 182 2 447 2 476
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
CAPACIDAD INSTALADA SEN (2000 – 2009)
1510.4761.00%
661.2826.70%
165.716.69%
95.123.84%
43.701.76%
HIDRO TÉRMICA GEOTÉRMICA EÓLICA BIOMASA
CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO SEN 2009 (MW)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
GE
NE
RA
CIÓ
N (G
WH
)
AÑOGWH 6 933 6 940 7 484 7 565 8 047 8 221 8 641 8 990 9 416 9 236
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
GENERACIÓN SEN (2000 – 2009)
7224.4678.22%
451.214.89%
1185.8412.84%
326.183.53%
48.220.52%
HIDRO TÉRMICA GEOTÉRMICA EÓLICA BIOMASA
GENERACIÓN POR TIPO SEN 2009 (GWh)
0
1 000 000
2 000 000
3 000 000
4 000 000
5 000 000
6 000 000
7 000 000
8 000 000
9 000 000
10 000 000
KW
H
AÑO
HIDROELÉCTRICA TÉRMICA GEOTÉRMICA EÓLICA BIOMASA
GENERACIÓN TOTAL POR TIPO SEN (1940 – 2009)
CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA MAXIMA CAPACIDAD INSTALADA Y DEMANDA MAXIMA 2009 (MW)2009 (MW)EN AMERICA CENTRALEN AMERICA CENTRAL
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
AÑORENOVABLES FÓSILES
COMPARACIÓN UTILIZACIÓN RECURSOS RENOVABLES VRS. COMBUSTIBLES FÓSILES (1940 – 2009)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
GW
H
AÑOGWH 5 750 6 025 6 350 6 708 7 002 7 358 7 810 8 166 8 350 8 238
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
VENTAS DE ENERGÍA SEN(2000 – 2009)
• Creado el 08 de abril de 1949, mediante el Decreto Ley No. 449 de la
Junta Fundadora de la Segunda República presidida por el señor José
Figueres Ferrer.
• Misión de electrificar al país y mejorar los servicios, el desarrollo
racional de las fuentes nacionales productoras de energía física y en
especial de los recursos hidráulicos.
En el caso de los recursos hidráulicos, el decreto de la Ley Constitutiva
establece que: “La responsabilidad fundamental del Instituto ante los
costarricenses, será encauzar el aprovechamiento de la energía
hidroeléctrica con el fin de fortalecer la economía nacional y promover
el mayor bienestar del pueblo de Costa Rica.”
GENERALIDADES
En 1963, por Ley, se le facultó al ICE para establecer y operar servicios de
telecomunicaciones, con el propósito de “Procurar el establecimiento,
mejoramiento de los servicios de comunicaciones telefónicas,
radiotelegráficas y radiotelefónicas”
Actualmente el ICE tiene un total de bienes que se calcula en
USD 6 542 millones, un presupuesto anual de USD 2 657 millones y 16 000
empleados.
Además, el ICE cuenta con dos subsidiarias:
•Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), adquirida por el ICE el 20 de
setiembre de 1968. Actualmente está consolidada como la principal empresa
distribuidora de electricidad de Costa Rica, cubriendo su servicio un área de 969
Km², que representa un 1,9% del territorio nacional.
•Radiográfica Costarricense S.A. (RACSA), adquirida por el ICE el 29 de
noviembre de 1975. Actualmente RACSA y el ICE son las únicas entidades en
Costa Rica que cuentan con la debida concesión legislativa para explotar en el
país todos los servicios de infocomunicaciones.
El ICE es una institución autónoma dedicada a la generación, transporte
y distribución de la electricidad. Posee, junto con su subsidiaria la CNFL,
el 81% de la capacidad instalada en generación. Es propietaria del
sistema de transmisión de electricidad.
El ICE posee y opera 17 plantas hidroeléctricas, 8 plantas
termoeléctricas, 4 plantas geotérmicas y una planta eólica. Estas plantas
suman una capacidad instalada de 1 938 MW, un 77% de la capacidad de
generación total instalada del país.
La CNFL posee 96.50 MW de capacidad instalada en 9 plantas hidroeléctricas.
Las Cooperativas de Electrificación Rural, las empresas municipales y los generadores privados son responsables por el resto de la capacidad instalada de generación.
A los generadores privados se les permite conectar al sistema plantas que no excedan 50 MW cada una.
El ICE es propietario del 99.9% de las líneas de transmisión.
El ICE (conjuntamente con la CNFL), posee el 73% de las líneas de distribución de Costa Rica. Las cooperativas y las empresas municipales poseen el resto y reciben apoyo técnico por parte del ICE.
Desde 1990, se promulgó la ley No.7200, la cual permite al ICE comprar
energía eléctrica de plantas eléctricas privadas. Al amparo esta Ley y sus
reformas mediante la Ley 7508, se permite la participación de la empresa
privada en la generación de electricidad. Como resultado se han
construido un gran número de plantas hidroeléctricas, geotérmica y
eólicas que pueden aportar hasta un 30% de la capacidad instalada en el
Sistema Nacional Interconectado.
HidroelHidroelééctricas ICEctricas ICECapacidadinstalada: 1 120.38 MW
GaritaGarita 37.00Planta MW
Puerto EscondidoPuerto Escondido 0.18
RRíío Machoo Macho 120.00CachCachíí 108.80ArenalArenal 157.40DengoDengo 174.01SandillalSandillal 31.98
Toro 1Toro 1 23.21
CacaoCacao 0.67EchandiEchandi 4.70AvanceAvance 0.24Los LotesLos Lotes 0.38
Ventanas GaritaVentanas Garita 97.74
Toro 2Toro 2 65.74
AngosturaAngostura 172.20
PePeññas Blancasas Blancas 38.17
Río PrincipalGde. de TárcolesGde. de TárcolesMachoReventazónArenalSanta RosaCorobicíReventazón
ToroToroPeñas BlancasPoás
TiribíTiribíTiribí
Barranca
CariblancoCariblanco 87.94 Sarapiquí
PLANTAS EN OPERACIÓN ICE (Hidro)
TérmicasCapacidadinstalada: 661.28 MW
BarrancaColimaMoín GasMoín PistónSan Antonio GasPujolAlquiler San Anton.Alquiler Barranca
53.2819.88
246.4532.0044.3024.95
140.9299.50
PlantaPlanta MWMW
GeotGeotéérmicasrmicasCapacidadinstalada: 136.16 MW
Miravalles IMiravalles IIMiravalles VUnidad Bocade Pozo
55.0855.0821.00
5.00
PlantaPlanta MWMW
Total ICETotal ICECapacidadinstalada: 1 937.62 MW
EEóólicaslicasCapacidadinstalada: 19.80 MW
Tejona 19.80PlantaPlanta MWMW
PLANTAS EN OPERACIÓN ICE (Otras fuentes)
MIRAVALLESMIRAVALLES
MIRAVALLES
BARRANCABARRANCABARRANCA
TRES RÍOSTRES RTRES RÍÍOSOS ANGOSTURAANGOSTURAANGOSTURA
RÍO MACHO
RRÍÍO MACHOO MACHO
ARENALARENALARENALDENGODENGODENGO PEÑAS BLANCAS
PEPEÑÑAS BLANCAS
AS BLANCAS
ECHANDIECHANDIECHANDI
CACHÍCACHCACHÍÍ
BOCA DE POZO
BOCA DE POZO
BOCA DE POZO
SABDILLALSABDILLALSABDILLAL
CACAOCACAOCACAO
GARITA
VENTANAS GARITAGARITAGARITA
VENTANAS GARITA
VENTANAS GARITASAN ANTONIO
SAN ANTONIO
SAN ANTONIO
COLIMACOLIMACOLIMA MOÍNMOMOÍÍNN
TEJONATEJONATEJONA
NOMENCLATURANOMENCLATURA
HIDRO 1 120.38 MWTÉRMICO 661.28 MWGEOTÉRMICO 136.20 MW
EÓLICO 19.80 MW
Plantas en OperaciPlantas en Operacióón n -- ICEICESituaciSituacióón Actual 2009n Actual 2009
TORO 1TORO 1TORO 1
TORO 2TORO 2TORO 2CARIBLANCOCARIBLANCOCARIBLANCO
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
CAP
ACID
AD IN
STAL
ADA
(MW
)
AÑO
ICE 1 368 1 368 1 428 1 589 1 589 1 589 1 611 1 692 1 939 1 938
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
CAPACIDAD INSTALADA ICE (2000 – 2009)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
GE
NE
RACI
ÓN
(GW
H)
AÑOGWH 5 258 5 334 5 832 5 954 6 205 6 526 6 631 6 780 7 029 6 857
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
GENERACIÓN ICE 2000 – 2009
INFORMACIÓN GENERAL RED DE TRANSMISIÓN – 2009
LONGITUD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
138 KV 727.1 Kilómetros 1 810.5 Kilómetros230 KV 1 083.4 Kilómetros
CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES 7 665 MVA
HORAS PROMEDIO DE INDISPONIBILIDAD DE LA RED DE TRANSMISIÓN
1 horas y 46 minutos de indisponibilidad sobre un total de 8760 horas
2009
LÍNEAS TRANSMISIÓN 138 KV - 727.1 KMS
LÍNEAS TRANSMISIÓN 230 KV - 1 083.4 KMS
SUBESTACIONES - 7 665 MVA
Sistema de TransmisiSistema de TransmisióónnSituaciSituacióón Actualn Actual
1 200.0
1 300.0
1 400.0
1 500.0
1 600.0
1 700.0
1 800.0
1 900.0
LON
GIT
UD
LÍN
EAS
TRA
NSM
ISIÓ
N(K
MS.
)
AÑOKms 1 617.0 1 648.0 1 672.0 1 691.0 1 691.0 1 691.0 1 712.0 1 713.0 1 810.2 1 810.5
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
LONGITUD LÍNEAS DE TRANSMISIÓN (2000 – 2009)
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
CA
PAC
IDA
D IN
STA
LAD
A E
NSU
BE
STA
CIO
NE
S (M
VA
)
AÑOMVA 6 053 6 348 6 366 6 626 6 796 7 027 7 172 7 406 7 605 7 665
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
CAPACIDAD INSTALADA SUBESTACIONES(2000 – 2009)
Líneas de Distribución (Km):SEN 36 250 KmICE 20 064 Km
Líneas de Distribución (Km):SEN 36 250 KmICE 20 064 Km
Clientes ICE:612 213
Clientes ICE:612 213
Luminarias ICE:157 157
Luminarias ICE:157 157
Indicadores de Calidad:DPIR: 14.85 horasFPI: 12.67 eventos
Indicadores de Calidad:DPIR: 14.85 horasFPI: 12.67 eventos
Grado de electrificación actual:98.98%Grado de electrificación actual:98.98%
Clientes SEN:1 415 072
Clientes SEN:1 415 072ICE
CNFLJASECESPHCOOPELESCACOOPEGUANACASTECOOPESANTOSCOOPEALFARO
ICECNFLJASECESPHCOOPELESCACOOPEGUANACASTECOOPESANTOSCOOPEALFARO
SITUACIÓN ACTUAL
8 000
10 000
12 000
14 000
16 000
18 000
20 000
22 000
LON
GIT
UD
LÍN
EAS
DIS
TRIB
UC
IÓN
(KM
S)
AÑOKms 14 531 15 012 15 677 16 389 17 032 17 704 18 471 19 002 19 497 20 064
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
LONGITUD LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN (2000 – 2009)
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000
500 000
550 000
600 000
650 000
CLIE
NTE
S PR
OM
ED
IO A
NU
AL -
ICE
AÑOCLIENTES 439 280 455 963 475 635 494 550 515 522 526 226 555 135 566 704 590 101 612 213
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
CLIENTES ICE (2000 – 2009)
0
5
10
15
20
25
HO
RA
S
AÑODPIR 21.13 20.70 17.82 18.25 16.40 16.64 17.89 15.35 15.23 14.85
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
DURACIÓN PROMEDIO INTERRUPCIONESEN LA RED (2000 – 2009)
0
5
10
15
20
25
30
HO
RAS
AÑOFPI 29.82 27.55 14.61 14.38 12.86 13.37 13.75 12.37 13.39 12.67
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
FRECUENCIA PROMEDIO INTERRUPCIONES(2000 – 2009)