Resolución 40779 de 2019 MME

RESOLUCIÓN 40779 DE 2019

(octubre 21)

Diario Oficial No. 51.114 de 22 de octubre 2019

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se adopta el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033.

LA MINISTRA DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de las facultades legales y en especial la establecida en el numeral 8 del artículo 5o del Decreto 0381 de 2012, y

CONSIDERANDO:

Que de conformidad con lo establecido en el Parágrafo del artículo 17 de la Ley 143 de 1994. compete a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), elaborar los Planes de Expansión del Sistema Interconectado Nacional, siguiendo los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 181313 del 2 de diciembre de 2002.

Que de conformidad con lo estipulado en el artículo 18 de la Ley 143 de 1994. modificado por el artículo 67 de Ley 1151 de 2007 y vigente conforme a lo dispuesto por los artículos 276 de la Ley 1450 de 2011 y 267 de la Ley 1753 del 2015, compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución.

Que de igual manera la citada norma señala que los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional.

Que la Resolución 180924 del 15 de agosto de 2003. expedida por el Ministerio de Minas y Energía, estableció y desarrolló la convocatoria pública como mecanismo para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional.

Que adicionalmente, el artículo 6o de la Resolución CREG 011 de 2009 y el artículo 1o de la Resolución CREG 147 de 2011, por medio del cual se modifica el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001. establecen que harán parte del Plan de Expansión de Referencia los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación.

Que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en cumplimiento del artículo 17 de la Ley 143 de 1994. elaboró el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”

Que de acuerdo con el numeral 8 contenido en el artículo 5o del Decreto 381 de 2012, corresponde al Despacho del Ministro de Minas y Energía “[a]doptar los planes generales de expansión de generación de energía y de la red de interconexión y establecer los criterios para el planeamiento de la transmisión y distribución”.

Que dentro de las obras de transmisión propuestas en el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033, se incluyen obras relacionadas con la conexión de algunos de los proyectos de generación asignados con obligaciones de energía firme en la subasta del cargo por confiabilidad, ubicados en Córdoba y La Guajira, y atención de la demanda en Bolívar y Putumayo.

Que la Ley 143 de 1994, artículo 17. señala igualmente que previo a la adopción de los planes, sobre estos deberá conceptuar un cuerpo consultivo permanente, por lo cual la UPME sometió a consulta del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), las obras propuestas en el referido Plan y recibió observaciones de XM Compañía de Expertos en Mercados, EPSA, Intercolombia y GEB, como miembros de dicho Comité, observaciones de las cuales algunas fueron incluidas en el documento final del “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033” previo análisis de estas.

Que mediante oficio con radicado UPME 20191520035341 (MME 2019054932), esta Unidad sometió a consideración del Ministerio de Minas y Energía el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”,

Que mediante oficio con radicado UPME 2019150038951 (MME 2019065170) se remitió para aprobación y posterior adopción por parte del Ministerio de Minas y Energía, proyecto del “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”, incluyendo en el proyecto definitivo, las observaciones presentadas por dicho Ministerio.

Que en cumplimiento de lo ordenado en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011. “Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo”, el Ministerio de Minas y Energía publicó en su página web, del 5 al 14 de septiembre de 2019, el proyecto de Resolución “por la cual se adopta el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”, con el objeto de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas del público en general, las cuales fueron incorporadas a esta Resolución en lo que se consideró pertinente.

Que. en mérito de lo expuesto.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Adoptar el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033” elaborado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), anexo a la presente Resolución que contiene las siguientes obras de transmisión las cuales deben ser ejecutadas a través de (i) Convocatoria Pública o (ii) Ampliaciones del STN, según corresponda:

Obras en Guajira - Cesar - Magdalena:

– Segundo circuito en 500 kV entre Cuestecitas y Copey, con fecha de entrada en operación - FPO a más tardar en agosto de 2022.

– Nuevo circuito Bonda (Termocol) - Río Córdoba 220 kV, con fecha de puesta en Operación - FPO en noviembre de 2023.

Obra en Córdoba:

– Nueva subestación Sahagún 500 kV. seccionando uno de los circuitos Cerro - Chinú 500 kV, con fecha de puesta en operación - FPO en junio de 2023.

Obra Bolívar:

<Inciso modificado por el artículo 5 de la Resolución 40492 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Nueva subestación Pasacaballos 220 kV, seccionando uno de los circuitos Toluviejo – Bolívar 220 kV, con Fecha de Puesta en Operación – FPO el 31 de enero de 2027.

Obra Putumayo:

– Cambio de configuración de la subestación Mocoa, de barra principal y transferencia a doble barra con bahía de acople, incluido el lote y obras de mitigación de riesgos, con fecha de puesta en operación - FPO en septiembre 2020

ARTÍCULO 2o. Los proyectos aquí relacionados se consideran de utilidad pública e interés social por así disponerlo los artículos 56 de la Ley 142 de 1994 y 5o de la Ley 143 de 1994.

ARTÍCULO 3o. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C. a 21 de octubre de 2019.

La Ministra de Minas y Energía,

Maria Fernanda Suárez

PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2019 – 2033

REPÚBLICA DE COLOMBIA

Ministerio de Minas y Energía

Unidad de Planeación Minero Energética – UPME

MARIA FERNADA SUAREZ

Ministra de Minas y Energía

Ricardo Humberto Ramírez

Director General UPME

Javier Martínez Gil

Subdirector Energía Eléctrica UPME

Elaboró:

Subdirección de Energía Eléctrica

Grupos de Generación, Transmisión y Convocatorias

Con la asesoría del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión – CAPT, conformado por:

Empresas Públicas de Medellín E.S.P.

Codensa S.A. E.S.P.

ISAGEN S.A. E.S.P.

Electricaribe S.A. E.S.P.

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P

Cerro Matoso S.A.

DIACO

Ecopetrol S.A

Empresa de Energía del Pacífico S.A E.S.P.

Grupo Energía Bogotá S.A. E.S.P.

INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P

Invitados permanentes de CAPT:

Ministerio de Minas y Energía

XM – Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P.

CONVOCATORIAS:

Carmen Andrea Rojas

Juliana A. Moreno Tiusabá

DEMANDA:

Carlos A. García Botero

William A. Martínez Moreno

GENERACIÓN:

Luis A. Hernández Beleño

William J. Henao Ramírez

Henry J. Zapata Lesmes

Juan C. Aponte Gutiérrez

John Sebastián Zarate

TRANSMISIÓN:

Baisser A. Jiménez Rivera

Raúl Gil Naranjo

Yohana Carolina Galvis Silva

Cristian C. Viasús Figueredo

Alexandra Moreno Garzón

Silvana P. Fonseca Consuegra

Andrés Felipe Hernández

Leonel Santiago Tirado

INTRODUCCIÓN

Con el objetivo de alcanzar un adecuado abastecimiento de la demanda de energía eléctrica, la UPME realiza anualmente una revisión del Plan de expansión de los recursos de generación y de las redes de transmisión. Los análisis de planeamiento realizados tienen un horizonte de largo plazo y se fundamentan en información de la infraestructura eléctrica actual, los proyectos en construcción y las proyecciones nacionales y regionales de demanda de energía y potencia.

Esta versión del Plan fue desarrollada durante el primer semestre del 2019, razón por la cual se utilizó la proyección de demanda, revisión de febrero. Respecto a transmisión, se analiza el Sistema de Transmisión Nacional – STN en relación a la conexión de las plantas acreedoras del cargo por confiabilidad y análisis de los STRs de acuerdo a lo indicado en la Resolución CREG 024 de 2013.

TABLA DE CONTENIDO

1. PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN.

1.1. INTRODUCCIÓN.

1.2. ANÁLISIS DE PLANTAS QUE NECESITAN EXPANSIÓN, NO ESTA DEFINIDA Y SE ANALIZA EN EL PRESENTE PLAN.

1.2.1. Conexión de Alpha y Beta.

1.2.2. Conexión de Tesorito.

1.3. PLANTAS QUE NECESITAN EXPANSIÓN Y YA ESTA DEFINIDA.

1.3.1. Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Winpechi.

1.3.2. La Loma Solar.

1.3.3. Puerto Solo 1.

1.3.4. Ituango.

1.3.5. TermoEBR (Esteción Rubiales) y TermoProyectos (estación Jaguey).

1.3.6. Ampliación Capacidad Candelaria.

1.4. PLANTAS QUE NO NECESITAN EXPANSIÓN.

1.4.1. Miel II.

1.4.2. Yopal.

1.4.3. Termovalle.

1.4.4. Termosolo 2.

2.1. ANALISIS 2018 - TERMOCARIBE.

2.1.1. Expansión Pasacaballos – Bolivar - ConexiónTermocaribe.

2.2. OBRAS ADICIONALES MOCOA.

2.3. ANÁLISIS SISTEMAS DE TRASMISIÓN REGIONALES – STR.

2.3.1. Área Caribe – Atlántico.

2.3.2. Área Caribe – Bolívar.

2.3.3. Área Caribe – Chinú.

LISTA DE SIGLAS

AEO: Annual Energy Outlook.

BTU: British Thermal Unit.

CND: Centro Nacional de Despacho.

CNO: Condición Normal de Operación

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

CRO: Costo de Racionamiento.

CAPT: Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión.

DOE EIA: U.S. Energy Information Administration.

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística.

ENFICC: Energía en Firme.

ENS: Energía No Suministrada.

EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia. FACTs: Sistemas Flexibles de Transmisión de Potencia Alterna.

GNC: Gobierno Nacional Central.

GNL: Gas Natural Licuado.

HVDC: Sistemas de transmisión de Corriente Directa en Alto Voltaje.

kV: Kilo Voltio.

MVA: Mega Voltio Amperio.

MW: Mega Vatio.

MVAr: Mega Voltio Amperio Reactivo.

MPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

OR: Operador de Red.

OEF: Obligación de Energía Firme.

PIB: Producto Interno Bruto.

PST: Transformadores de desplazamiento de fase

SIN: Sistema Interconectado Nacional.

S/E: Subestación.

STN: Sistema de Transmisión Nacional.

STEO: Short Term Energy Outlook.

STR: Sistema de Transmisión Regional.

SDL: Sistema de Distribución Local.

SVC: Compensador Estático de Potencia Reactiva.

STATCOM: Compensador Estático Síncrono.

TRM: Tasa Representativa del Mercado.

TRF: Transformador.

TPC: Terapiés cúbicos.

VPN: Valor Presente Neto

XM: Expertos del Mercado.

ZCIT: Zona de confluencia intertropical.

ZNI: Zona No Interconectada

2.3.4. Área Caribe – Cerromatoso.

2.3.5. Área Caribe – Guajira – Cesar – Magdalena.

2.3.6. Área Nordeste – Santander.

2.3.7. Área Nordeste – Norte de Santander.

2.3.8. Área Nordeste – Boyacá – Casanare.

2.3.9. Área Nordeste – Arauca.

2.3.10. Área Antioquia – Antioquia.

2.3.11. Área Antioquia – Chocó.

2.3.12. Área Oriental – Bogotá.

2.3.13. Área Oriental – Meta – Guaviare.

2.3.14. Área Suroccidental – Caldas – Quindío – Risaralda.

2.3.15. Área Suroccidental – Valle.

2.3.16. Área Suroccidental – Cauca – Nariño.

2.3.17. Área Suroccidental – Tolima – Huila – Caquetá.

2.3.18. Área Suroccidental – Putumayo.

ANEXO I. DIAGRAMAS UNIFILARES.

ANEXO II. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ACTUAL 2017.

ANEXO III. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL VISIÓN 2031.

ANEXO IV. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL A LARGO PLAZO.

ANEXO V. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONALES CON EXPANSIÓN.

ANEXO VI. DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN ACTUAL

ANEXO VII. DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN VISIÓN 2031.

LISTA DE GRÁFICAS

Gráfica 1-1 Alternativas Conexión alpha y Beta.

Gráfica 1-2 Mapa Alternativas Conexión Apha y Beta.

Gráfica 1-3 Alternativa Línea Virual

Gráfica 1-4 Nivel de Corto.

Gráfica 1-5 Reducción Costo Maginal.

Gráfica 1-6 Nivel de Corto Circuito.

Gráfica 1-7 Posibles ubicaciones SE Pasacaballos.

Gráfica 1-8 Alternativa Analizada a nivel del STR.

Gráfica 1-9 Alternativa STN y STR.

Gráfica 1-10 Nivel de corto trifásico - 2028.

Gráfica 1-11 Nivel de corto monofásico - 2028

Gráfica 1-12 Perfil de beneficios a 25 años.

Gráfica 1-13 Costo marginal con y sin proyecto de generación.

Gráfica 1-14 Costo marginal con y sin proyecto de generación.

Gráfica 1-15 Relación Beneficio/Costo.

Gráfica 1-30: Área Caribe Actual.

Gráfica 1-31: Área Nordeste.

Gráfica 1-32: Área Antioquia.

Gráfica 1-33 Área Oriental.

Gráfica 1-34: Área Suroccidental.

LISTA DE TABLAS

Tabla 1-1 Plantas Ganadoras del Cargo.

Tabla 1-2 Demanda Máxima años 2020 – 2022 - 2024.

Tabla 1-3 Demanda Media años 2020 – 2022 - 2024.

Tabla 1-4 Expansión Considerada en el Área.

Tabla 1-5 Capacidad Aprobada Área Caribe.

Tabla 1-6 Capacidad Líneas Área de Influencia.

Tabla 1-7 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta - sin expansión adicional – Demanda Max –Gen Max.

Tabla 1-8 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta – Sin expansión adicional – Demanda Med – Gen Max.

Tabla 1-9 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta - sin expansión adicional –Demanda Max – Gen Max.

Tabla 1-10 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta - sin expansión adicional –Demanda Med – Gen Max.

Tabla 1-11 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santa Marta – Demanda Max – Gen Max.

Tabla 1-12 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santa Marta – Demanda Max – Gen Max.

Tabla 1-13 Desempeño del sistema 2020, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santamarta y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda med – Gen Max.

Tabla 1-14 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santamarta y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Max – Gen Max.

Tabla 1-15 Ubicación Baterías.

Tabla 1-16 Esquema de Operación Propuesto.

Tabla 1-17 Desempeño - Demanda máxima – máxima generación – Absorbe en Termocol – Entrega San Marta.

Tabla 1-18 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación – Entrega en Termocol – Absorbe San Marta.

Tabla 1-19 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación Renovable –Mínima Térmica – Entrega en Termocol – Absorbe San Marta.

Tabla 1-20 Operación Propuesta Desempeño Adecuado.

Tabla 1-21 Ubicación y Capacidad Baterías.

Tabla 1-22 Esquema propuesto Analizado

Tabla 1-23 Desempeño - Demanda máxima – máxima generación– Absorbe en Termocol – Entrega San Marta.

Tabla 1-24 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación (sin Termonorte) – Entrega en Termocol – Absorbe Santa Marta San Marta.

Tabla 1-25 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con circuito entre Termocol y Rio Córdoba y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Media – Gen Max.

Tabla 1-26 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con circuito entre Termocol y Rio Córdoba y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Máxima – Gen Max

Tabla 1-27 Datos evaluación económica – Cargo por confiabilidad.

Tabla 1-28 VPN Beneficios.

Tabla 1-29 VPN Beneficios.

Tabla 1-30 VPN Costo del Cargo por Confiabilidad.

Tabla 1-31 VPN Costos.

Tabla 1-32 Costo Referencia Baterias.

Tabla 1-33 Costo Referencia Baterías – Alternativa 3 y 4.

Tabla 1-34 Ucs Nuevo Circuito Termocol - Rio Cordoba.

Tabla 1-35 Costo en UCs.

Tabla 1-36 Relación Beneficio/Costo.

Tabla 1-37 Demanda Máxima años 2020 – 2022 - 2024.

Tabla 1-38 Demanda Media años 2020 – 2022 - 2024.

Tabla 1-39 Expansión Considerada en el Área

Tabla 1-40 Capacidad Aprobada Área Caribe.

Tabla 1-41 Capacidad Líneas Área de Influencia.

Tabla 1-42 Escenarios de Análisis.

Tabla 1-43 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 1

Tabla 1-44 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 2.

Tabla 1-45 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1.

Tabla 1-46 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1.

Tabla 1-47 Costo de Racionamiento y precio de Escasez.

Tabla 1-48 Beneficio.

Tabla 1-49 UCs Proyecto.

Tabla 1-50 Costos Totales.

Tabla 1-51 Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Winpechi.

Tabla 1-52 Conexión La Loma.

Tabla 1-53 Conexión de Puerto Solo.

Tabla 1-54 Conexión de Hidrio Ituango.

Tabla 1-55 Conexión de TermoEBR y TermoProyectos.

Tabla 1-56 Aumento de Capacidad Termocandelaria.

Tabla 1-57 Conexión de Miel II.

Tabla 1-58 Conexión de Yopal.

Tabla 1-59 Conexión Termovalle.

Tabla 1-59 Conexión Termovalle.

Tabla 1-60 Demandas Industriales.

Tabla 1-61 Demandas Industriales.

Tabla 1-62 Desempeño alternativa STR.

Tabla 1-63 Escenarios Analizados.

Tabla 1-64 Desempeño del Sistema Sin Proyecto.

Tabla 1-65 Desempeño del Sistema Con Proyecto.

Tabla 1-66 Desempeño del Sistema Con Proyecto y generación.

Tabla 1-67 Costo del proyecto en UCs.

Tabla 1-68 Bloques de demanda industrual.

Tabla 1-69 Costos Adicionales en Mocoa.

Tabla 1-70: Desempeño del sistema en Atlántico.

Tabla 1-71: Desempeño del sistema en Bolívar.

Tabla 1-72: Desempeño del sistema en Chinú.

Tabla 1-73: Desempeño del sistema en Cerromatoso.

Tabla 1-74: Desempeño del sistema en Guajira – Cesar – Magdalena.

Tabla 1-75: Desempeño del sistema en Santander.

Tabla 1-76: Desempeño del sistema en Norte de Santander.

Tabla 1-77: Desempeño del sistema Boyacá – Casanare.

Tabla 1-78: Desempeño del sistema en Antioquia.

Tabla 1-79: Desempeño del sistema en Chocó.

Tabla 1-80: Desempeño del sistema en Bogotá.

Tabla 1-81: Desempeño del sistema en Meta.

Tabla 1-82: Desempeño del sistema en Caldas – Quindío – Risaralda.

Tabla 1-83: Desempeño del sistema en Valle.

Tabla 1-84: Desempeño del sistema en Cauca – Nariño.

Tabla 1-85: Desempeño del sistema en Tolima – Huila – Caquetá.

1. PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN

1.1. INTRODUCCIÓN

La Unidad de Planeación Minero Energética – UPME tiene entre sus principales funciones, establecer los requerimientos energéticos de la población según criterios económicos, sociales, técnicos y ambientales. En el marco de estas funciones, la UPME realiza anualmente la actualización del Plan de Expansión de Transmisión, definiendo las prioridades del sistema en el corto, mediano y largo plazo. Este ejercicio se fundamenta en la información de la infraestructura eléctrica actual, los proyectos futuros y las proyecciones de demanda de energía eléctrica, además de las nuevas plantas de generación que se conectan en el sistema.

En el presente año se llevó a cabo la subasta del cargo por confiabilidad, por tanto se analizó la conexión de las plantas ganadoras del cargo, de acuerdo con los numerales 1.3 y 2.2 del anexo general de la Regulación CREG 106 de 2006; en el marco de la formulación del Plan de Expansión.

A continuación, se presentan las plantas que fueron ganadoras del cargo:

Tabla 1-1 Plantas Ganadoras del Cargo

Análisis técnicos

Se plantean diferentes escenarios de análisis, en el presente documento se presenta la condición más crítica correspondiente a demanda máxima y generación máxima, lo anterior debido al direccionamiento de los flujos.

Análisis sin proyecto de expansión

A continuación, se presenta el desempeño del sistema para la condición de generación máxima y demanda máxima y media, para el caso de la conexión en Cuestecitas de los proyectos Alpha y Beta sin infraestructura adicional.

Año 2022

Como se observa en las tablas anteriores, se presenta la restricción para el año inicial de análisis correspondiente a la sobrecarga del elemento Santa Marta – Termocol (Bonda) 220 kV ante la falla de la línea Guajira – Santa Marta 220 kV; por lo cual no sería posible conectar la generación de Alpha y Beta sin expansión adicional; lo anterior es independiente del escenario de demanda máxima o media, siendo el escenario de demanda máxima más crítico; esta condición se presenta debido a la distribución de los flujos hacia la demanda de Guajira, Magdalena, Bolívar y Atlántico.

Año 2024

Al igual que el año 2022, en el año 2024 se presentan restricciones en el sistema para la conexión de Alpha y Beta sin considerar infraestructura adicional; en este sentido, se observan sobrecargas en elementos a nivel del STN y STR ante contingencias sencillas, por lo cual, inclusive con el desarrollo de red en la zona, no es posible conectar generación adicional.

Análisis de Alternativas Estudiadas

Teniendo en cuenta que en el año 2018, la Unidad junto con el CAPT, estudió diferentes alternativas para ampliar la capacidad de conexión de generación en Guajira – Cesar – Magdalena, a continuación, se plantea el desempeño del sistema para algunas de estas alternativas, las cuales se considera que puden ser viables, teniendo en cuenta la fecha de inicio de las obligaciones de energía en firme, haciendo la salvedad que las mismas serian viables dependiendo de la complejidad del desarrollo de las obras desde el punto de vista físico, social y ambiental.

- Repotenciación anillo Guajira – Termocol (Bonda) – Santa Marta a por lo menos 1000 A

- Nuevo circuito Termocol (Bonda) – Rio Córdoba 220 kV

- Segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV

- Línea Virtual – Baterías

- Línea Virtual – Baterías y Repotenciación Termocol (Bonda) – Santa Marta a por lo menos 1000 A

Se analizaron las siguientes alternativas:

Gráfica 1-1 Alternativas Conexión alpha y Beta

Como se observa, con la entrada de la repotenciación del anillo Guajira – Santa Marta - Termocol (Bonda) 220 kV, se libera el corte relacionado con estos circuitos, pero persisten las sobrecargas en las líneas de 110 kV y 220 kV entre San Juan y Valledupar por encima de su valor máximo de sobrecarga.

Alternativa 1 - Años 2022 y 2024 – Con Repotenciación en Santa Marta – Termocol (Bonda) – Guajira 220 kV a por lo menos 1000 A, segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV y Conexión de Apha y Beta

Como se observa, con la entrada de la repotenciación y el segundo circuito Cuestecitas – Copey 500 kV, se libera el corte relacionado con el anillo Guajira – Santa Marta - Termocol (Bonda) 220 kV y las líneas en 220 kV y 110 kV en Valledupar, lo que permitirá conectar las plantas de generación Alpha y Beta al sistema sin restricción.

Alternativa 2 - Año 2024 – Línea Virtual – Baterías, segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV y Conexión de Apha y Beta

La Unidad, adicional a las alternativas convencionales, analizó la posibilidad de tener una línea virtual, de acuerdo a la siguiente gráfica:

Con el uso de baterías, se busca almacenar la energía en un punto del sistema y entregarla en otro punto a través de la misma tecnología; con este fin, mediante una metodología heurística, se determinaron las siguientes capacidades y ubicaciones:

A continuación, se plantea el esquema operativo propuesto para que las baterías puedan prestar este servicio:

- Caso 1- 2022 - Demanda máxima – Generación máxima – Absorbe en Termocol (Bonda) – Entrega Santa Marta:

En este caso, se observa que con la entrada de las baterías, para el caso en que se presente generación máxima, demanda máxima y que la batería de Termocol (Bonda) absorba y entregue en Santa Marta, no se presentan violaciones en condición normal de operación ni en contingencia sencilla; sin embargo, las baterías deben ser cargadas y descargadas previamente, cambiando su condición, para lo cual se verifican los siguientes dos casos.

- Caso 2 - 2022 - Demanda mínima – Generación máxima – Entrega en Termocol (Bonda) – Absorbe Santa Marta:

Se observa que este esquema (para el caso en que se presente generación máxima, demanda mínima y que la batería de Termocol (Bonda) entregue y absorba en Santa Marta) no permite asegurar una condición adecuada para el sistema, pues con el aumento de la generación en la zona y el cambio de la demanda se hace más crítica la condición del anillo Guajira – Termocol (Bonda) – Santa Marta.

- Caso 3 - Demanda mínima – Generación máxima Renovable – mínima Térmica – Entrega en Termocol (Bonda) – Absorbe Santa Marta:

Se observa que este esquema (para el caso en que se presente generación máxima renovable, mínima térmica, demanda mínima y que la batería de Termocol (Bonda) entregue y absorba en Santa Marta) permite un adecuado desempeño del sistema, por lo cual pudiese ser el esquema propuesto para este caso.

Teniendo en cuenta lo anterior (Caso 1, Caso 2 y Caso 3), la solución de baterías podría servir para eliminar la restricción de conectar más generación ante una condición de despacho máximo y demanda máxima, considerando una operación de absorción de la batería en Termocol (Bonda) y entrega de energía de la batería en Santa Marta; sin embargo, para tener la condición operativa contraria en las baterías (entrega de la batería en Termocol (Bonda) y absorción de energía de la batería en Santa Marta), se debe considerar el esquema más adecuado, para este caso particular se puede observar que para una condición de despacho térmico mínimo en el área y máximo renovable, en demanda mínima, se puede encontrar una condición segura para realizar esta operación.

Para el caso de la solución con baterías, la operación sería la siguiente:

Alternativa 3 - Año 2024 – Línea Virtual – Baterías y Repotenciación Corredor Santa Marta – Termocol (Bonda) a por lo menos 1000 A

Para este caso, mediante un esquema Heurístico se encontraron las siguientes capacidades y ubicaciones

Al igual, que la solución para baterías unicámente, a continuación, se plantea el esquema operativo:

Caso 1- Demanda máxima – Generación máxima – Absorbe en Termocol (Bonda) – Entrega Santa Marta:

Se observa que esta alternativa, con este esquema operativo, presenta un adecuado desempeño del sistema.

- Caso 2 - Demanda mínima – Generación máxima (Termonorte apagado) – Entrega en Termocol (bonda) – Absorbe Santa Marta:

Se observa que esta alternativa, con este esquema, presenta un adecuado desempeño del sistema.

Alternativa 4 - Año 2024 – Nuevo Circuito Termocol (Bonda) - Rio Córdoba, segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV y Conexión de Apha y Beta

Se observa que esta alternativa, con este esquema, presenta un adecuado desempeño del sistema.

Nivel de Corto

A continuación, se presenta el nivel de corto circuito en las subestaciones cercanas al proyecto para el caso sin proyecto y con la alternativa 1, que es la alternativa que presenta un mejor desempeño técnico:

Se observa que el impacto por la entrada de estos proyectos sobre el nivel de corto es mínimo (< 1 kA), es importante resaltar, que actualmente subestaciones como Sabanalarga 220 kV están por encima de su nivel de corto, por lo cual la UPME ratifica la solicitud al propietario de adelantar todas las medidas para corregir esta condición.

Análisis Económicos:

Metodología

La evaluación económica para las plantas de cargo por confiablidad está definida en la Resolución UPME 515 de 2008, la cual establece:

El VPN se calcula con una tasa de oportunidad igual a la DTF promedio mensual, correspondiente al mes anterior a la fecha del cálculo.

Si R menor a 1 entonces se sumarán los beneficios adicionales que se determinen producto de la reducción del costo operativo del sistema y la reducción de pérdidas del STN dados por la entrada del proyecto (Con - Sin proyecto), en un ejercicio de planeación de largo plazo, incorporando la expansión del sistema.

Para el cálculo de los beneficios adicionales, se utiliza la siguiente expresión¹:

Dónde:

 Beneficios totales por la conexión de un proyecto de generación al SIN.

 Es el último mes del periodo de estudio.

 Es el mes objeto de cuantificación de los beneficios, durante el periodo de estudio.

 Es el conjunto de periodos i de vigencia de los contratos de venta de energía.  Energía que se espera sea transada en el mercado spot durante el mes i.

n: Es el último mes del periodo de estudio.

i: Es el mes objeto de cuantificación de los beneficios, durante el periodo de estudio.

 q: Es el conjunto de periodos i de vigencia de los contratos de venta de energía.  Es el costo marginal del sistema sin considerar el proyecto de generación en el mes i.

 Es el costo marginal del sistema considerando el proyecto de generación en el mes i.

Beneficios

Beneficio Cargo por confiabilidad:

Para el cálculo de los beneficios se tomó la siguiente información:

Tabla 1-27 Datos evaluación económica – Cargo por confiabilidad

A continuación, se presenta el VPN en beneficio:

Tabla 1-28 VPN Beneficios

Beneficio por Reducción Costo Marginal:

A continuación, se presenta el costo marginal del sistema sin los proyectos comparado con el costo marginal con los proyectos:

Costos

Costo Asociado al Cargo por Confiabilidad

Se calcula de acuerdo con la siguiente expresión:

Costo Asociado al Costo de la Red Alternativa 1

Se valoran los costos en UCs según la Resolución CREG 011 de 2009.

Tabla 1-31 VPN Costos

El costo de la red para el segundo circuito se calculó con base en la relación que existe en la red de 220 kV entre doble circuito y circuito sencillo, el cual es 32.16%, y para el caso de la repotenciación la relación en el STR de la UC con una capacidad menor de transporte y una UC con mayor capacidad de transporte, el cual es 1.42; el máximo costo correspondiene a un nuevo circuito Guajira – Termocol (Bonda) – Santamarta 220 kV esta del orden de los USD 27.000.000.

Costo Asociado a Baterías Alternativa 2 y 3

Se valoró el costo de las baterías con las siguientes referencias:

Tabla 1-32 Costo Referencia Baterias2

Tabla 1-33 Costo Referencia Baterías – Alternativa 3 y 4

Costo Asociado a Alternativa 4

Costos valorados de acuerdo a la Resolución CREG 011 de 2009:

Tabla 1-34 Ucs Nuevo Circuito Termocol - Rio Cordoba

Relación Beneficio Costo

A continuación, se presenta la relación Beneficio/Costo para todas las alternativas planteadas y analizadas.

Tabla 1-36 Relación Beneficio/Costo

Conclusiones y Recomendaciones:

- Con la infraestructura actual no es posible conectar generación adicional en la zona de la Guajira.

- Se presentó una solución estructural que presenta un desempeño adecuado, correspondiente al aumento de la capacidad del corredor Guajira – Santa Marta – Termocol 220 kV a por lo menos 1000 A y el segundo circuito Cuestecitas – Copey 500 kV.

- Se analizaron técnicamente varias soluciones adicionales correspondientes a: i) Línea virtual usando baterías, ii) Combinación entre línea virtual y repotenciación Termocol (Bonda) – Santa Marta a 1000 A iii) Nuevo circuito Termocol (Bonda) – Río Córdoba 220 kV que puede presentar un desempeño adecuado.

- Todas las alternativas presentan una relación beneficio costo superior a 1.

- Se analizó el desarrollo del proyecto que aumenta la capacidad del corredor Guajira – Santa Marta – Termocol (Bonda) 220 kV a por lo menos 1000 A; se aclara que este proyecto solo podrá estar en la fecha para inicio de obligaciones en firme, siempre y cuando el transportador se haga cargo de la repotenciación y no implique trámites complejos adicionales en relación a la misma.

- Se recomienda la ejecución del proyecto Termocol (Bonda) – Río Córdoba 220 kV, con fecha de entrada en operación: noviembre de 2023.

- Se recomienda la ejecución del segundo circuito Cuestecitas – Copey 500 kV, a más tardar para agosto de 2022.

1.2.2. Conexión de Tesorito

Antecedentes

- El día 28 de febrero de 2019, se llevó a cabo la subasta del cargo por confiabilidad, dentro del cual el proyecto térmico Tesorito fue adjudicatario con la siguiente energía:

- Tesorito, con energía de 4.56 GWh-día y capacidad instalada de 198.7 MW

- Demanda considerada:

Tabla 1-37 Demanda Máxima años 2020 – 2022 - 2024

Tabla 1-38 Demanda Media años 2020 – 2022 - 2024

- Expansión considerada:

Tabla 1-39 Expansión Considerada en el Área

- Conceptos aprobados:

Tabla 1-40 Capacidad Aprobada Área de Caribe

- Capacidad líneas Guajira - Cesar – Magdalena:

Tabla 1-41 Capacidad Líneas Área de Influencia

Análisis técnicos

Se plantean tres alternativas para la conexión:

- Alternativa 1 – Conexión directa a Chinú.

- Alternativa 2 – Apertura de uno de los circuitos Cerromatoso – Chinú 500 kV.

- Alternativa 3 – Apertura de los dos circuitos Cerromatoso – Chinú 500 kV.

Desempeño Alternativas

Se analizaron diferentes escenarios, y a continuación se presentan los escenarios más relevantes:

Tabla 1-42 Escenarios de Análisis

Alternativa conexión directa Chinú – Escenario 1

A continuación, se presenta el desempeño para la conexión directa a Chinú:

Tabla 1-43 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 1

Como se puede observar en la tabla anterior, para el escenario analizado (Generación máxima – Demanda máxima) se presenta un desempeño adecuado del sistema, sin que se presenten sobrecargas y/o sobretensiones en el sistema como consecuencia de la conexión de la generación.

Alternativa conexión directa Chinú – Escenario 2

Tabla 1-44 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 2

Como se puede observar en la tabla anterior, para el escenario analizado (Generación máxima – Demanda mínima) se presenta un desempeño adecuado del sistema, sin que se presenten sobrecargas y/o sobretensiones en el sistema como consecuencia de la conexión de la generación.

Nueva subestación Sahagún 500 kV y apertura de uno o dos circuitos Cerro – Chinú 500 kV, en Cerro – Sahagún – Chinú 500 kV – Escenario 1

A continuación, se presenta el desempeño técnico del sistema, para una condición de despacho máximo, demanda máxima.

Tabla 1-45 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1

Como se puede observar en la tabla anterior, para el escenario analizado (Generación máxima – Demanda máxima) se presenta un desempeño adecuado del sistema, sin que se presenten sobrecargas y/o sobretensiones en el sistema como consecuencia de la conexión de la generación, para las dos alternativas de conexión analizadas.

Tabla 1-46 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1

Como se puede observar en la tabla anterior, para el escenario analizado (Generación máxima – Demanda mínima) se presenta un desempeño adecuado del sistema, sin que se presenten sobrecargas y/o sobretensiones en el sistema como consecuencia de la conexión de la generación, para las dos alternativas de conexión analizadas.

Nivel de Corto Circuito

A continuación, se presenta el Nivel de corto circuito en las subestaciones cercanas al proyecto:

Gráfica 1-6 Nivel de Corto Circuito

Se observa que el impacto por la entrada de estos proyectos sobre el nivel de cortocircuito es mínimo (alrededor de 0.8 kVA para Cerromatoso 500 kV y 0.7 kVA para Chinú 500 kV, subestaciones que observan el mayor aumento), es importante resaltar que actualmente subestaciones como Sabanalarga 220 kV están por encima de su nivel de corto, por lo cual la UPME ratifica la solicitud al propietario de adelantar todas las medidas para corregir esta condición.

Análisis Económicos:

Metodología

La evaluación económica para las plantas de cargo por confiablidad está definida en la Resolución UPME 515 de 2008, la cual establece:

El VPN se calcula con una tasa de oportunidad igual a la DTF promedio mensual, correspondiente al mes anterior a la fecha del cálculo.

Si R (relación beneficio/costo) es menor a 1 entonces se sumarán los beneficios adicionales que se determinen producto de la reducción del costo operativo del sistema y la reducción de pérdidas del STN dados por la entrada del proyecto (Con - Sin proyecto), en un ejercicio de planeación de largo plazo, incorporando la expansión del sistema.

Beneficios

Para el cálculo de los beneficios se tomó la siguiente información:

Tabla 1-47 Costo de Racionamiento y precio de Escasez

 

A continuación, se presenta el beneficio generado:

Tabla 1-48 Beneficio

5.1 Costos

Se valoran los costos en UCs según la Resolución CREG 011 de 2009.

Tabla 1-49 UCs Proyecto

Tabla 1-50 Costos Totales USD

Relación Beneficio/Costo

A continuación, se presenta la relación beneficio/costo:

Conclusiones y Recomendaciones:

- Se analizaron dos alternativas de conexión, considerando la reconfiguración de uno o dos circuitos Cerromatoso – Chinú 500 kV. Para cualquiera de los casos, se presenta un desempeño adecuado del sistema. El proyecto presenta una relación Beneficio/Costo superior a 1.

- Se analizó el desempeño de la conexión de la planta de generación Tesorito directamente a la subestación Chinú 500 kV, encontrando que la misma también tiene un desempeño adecuado, sin embargo, no se presenta en el documento debido a que el mismo es similar a las estudiadas que representan expansión.

- Se recomienda el desarrollo de la nueva subestación Sahagún 500 kV, seccionado uno de los circuitos Cerro – Chinú 500 kV, con fecha de puesta en operación agosto de 2023.

1.3. PLANTAS QUE NECESITAN EXPANSIÓN Y YA ESTÁ DEFINIDA

1.3.1. Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Windpeshi

Las plantas Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Windpeshi, cuentan con concepto aprobado por parte de la Unidad y su conexión se ha evaluado en diferentes planes de expansión. A continuación, se presentan aspectos relacionados con los puntos de conexión y las obras de transmisión necesarias para su conexión y fecha de entrada en operación oficial.

Tabla 1-51 Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Winpechi

1.3.2. La Loma Solar

Para la planta de generación La Loma Solar 150 MW se emitió concepto por parte de la Unidad con radicado UPME No. 20171520016211 del 27 de abril de 2017, el proyecto se conectará a la subestación La Loma 110 kV, la cual está siendo ejecutada por el esquema de convocatoria pública.

Tabla 1-52 Conexión La Loma

1.3.3. Puerto Solo 1

En el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2017 - 2031, la Unidad realizó los análisis técnicos de la conexión del generador térmico ciclo combinado Puerto Solo 148 MW en la nueva subestación Pacífico 230 kV, encontrado técnicamente viable la misma.

Tabla 1-53 Conexión de Puerto Solo

1.3.4. Ituango

La planta Ituango 1200 MW, se evaluó en Plan 2013 – 2027 y para su conexión son necesarias las siguientes obras:

- Nueva subestación Ituango 500 kV,

- Dos líneas Ituango – Cerromatoso 500 kV,

- Nueva Línea Ituango –Porce III- Sogamoso 500 kV

- Nueva subestación Medellín 500/230 kV,

- Líneas a nivel de 500 kV Ituango – Medellín

- Medellín – Virginia 500 kV.

- Transformación 500/230 kV - 900 MVA en la nueva subestación

- Reconfiguración del circuito Ancón – Occidente 230 kV en Ancón - Medellín y Medellín – Occidente

- Nuevo enlace Medellín - Ancón 230 kV

Tabla 1-54 Conexión de Hidrio Ituango

1.3.5. TermoEBR (Estación Rubiales) y TermoProyectos (Estación Jagüey)

Las plantas de generación TermoEBR y TermoProyectos de 19.4 MW cada una, se evaluaron en la presente vigencia, su conexión está supeditada a la entrada del proyecto UPME – 03 -2010 Chivor II - Norte - Bacatá 230 kV.

Tabla 1-55 Conexión de TermoEBR y TermoProyectos

1.3.6. Ampliación Capacidad Termocandelaria

La UPME emitió concepto para la ampliación de la capacidad de generación de la central Termocandelaria de 314 MW a 566.15 MW, supeditado a la repotenciación de los enlaces Candelaria - Ternera 1 220 kV y Candelaria - Ternera 2 220 kV a un valor mínimo de 1000 A y el aumento de la capacidad de cortocircuito de la subestación Sabanalarga 220 kV.

Tabla 1-56 Aumento de Capacidad Termocandelaria

1.4. PLANTAS QUE NO NECESITAN EXPANSIÓN

1.4.1. Miel II

La UPME emitió concepto de conexión para la planta Miel II 120 MW a la subestación San Felipe 230 kV, propiedad de INTERCOLOMBIA S.A. ESP, con fecha de entrada en operación para el 31 de diciembre de 2022.

Tabla 1-57 Conexión de Miel II

1.4.2. Yopal

La UPME emitió concepto para la ampliación en 40 MW en la subestación Yopal 115 kV para una capacidad total instalada de 150 MW.

Tabla 1-58 Conexión de Yopal

1.4.3. Termovalle

La UPME viene analizando las propuestas del Operador de Red EPSA frente a la conexión de la planta de generación, pues los análisis de la propuesta del estudio evidenciaron sobrecarga en elementos del sistema ante contingencia sencilla, el OR propuso como medida de mitigación el desacople de barra en las subestaciones Guachal y Termoyumbo 115 kV, con el fin de separar bahías. Se evidencia la necesidad en el mediano/largo plazo de revisar una solución estructural en la zona, dentro de la cual esta como propuesta la nueva subestación Estambul.

Tabla 1-59 Conexión Termovalle

1.4.4. Termosolo 2

Al igual que la conexión de Termovalle, la UPME viene analizando las propuestas del Operador de Red EPSA frente a la conexión de la planta de generación, pues los análisis de la propuesta del estudio evidenciaron sobrecarga en elementos del sistema ante contingencia sencilla, dependencia de la demanda a conectar en la zona y altos niveles de corto circuito en subestaciones aledañas, el OR propuso como medida de mitigación el desacople de barra en las subestaciones Guachal 115 kV y Termoyumbo 115 kV, se evidencia en el mediano/largo plazo la necesidad de revisar una solución estructural en la zona, dentro de la cual esta como propuesta la nueva subestación Estambul.

2. Tabla 1-60 Conexión Termovalle

2.1. ANALISIS 2018 - TERMOCARIBE

2.1.1. Expansión Pasacaballos – Bolívar – Conexión Termocaribe

Antecedentes

- El OR de Red, Electricaribe, presentó la propuesta de un nuevo punto de conexión en Bolívar 220 kV, denominado Pasacaballos, en el cual planteaba la interconexión entre el Sistema de Transmisión Nacional -STN y Sistema de Transmisión Regional -STR.

- El promotor del proyecto NewGen (Termocaribe), realizó la solicitud de conexión de una nueva generación con capacidad de 350 MW (Exportación al SIN).

- El OR Electricaribe ha recibido una serie de solicitudes de conexión de cargas industriales que se están desarrollando en el sector.

Tabla 1-61 Demandas Industriales

- Se han identificado problemáticas a nivel del Sistema de Distribución local que atiende a las demandas cercanas al proyecto propuesto.

Ubicación del proyecto

La subestación Pasacaballos 220 kV se encuentra ubicada en el área de Pasacaballos, en el departamento de Bolívar. En la figura se puede observar cuatro posibles alternativas para la ubicación de la futura subestación, las cuales fueron reportadas por Electricaribe.

Gráfica 1-7 Posibles ubicaciones SE Pasacaballos

Tabla 1-62 Demandas Industriales

Alternativas Analizadas

Inicialmente se analizó la obra a nivel del STR, desarrollando la siguiente infraestructura:

- Reconfiguración de la línea Ternera – Toluviejo 110 kV en Ternera – Pasacaballo – Toluviejo 110 kV.

- Línea Pasacaballo – Nueva Cospique 110 kV de aproximadamente 10 km de longitud. Fuente: UPME

Desempeño del sistema

A continuación, se presenta el desempeño para el desarrollo de proyecto en el STR:

Tabla 1-63 Desempeño alternativa STR

Tal como se evidencia en la tabla anterior, con el desarrollo del proyecto a nivel del STR, no es posible conectar la demanda adicional solicitada. Así mismo, al hacer la conexión de la planta de generación a nivel del STR, se evidencian sobrecargas inclusive en condición normal de operación. Por lo anterior, este documento propone un proyecto más robusto, el cual se presenta a continuación.

Proyecto propuesto:

- Nueva subestación Pasacaballos 220/110 kV - 2 x 150 MVA

- Conexión mediante la nueva línea Bolívar – Toluviejo – Chinú 220 kV, reconfigurándose en Bolívar – Pasacaballos – Toluviejo – Chinú 220 kV.

- Reconfiguración de la línea Ternera – Toluviejo 110 kV en Ternera – Pasacaballos – Toluviejo 110 kV.

- Línea Pasacaballos – Nueva Cospique 110 kV de aproximadamente 10 km de longitud.

Gráfica 1-9 Alternativa STN y STR

Consideraciones y supuestos:

- Se realizaron los análisis con las proyecciones de demanda nacionales publicadas por la UPME en abril de 2018.

- Se considera la demanda asociada a Reficar 70 MW en Bolívar.

- Se consideran las distribuciones de carga a nivel del Sistema de Distribución Local - SDL presentado por el Operador de Red Electricaribe.

- Se consideran las demandas indicadas por el OR.

- Se consideró una Planta de generación en Pasacaballos 230 kV (Temocaribe).

- Se consideró el aumento en la capacidad de generación de Candelaria de 314 MW a 566.15 MW. „h Se consideran las siguientes condiciones del sistema:

Tabla 1-64 Escenarios Analizados

Análisis Eléctricos:

Condición Sin Proyecto

Tabla 1-65 Desempeño del Sistema Sin Proyecto

Sin la entrada de Pasacaballo 220 kV se evidencia:

- En condiciones normales de operación y sin la generación interna en Bolívar, se observan bajos niveles del tensión en el circuito Mamonal 8 13.8 kV. Además, la cargabilidad del circuito Mamonal 8 es superior al 110% en condición normal de operación, es decir no se puede atender la demanda del área.

- Ante contingencia sencilla de la línea Proeléctrica – Mamonal 66 kV se presenta una cargabilidad mayor al 100% en la línea Ternera – Mamonal 66 kV.

- Con la generación interna en la subárea Bolívar y ante pérdida del enlace Ternera – Candelaria 220 kV, se observa una cargabilidad mayor al 100% en el circuito que queda en operación. Aunque no se superan los límites establecidos, se evidencia un aumento en la cargabilidad del TRF Ternera 220/110 kV y de la línea Ternera – Candelaria 220 kV con el aumento de la generación en Candelaria.

- Se evidencia un deterioro de las condiciones a nivel del SDL lo que no permite atención de la demanda actual y la futura con condiciones de calidad, confiabilidad y seguridad.

Condición Con Proyecto

Tabla 1-66 Desempeño del Sistema Con Proyecto

Con la entrada de Pasacaballo 220 kV se evidencia:

- En condiciones normales de operación y sin la generación interna en Bolívar, se observan adecuados niveles de tensión en los circuitos asociados a la subestación Pasacaballo, sin embargo en las colas de los circuitos se siguen presentando unas bajas tensiones, para lo cual el Operador de Red propone instalación de regulador de conexión y de tensión.

- En condiciones normales de operación y ante las contingencias realizadas en posible conectar la demanda industrial de 20.7 MW con los criterios de calidad establecidos.

- Disminución en la cargabilidad del anillo a 110 kV, específicamente, el TRF Candelaria 220/110 kV y la línea Candelaria – Nueva Cospique 110 kV.

Condición con Proyecto y conexión de NewGen

Tabla 1-67 Desempeño del Sistema Con Proyecto y generación

Con la entrada de Pasacaballo 220 kV + 342 MW de NewGen - Termocaribe (2023 demanda mínima y máxima generación en el área) se evidencia:

- En condiciones normales de operación, la conexión de NewGen presenta cargabilidades dentro de los rangos establecidos y la generación puede ser evacuada.

- Ante contingencia de la línea Pasacaballo – Toluviejo 220 kV, la línea Bolívar – Pasacaballo 220 kV presenta una cargabilidad mayor al 60%.

- Ante contingencia de la línea Ternera – Candelaria 220 kV, la línea paralela presenta una cargabilidad superior al nivel de sobrecarga (considerando el aumento de generación en Candelaria, sin considerar el aumento de la capacidad del enlace Ternera – Candelaria 220 kV y sin considerar la conexión de NeoGen).

- Para un despacho bajo en la zona de Bolívar y máximo despacho en la NeoGen, se observa que ante la salida del Bolívar – Pasacaballo 220 kV, se puede presentar altas cargabilidades y/o sobrecargas de los siguientes elementos: i) Transformador de Ternera 220/110 kV, ii) Enlace Pasacaballos – Turbaco – Ternera 110 kV y iii) Pasacaballos – N. Cospique 110 kV; por lo cual se hacen necesarias las siguientes medidas: i) aumento de la capacidad de sobrecarga del transformador Ternera 220/110 kV, ii) aumento de la capacidad del enlace Pasacaballos – Turbaco – Ternera 110 kV a por lo menos 800 A y iii) Definir la línea nueva Pasacaballos – N. Cospique de por lo menos 800 A.

Nivel de Corto

A continuación, se presenta el nivel de corto circuito en las subestaciones cercanas al proyecto.

Gráfica 1-10 Nivel de corto trifásico - 2028

Fuente: UPME

Gráfica 1-11 Nivel de corto monofásico - 2028

Fuente: UPME

Se observa que las subestaciones Ternera 66 kV y Bolívar 66 kV tienen un nivel de corto por encima de su capacidad máxima, por lo cual el Operador de Red está en la responsabilidad de repotenciar éstas subestaciones para aumentar la capacidad del corto de las mismas. En relación a Cospique 66 kV, se observa un nivel de corto muy cerca de su valor máximo, por lo cual el OR también estará en la responsabilidad de implementar todas las medidas para aumentar la capacidad de corto de ésta subestación.

Análisis Económicos:

5.1 Costos

Se valoran los costos en UCs según las Resoluciones CREG 015 de 2018 y CREG 011 de 2009.

Tabla 1-68 Costo del proyecto en UCs

Fuente: UPME

Beneficios

Para el cálculo de los Beneficios se realizó una valoración teniendo en cuenta: i) Aumento de la demanda vegetativa ii) Aumento de demanda industrial y iii) Conexión de nueva generación; tal como se presenta a continuación:

Aumento de demanda Vegetativa e industrial:

Gráfica 1-12 Perfil de beneficios a 25 años

Fuente: UPME

Considerando los siguientes bloques:

Tabla 1-69 Bloques de demanda industrual

 Fuente: UPME, Información: ECA

Conexión de generación:

Los beneficios cuantificados por la Unidad para determinar si se justifica la conexión de una planta de generación, desde el punto de vista de la demanda, se resume de manera general en la siguiente expresión3:

Dónde:

B: Beneficios totales por la conexión de un proyecto de generación al SIN.

n: Es el último mes del periodo de estudio.

i: Es el mes objeto de cuantificación de los beneficios, durante el periodo de estudio.

q: Es el conjunto de periodos i de vigencia de los contratos de venta de energía.  Obligación de Energía en Firme del proyecto de generación en el mes i.

CRO: Costo de racionamiento del SIN, escalón 1.

 Es el precio de escasez del SIN, el cual está asociado a la planta térmica existente más ineficiente.

k: Probabilidad de un escenario hidrológico, tipo Niño.

 Energía que se espera sea transada en el mercado spot durante el mes i. Es el 20% de la demanda de energía proyectada.

n: Es el último mes del periodo de estudio.

i: Es el mes objeto de cuantificación de los beneficios, durante el periodo de estudio.

q: Es el conjunto de periodos i de vigencia de los contratos de venta de energía.  Obligación de Energía en Firme del proyecto de generación en el mes i.

CRO: Costo de racionamiento del SIN, escalón 1.

 Es el precio de escasez del SIN, el cual está asociado a la planta térmica existente más ineficiente.

k: Probabilidad de un escenario hidrológico, tipo Niño.

 Energía que se espera sea transada en el mercado spot durante el mes i. Es el 20% de la demanda de energía proyectada.

 Energía que se tranza en contratos durante el mes i. Es el 80% de la demanda de energía proyectada.

 Es el periodo de conjuntos i que pertenecen al conjunto q.  Es el costo marginal del sistema sin considerar el proyecto de generación en el mes i.

 Es el costo marginal del sistema considerando el proyecto de generación en el mes i.

 Es el sobrecosto operativo del sistema debido a las limitaciones y restricciones de Red en el mes i, sin considerar el proyecto de generación

 Es el sobrecosto operativo del sistema debido a las limitaciones y restricciones de Red en el mes i, considerando el proyecto de generación

 Corresponde a las pérdidas del Sistema Interconectado Nacional en el mes i, sin considerar el proyecto de generación

 Corresponde a las pérdidas del Sistema Interconectado Nacional en el mes i, considerando el proyecto de generación.

Para el caso particular de la expresión, se considera el costo operativo con y sin considerar el proyecto de generación; a continuación, se presentan los resultados del costo marginal del sistema y la diferencia del mismo.

Gráfica 1-13 Costo marginal con y sin proyecto de generación

Fuente: UPME

Gráfica 1-14 Costo marginal con y sin proyecto de generación

Fuente: UPME

De lo anterior se puede encontrar un Valor Presente de los beneficios, del orden de USD 260.125.732.

Relación Beneficio/Costo

A continuación, se presenta la relación Beneficio/Costo para 25 años diferenciando los beneficios asignados a la demanda y a la conexión de la generación.

Gráfica 1-15 Relación Beneficio/Costo

Fuente: UPME

Como se puede observar, considerando el beneficio asociado a la demanda (vegetativa e industrial) y la generación, la relación Beneficio/Costo es muy superior a 1; así mismo, es fácilmente identificable como sería la nueva relación Beneficio/Costo si no se da parte de la demanda industrial o de la generación.

CONCLUSIONES

- Sin la entrada de la subestación Pasacaballo 220 kV, no es posible atender la demanda industrial que requiere conectarse en la zona.

- El proyecto presenta una relación Beneficio/Costo muy superior a 1. -

 La cargabilidad del circuito Ternera – Candelaria 220 kV, ante contingencia sencilla, se presenta debido al aumento de la generación de Candelaria. Se considera necesario aumentar la capacidad de estos circuitos con la entrada de esta generación.

- Con la entrada de la subestación Pasacaballo 220 kV las condiciones del área de influencia mejoran significativamente.

- Con la nueva línea Pasacaballo – Nueva Cospique 110 kV se observa una disminución en las cargabilidades del TRF Candelaria 220/110 kV y de las líneas Candelaria – Nueva Cospique 110 kV.

- La conexión de la generación NewGen (Termocaribe) a la subestación Pasacaballo 220 kV para las condiciones estudiadas presenta un desempeño adecuado, se considera el aumento de capacidad de la línea Ternera – Candelaria 220 kV.

- Se realizaron análisis para verificar el comportamiento de Pasacaballo 110 kV para el horizonte de análisis, encontrando que no es posible conectar la demanda que solicita la conexión en la zona, adicionalmente, al no contar con la subestación 220 kV no es posible conectar la nueva generación.

- Con el desarrollo del proyecto o antes, se deben aumentar las capacidades de corto para las subestaciones Bosque 66 kV, Ternera 66 kV y Cospique 66 kV.

- Se hacen necesarias las siguientes medidas con el proyecto: i) Aumento de la capacidad de sobrecarga del transformador Ternera 220/110 kV, ii) Aumento de la capacidad del enlace Pasacaballos – Turbaco – Ternera 110 kV a por lo menos 800 A y iii) Definir la línea nueva Pasacaballos – Nueva Cospique de por lo menos 800 A.

- Es necesario desarrollar el proyecto para poder alimentar la demanda que está solicitando conexión en el área y conectar la generación nueva.

- Se observa que las subestaciones Ternera 66 kV y Bolívar 66 kV tienen un nivel de corto por encima de su capacidad máxima de corto, por lo cual el Operador de Red está en la responsabilidad de repotenciar estas subestaciones para aumentar la capacidad del corto de las mismas. En relación a Cospique 66 kV se observa un nivel de corto muy cerca de su valor máximo, por lo cual el OR también estará en la responsabilidad de implementar todas las medidas para aumentar la capacidad de corto de esta subestación.

RECOMENDACIONES STN

- Nueva subestación Pasacaballos 220/110 kV - 2 x 150 MVA

- Conexión mediante la nueva línea a 220 kV Bolívar – Toluviejo - Chinú, reconfigurándose en Bolívar – Pasacaballos – Toluviejo – Chinú 220 kV.

Fecha de puesta en operación: Junio de 2024.

2.2. OBRAS ADICIONALES MOCOA

En el Plan de expansión de Referencia Generación – Transmisión 2017 – 2029, la Unidad analizó el cambio de configuración de la subestación Mocoa, en éste Plan, se indicó que el cálculo de benéficos asociados correspondían a USD 18.235.713 a diciembre de 2017 y el costo diferencial del cambio de configuración de barra principal a transferencia a doble barra con acople es de USD 159.778; en este sentido el transportador informó a esta Unidad mediante Radicado UPME 20191100019692 que los costos adicionales corresponden a los siguientes ítems y valores:

Tabla 1-70 Costos Adicionales en Mocoa

Teniendo en cuenta lo anterior, es claro que aún incluyendo estos costos la relación beneficio/costo permanece por encima de 1.

2.3. RECOMENDACIONES

Obra Córdoba:

- Nueva subestación Sahagún 500 kV, seccionando uno de los circuitos Cerro – Chinú 500 kV.

Fecha de puesta en operación: Agosto de 2023.

Obra Guajira – Cesar - Magdalena:

- Desarrollo del proyecto de repotenciación que aumenta la capacidad del corredor Guajira – Santa Marta – Termocol (Bonda) 220 kV a por lo menos 1000 A. Se aclara que el proyecto de repotenciación podrá estar en operación en la fecha para inicio de obligaciones en firme, siempre y cuando el transportador se haga cargo de dicha obra y ésta no implique trámites complejos adicionales en relación con la misma.

- Nuevo circuito Termocol (Bonda) – Río Córdoba 220 kV, con fecha de entrada en operación noviembre 2023.

- Segundo circuito Cuestecitas – Copey 500 kV, con fecha de entrada en operación a más tardar agosto de 2022.

Obra Bolivar:  

- Nueva subestación Pasacaballos 220/110 kV - 2 x 150 MVA.

- Conexión mediante la nueva línea Bolívar – Toluviejo – Chinú 220 kV, reconfigurándose en Bolívar – Pasacaballos – Toluviejo – Chinú 220 kV.

Fecha de puesta en operación: Junio de 2024.

2.4. ANÁLISIS SISTEMAS DE TRASMISIÓN REGIONALES – STR

Teniendo en cuenta el Artículo 7 de la Resolución CREG 024 de 2013, el cual establece lo siguiente:

"(…) Artículo 7. Necesidades de expansión identificadas por la UPME: Cuando en el Plan de Expansión del SIN se identifiquen necesidades de expansión en los STR, los OR del área de influencia deberán proponer un proyecto que sirva de solución a la necesidad e incluirlo dentro de su respectivo plan de expansión que entregará a la UPME al año siguiente, teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 3.

Si los OR no incluyen tales proyectos dentro de su plan de expansión, la UPME definirá el proyecto a ejecutar y lo incluirá en el Plan de Expansión del SIN. Los OR del área de influencia que no presentaron proyectos que atendieran las necesidades identificadas no podrán manifestar interés en ejecutar el proyecto que definió la UPME ni participar en los posibles Procesos de Selección para su ejecución en caso de que se tenga que recurrir a ellos (…)".

La Unidad presenta, para cada una de las áreas operativas, las necesidades identificadas, con el fin de que hagan parte de estudio de las soluciones por cada uno de los OR en sus respectivos Planes de Expansión, y así se puedan presentar las obras respectivas para solucionar las problemáticas.

2.4.1. Área Caribe – Atlántico

Gráfica 1-16: Área Caribe Actual.

Fuente de gráfica: UPME

Problemáticas identificadas:

El área Atlántico presenta múltiples problemáticas, en su mayoría como consecuencia de agotamiento y nula expansión por parte del OR a nivel de 110 kV, además del agotamiento de la capacidad de la transformación STN/STR y STR/SDL, lo que conlleva a tener generación de seguridad en el área, generación que adicionalmente debe ser cuidadosamente balanceada entre los recursos ubicados en el área y los niveles de tensión; además de tener el riesgo de una posible desatención de demanda ante fallas N-1 de elementos de red a nivel del Sistema de Transmisión Regional y Sistema de Distribución Local.Así mismo, se presenta agotamiento de los niveles de corto de las subestaciones del área.

A continuación se presentan las problemáticas observadas:

Tabla 1-71: Desempeño del sistema en Atlántico.

Conclusiones:

- Agotamiento en la capacidad de transformación 230/110 kV en Tebsa y Termoflores: Se observa sobrecargas ante condiciones de falla de uno de los transformadores de Tebsa o Flores 230/110 kV y en condiciones de mínimo despacho en Atlántico, lo que impone la necesidad de tener generación de seguridad al interior del área, desoptimizando el despacho y ocasionando posible desatención de la demanda, al no contar con la misma. Actualmente, se tiene definido el proyecto Caracolí, El Río y obras asociadas, como solución a esta problemática, los cuales tienen como fecha esperada de entrada en operación entre el 2017/2018 para Caracolí STN/STR y 2020 para El Río en el STN/STR.

- Agotamiento en la red de 110 kV de Atlántico: Se observa agotamiento de la red que puede producir desatención de la demanda y desoptimización del despacho, debido a la generación de seguridad que se debe mantener para poder preservar el sistema ante contingencia simple. Actualmente se tiene definido el proyecto Caracolí y obras asociadas, obras adicionales en el STR de Atlántico, y el proyecto El Río y obras asociadas para solucionar esta problemática, los cuales tienen como fecha de entrada en operación entre el año 2017 y 2020. Actualmente no existen escenarios seguros para la operación, se espera que con la repotenciación de los circuitos que salen de la subestación TEBSA se logren conseguir algunos escenarios seguros.

- Agotamiento en la capacidad 230/110 kV Sabanalarga: Se observa agotamiento de la capacidad del transformador Sabanalarga 230/110 kV y posible desatención de demanda ante contingencia. Con la entrada de los proyectos en el área de Atlántico ya definidos, los cuales permiten el cierre del seccionamiento se eliminaría esta condición. Antes de la entrada de los proyectos de expansión se presenta riesgo de desatención de la demanda.

- Alcance de los niveles de corto circuito a valores de diseño en las subestaciones Tebsa y Termoflores: Se observa que los niveles de corto para las subestaciones Tebsa 230 kV y Termoflores 110 kV llegan a su nivel máximo. Por lo anterior, se hace necesario que los dueños de las subestaciones adelanten todas las acciones necesarias para que en el corto plazo y antes de la entrada en servicio de las obras propuestas, se aumenten los niveles de corto en estas subestaciones.

Lo anterior, de acuerdo con el principio que ningún elemento del sistema puede limitar la operación adecuada del mismo, para el caso de transmisión, el cual está definido mediante la Resolución CREG 011 de 2009, la cual establece que:

"(…) Artículo 6. Remuneración de nuevos Activos de Uso que sustituyan a otros: Para la remuneración de un nuevo Activo de Uso que sustituya a otro que se estaba remunerando con una Unidad Constructiva diferente se debe cumplir lo siguiente: i) Que el TN que represente dicho activo presente a la UPME la evaluación técnica y económica que justifica la ampliación o su sustitución; ii) Que la UPME, una vez aplicados los criterios establecidos en la normatividad vigente, recomiende en el Plan de Expansión la ampliación o sustitución de dicho activo; iii) Que el TN solicite a la CREG la inclusión de este activo dentro del inventario de activos remunerados; y iv) Que la CREG expida la Resolución mediante la cual aprueba su remuneración, una vez el activo entre en operación.

Parágrafo: La reposición de los activos es responsabilidad de sus propietarios o de los TN que los representen. Con este propósito el TN deberá presentar a la UPME, dentro de los seis meses siguientes a la entrada en vigencia de esta Resolución, un plan de reposición acorde con un diagnóstico técnico del estado de sus activos, que cubra un periodo de cinco años. En ningún caso el incumplimiento de las normas técnicas establecidas por la autoridad competente o las limitaciones técnicas de equipos o elementos de una Unidad Constructiva podrán limitar la operación adecuada del Sistema y le corresponderá al TN ajustar dicho activo y solicitar a la CREG la reclasificación de la Unidad Constructiva, si fuere el caso. (…)" Subrayado propio.

- Se observa que con la entrada de los proyectos planteados para el 2024 se presenta un desempeño adecuado del sistema, eliminando las restricciones del área permitiendo una mayor flexibilidad en la operación de los recursos.

- Se hace necesario adelantar todas las medidas para reducir el riesgo de desatención de la demanda. Una de ellas corresponde a la posibilidad de uso de baterías, elementos analizados en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2015 – 2029. Sin embargo, se está a la espera de la reglamentación de este elemento para su implementación.

Proyectos presentados, aprobados al Operador de Red y en proceso de convocatoria y/o ejecutados directamente:

Año 2018/2024

- Nueva obras asociadas a Atlántico

- Nuevo doble circuito subterráneo a 110 kV (4 km) desde Barranquilla hasta S/E Norte 110 kV.

- Nueva S/E Magdalena 110 kV y obras asociadas.

- Nueva subestación Estadio 110 kV y obras asociadas.

- Proyecto El Río STN/STR.

Medidas de mitigación:

- Uso de Baterías en el STR/SDL Atlántico.

- Repotenciación circuitos salida de Tebsa (Tebsa – El Río 110 kV, Tebsa – Unión 110 kV, Tebsa – Cordialidad 110 kV, Tebsa – Veinte de Julio 110 kV y Tebsa – TVeinte de Julio 110 kV).

Otros proyectos en análisis

- El operador de red solicita la conexión de la Nueva Subestación Palermo 110 kV realizando la apertura de la línea El Río - TEBSA 110 kV a 1.7 km partiendo de la S/E TEBSA y construyendo un nuevo doble circuito para la conexión de la S/E Palermo con una longitud de 3.1 km.

- Construcción de un anillo a 110 kV entre las subestaciones Galapa 110 kV - Juan Mina 110kV y Nueva Barranquilla 110 kV:

Nuevos circuitos: i) circuito sencillo entre las subestaciones Nueva Barranquilla 110 kV y Nueva Galapa 110 kV y ii) un circuito sencillo entre las subestaciones Nueva Galapa 110 kV y Juan Mina 110 kV.

2.4.2. Área Caribe – Bolívar

Problemáticas identificadas:

El área Bolívar presenta diferentes problemáticas, relacionadas en su mayoría como consecuencia de agotamiento de red a nivel de 66 kV y agotamiento de transformación STN/STR.

A continuación, se presentan cada una de las problemáticas observadas, los impactos que éstas tienen en el sistema, y en el caso que se hayan presentado soluciones, se indica cuáles fueron las mismas para escenario crítico.

Tabla 1-72: Desempeño del sistema en Bolívar.

Fuente de tabla: UPME

Conclusiones:

- Agotamiento en la capacidad de transformación 230/66 kV: Se observa el agotamiento de la transformación STN/STR, se hace necesario la entrada de los proyectos relacionados tercer transformador en Bosque y el nuevo punto de conexión STN/STR en Bolívar.

- Agotamiento de la red a 66 kV: Es evidente el agotamiento de la red de 66 kV, se presentan sobrecargas de elementos en condición de N-1, el proyecto La Marina mejora el desempeño, sin embargo, el mismo se vuelve a agotar, por lo cual se hace necesario un proyecto estructural correspondiente a cambio de nivel de tensión o repotenciación de los activos existentes. En este sentido, la Unidad está revisando el tema del cambio del nivel de tensión, debido a que, el OR no presentó la obra estructural para tal problemática.

- Red 110 kV: Ante la entrada en operación del proyecto UPME STR 10-2015, se observa una alta cargabilidad en condición normal de operación en el circuito Bolívar – Villa Estrella 66 kV y sobrecarga ante múltiples contingencias en la red de Bolívar que sobrecargan el circuito Bolívar – Villa Estrella 66 kV por encima del límite de emergencia. Ante esta condición se tiene como medida de mitigación la apertura de la línea Ternera – Villa Estrella 66 kV en Villa Estrella 66 kV; sin embargo, esta situación se presenta debido a que el OR Electricaribe no ha realizado la repotenciación del antiguo circuito Villa Estrella – Bayunca, la cual fue advertida por la Unidad desde la definición del proyecto, por lo cual es necesario que el Operador de Red, Electricaribe, adelante la misma en el menor tiempo posible.

- Nivel de corto: Violación de nivel de Corto en las subestaciones: i) Bosque 66 kV, ii)Ternera 66 kV y iii) Cospique 66 kV; frente a estas subestaciones en necesario que el OR, Electricaribe, realice todas las acciones para repotenciar las mismas y así no limitar ni poner en riesgo la atención de la demanda en la zona de Bolívar.

Proyectos presentados, aprobados al Operador de Red y/o en proceso de convocatoria:

Años 2017/2018

- Tercer transformador en Bosque 230/66 kV – 150 MVA.

- Repotenciación enlace Bocagrande – Bosque 66 kV.

- Subestación la Marina 66 kV.

2.4.3. Área Caribe – Chinú

Problemáticas identificadas:

La subárea Chinú presenta diferentes problemáticas, en su mayoría como consecuencia del agotamiento de la capacidad de la transformación, bajas tensiones y sobrecargas de los elementos del STR, lo que podría conducir a tener demanda no atendida.

A continuación, se presentan cada una de las problemáticas observadas, los impactos que estas tienen en el sistema, y en el caso que se hayan presentado soluciones, se indica cuáles fueron las mismas, máxima demanda y mínima generación.

Tabla 1-73: Desempeño del sistema en Chinú.

Conclusiones:

- Agotamiento de capacidad de transformación: Ante condiciones de falla de uno de los transformadores 500/110 kV en Chinú, Se observan  sobrecargas en los transformadores que quedan en servicio, lo que puede producir desatención de demanda y limitación para atender nuevas demanda. Para esta situación, se definío el proyecto Toluviejo STN/STR Y Montería STN/STR. No obstante, con los crecimientos de demanda se vuelve a observar agotamiento de la transformación en el mediano plazo; el OR presentó el proyecto de interacción La Loma - El Banco - Mompox 110kV, protecto que reduce la cargabilidad de los transformadores de Chinú, sin embargo, es necesario una solución más estructural en el área

- Sobrecargas elementos en 110 kV: Ante contingencia, se sobrecargan elementos de 110 kV, para eliminar lo anterior, en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2015 – 2029 se definió el proyecto Toluviejo y obras asociadas, además de las repotenciaciones a nivel del STR.

Proyectos presentados, aprobados al Operador de Red y/o en proceso de convocatoria:

Años 2016/2020

- Segundo circuito Chinú – Boston 110 kV – Ejecutado por ELECTRICARIBE.

- Subestación Cereté 110 kV.

- Proyecto Toluviejo STN/STR y obras asociadas.

- Repotenciación de los circuitos Coveñas – Toluviejo 110 kV, Sierra Flor – Toluviejo 110 kV, Boston – Sierra Flor 110 kV, Boston – Chinú 1 110 kV y Boston – Chinú 2 110 kV.

2.4.4. Área Caribe – Cerromatoso

Problemáticas identificadas:

La subárea Cerromatoso presenta diferentes problemáticas, en su mayoría como consecuencia de agotamiento de la capacidad de la transformación, lo que podría conducir a tener demanda no atendida, para un despacho de máxima demanda y mínima generación.

A continuación, se presentan cada una de las problemáticas observadas y sus impactos:

Tabla 1-74: Desempeño del sistema en Cerromatoso.

Fuente de tabla: UPME

Conclusiones:

- Agotamiento de capacidad de transformación: En el mediano plazo, ante condiciones de falla de uno de los transformadores 500/110 kV en Cerromatoso, se observan sobrecargas en los transformadores que quedan en servicio, lo que puede producir desatención de demanda y limitación para atender nuevas demandas, además la posible desoptimización del despacho, debido a las necesidades de generaciones de seguridad al interior de la subárea. Por lo anterior, se solicita al OR presentar un proyecto para mitigar esta condición, tal como un cuarto transformador en Cerromatoso 500/110 kV – 150 MVA.

- Nivel de corto: alto nivel de corto en la subestación Cerromatoso 110 kV, por lo cual se hace necesario que el OR adelante todas las actividades para repotenciar la capacidad de corto de esta subestación.

2.4.5. Área Caribe – Guajira – Cesar – Magdalena

Problemáticas identificadas:

Tabla 1-75: Desempeño del sistema en Guajira – Cesar – Magdalena.

Fuente de tabla: UPME

La subárea GCM presenta diferentes problemáticas, en su mayoría como consecuencia del agotamiento de la capacidad de transformación y agotamiento de red a 110 kV, lo que podría conducir a tener demanda no atendida. Así mismo, la existencia de radialidades ocasiona demanda no atendida ante contingencias sencillas en el STR.

En la Tabla 1-75 se presenta cada una de las problemáticas observadas, los impactos que éstas tienen en el sistema y en el caso que se hayan presentado soluciones, se indica cuáles fueron las mismas.

Conclusiones:

- Agotamiento de la capacidad de transformación: Antes de la entrada del tercer transformador 230/34,5 kV en Valledupar, en condiciones normales de operación se presenta sobrecarga de los mismos. Lo anterior se agrava frente a la contingencia de uno de los transformadores. Con relación al primero (transformador 230/110 kV), se definió el segundo transformador 230/110 kV, y para el segundo se definió el proyecto del tercer transformador 230/34.5 kV, además del proyecto San Juan STN/STR y obras asociadas.

Alta cargabilidad del transformador Copey 220/110/34.5 kV, en condición normal de operación, por lo cual el OR debe definir una obra para mitigar esta situación, tal como un aumento de capacidad transformador.

En el mediano plazo, se observa nuevamente el agotamiento de la capacidad del transformador en Santa Marta, por lo cual, es necesario que el OR plantee una alternativa de mitigación ante esta condición, correspondiente a la ampliación de la capacidad de transformación STN/STR en Santa Marta.

- Demanda no atendida ante falla de transformador Copey 230/110 kV: Ante la falla del transformador Copey 230/110 kV se producirá demanda no atendida correspondiente a la radialidad que es alimentada por el transformador. El Operador de Red presentó la conectividad de las subestaciones La Jagua 110 kV, La Loma 110 kV, El Paso 110 kV al nuevo punto de conexión en 500 kV en la Loma y del nuevo punto de conexión STN/STR en San Juan.

Proyectos presentados, aprobados al Operador de Red y en proceso de convocatoria o en ejecución:

Años 2016/2020

- Nueva Subestación la Loma 110 kV.

- Conexión STN en nueva subestación La Loma 110 kV.

- Proyecto Riohacha – Maicao (segundo circuito entre Cuestecitas y Riohacha y cierre del anillo entre Riohacha y Maicao 110 kV).

- Interconexión El Paso – La Loma 110 kV. „h Nuevo TRF Copey 220/110/34,5 kV

2.4.6. Área Nordeste – Santander

En esta área se presentan diferentes problemáticas, en su mayoría como consecuencia de agotamiento de la capacidad de la transformación y agotamiento de red a 115 kV, que podría ocasionar demanda no atendida.

Gráfica 1-17: Área Nordeste.

Fuente de gráfica: UPME

Problemáticas identificadas:

Tabla 1-76: Desempeño del sistema en Santander.

Fuente de tabla: UPME

Conclusiones:

- Agotamiento de la capacidad de transformación 230/115 kV y de la red del STR: Las obras propuestas y en ejecución eliminan el agotamiento de la transformación STN/STR, por lo cual se le solicita al OR, que implemente todas las medidas para que las mismas estén en servicio en el menor tiempo posible, así como el desarrollo a nivel del STR.

Proyectos presentados, aprobados al Operador de Red y en proceso de convocatoria o en ejecución:

Años 2019/2022

- Nueva Subestación Mesa del Sol y obras asociadas

- Subestación Principal 115 kV

- Reconfiguración T Bucaramanga, mediante los circuitos Bucaramanga - Florida 115 kV y Florida - Piedecuesta 115 kV.

- Subestación Conucos 115 kV

- Subestación Rio Frio 115 kV

- Cto Ocaña – San Alberto 115 kV

- Segundo cto Barranca – Pto Wilches 115 kV

- Subestación Oiba 115/34.5 kV - 40 MVA, con nuevos circuitos Oiba - San Gil 115 kV y Oiba - Barbosa 115 kV.

- Subestación Suaita 115 kV, reconfigura la línea Oiba - Barbosa 115 kV en Oiba - Suaita 115 kV y Suaita - Barbosa 115 kV.

- Conexión STR Palenque

- Cuarto transformador 90 MVA 230/115 kV en la subestación Barranca

- Reconfiguración subestación Barranca 115 kV

2.4.7. Área Nordeste – Norte de Santander

Problemáticas identificadas:

Actualmente, el Norte de Santander presenta diferentes problemáticas, en su mayoría por agotamiento de la capacidad de la transformación y agotamiento de red del Sistema de Transmisión Regional, lo cual podría conducir a tener demanda no atendida.

A continuación, se presentan cada una de las problemáticas observadas y los impactos que estas tienen en el sistema.

Tabla 1-77: Desempeño del sistema en Norte de Santander.

Conclusiones:

- Agotamiento de la capacidad de transformación 230/115 kV: Como consecuencia del crecimiento de la demanda, se observa alta cargabilidad en los transformadores de conexión STN/STR de áreas tales como Belén y San Mateo, en el corto plazo se soluciona la problemática con la expansión definida, en 2023 se empiezan a ver nuevamente altas cargabilidades en los transformadores.

- Agotamiento de la red a 115 kV: Aunque con las obras definidas y en ejecución, se solucionan los problemas de agotamiento de la red en el corto plazo, en el mediano plazo se empiezan a ver nuevamente altas cargabilidades en los corredores de 115 kV, particularmente en Belén - Ínsula, Ocaña – Aguachica, y Convención Ayacucho y Ocaña – Convención 115 kV.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

Años 2017/2019

- Compensación en Ayacucho 115 kV.

- Repotenciación de la línea Belén - La Ínsula 115 kV.

- Repotenciación de la línea Ocaña - Convención 115 kV.

- Repotenciación línea Tibú - Zulia 115 kV.

- Repotenciación línea Convención - Tibú 115 kV

2.4.8. Área Nordeste – Boyacá – Casanare

Problemáticas identificadas:

Para el caso de Boyacá se presenta diferentes problemáticas, en su mayoría como consecuencia del agotamiento de la capacidad de la transformación y del agotamiento de la red a 115 kV.

Tabla 1-78: Desempeño del sistema Boyacá – Casanare.

Conclusiones:

- Agotamiento en la red a 115 kV y agotamiento transformación STN/STR: Con la conexión de los proyectos definidos y en ejecución se solucionan los problemas de agotamiento de la transformación y de agotamiento de la red del STR en Boyacá y Casanare.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

Años 2016/2018

- Ampliación capacidad transformación en Chivor STN/STR y líneas asociadas.

- Nueva subestación Alto Ricaurte 115 kV y las líneas Chiquinquirá – Alto Ricaurte – Donato 115 kV.

- Subestación el Huche 115 kV y obras asociadas.

- Nuevo punto de conexión STN/STR en San Antonio y obras asociadas.

- Nuevo punto de conexión STN/STR en alcaraván y obras asociadas

2.4.9. Área Nordeste – Arauca

Problemáticas identificadas:

El área atiende su demanda de manera radial. A continuación, se presenta la problemática observada.

- Atención radial de la demanda: Con la ejecución de los proyectos en la zona se solucionan los problemas de radialidad de atención de la demanda.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- Nueva Subestación La Paz 230/115 kV – 50 MVA

- Nueva Subestación Playitas 115 kV.

- Nueva línea Tame – Playitas 115 kV.

-h Nueva línea La Paz – Playitas 115 kV.

- Compensación en Banadia 115 kV – 9 MVAr

2.4.10. Área Antioquia – Antioquia

Gráfica 1-18: Área Antioquia.

Fuente de gráfica: UPME

Problemáticas identificadas:

Esta área presenta diferentes problemáticas, en su mayoría relacionadas con la gran capacidad de generación instalada en el Sistema de Transmisión Regional – STR y el Sistema de Transmisión Nacional – STN. Se presentan bajas tensiones en algunas subáreas ante contingencias sencillas y probable desatención de demanda ante contingencias en redes del STR, que operan radialmente. Sin embargo, las obras definidas en el área a nivel del Sistema de Transmisión Nacional y Sistema de Transmisión Regional, solucionan la problemática relacionada con sobrecargas en el STR, además de las problemáticas relacionadas con las bajas tensiones en el Magdalena Medio.

Conclusiones:

- Bajas tensiones: Ante la contingencia de la línea Playas – Puerto Nare 110 kV, se presentan bajas tensiones en las subestaciones que quedan alimentadas aguas abajo de Calderas 110 kV (Cocorná, Puerto Inmarco y Puerto Nare) con la consiguiente desatención de demanda. Actualmente, se tiene definido un nuevo punto de inyección a nivel 230 kV denominado La Sierra 110 kV y un circuito La Sierra – Cocorná 110 kV, con fecha de entrada 2017.

Posterior a la entrada del proyecto La Sierra y obras asociadas, la contingencia más crítica corresponde a la salida del transformador en La Sierra o la línea La Sierra – Cocorná 110 kV, la cual, con los crecimientos de demanda en la zona pueden producir bajas tensiones en Rio Claro 110 kV, Cocorná 110 kV, Puerto Boyacá 110 kV y Vasconia 110 kV, condición que se elimina con el proyecto asociado a Calizas correspondiente al circuito San Lorenzo – Río Claro 110 kV y el proyecto San Lorenzo 230 kV.

- Atención radial de la demanda con bajas tensiones: Ante la contingencia del transformador de Urabá 230/110 kV.

Tabla 1-79: Desempeño del sistema en Antioquia.

Fuente de tabla: UPME

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- San Lorenzo 110 kV y obras asociadas.

- Calizas y obras asociadas.

2.4.11. Área Antioquia – Chocó

Problemáticas identificadas:

Esta subárea presenta diferentes problemáticas, relacionadas con atención radial de la demanda y bajas tensiones en las subestaciones.

Tabla 1-80: Desempeño del sistema en Chocó.

Fuente de tabla: UPME

Conclusiones:

- Bajas tensiones: Bajas tensiones ante condición de falla de elementos del STR, se definió un nuevo punto de conexión STN/STR junto con obras asociadas en el STR, las cuales eliminan las bajas tensiones.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- Nueva subestación El Nuevo Siete 115 kV.

- Seccionamiento del circuito El Siete – Maniobra 115 kV, para conformar el corredor El Siete – El Nuevo Siete – Maniobra 115 kV. Reconfiguración del circuito Hispania – Maniobra 115 kV, en el circuito El Nuevo Siete – Maniobra 115 kV.

- Un nuevo punto de conexión al STN en la subestación El Nuevo Siete 230/115 kV con dos transformadores 230/115/13.8 kV de 180 MVA.

- Segundo transformador en la subestación Urabá 230/110/44 kV – 150/150/60 MVA

- Subestación Nueva Colonia 110 kV

- Circuito Urabá – Nueva Colonia 110 kV

- Circuito Apartado – Nueva Colonia 110 kV

- Subestación San Lorenzo Obras asociadas STR

- Subestación Hispania Obras asociadas STR

2.4.12. Área Oriental – Bogotá

Gráfica 1-19 Área Oriental

Fuente de tabla: UPME

Problemáticas identificadas:

Se presentan diferentes problemáticas en esta área, en su mayoría relacionadas como consecuencia del agotamiento de la capacidad de la transformación y bajas tensiones ante contingencias simples que pueden causar demanda no atendida.

A continuación, se presentan cada una de las problemáticas observadas y algunas soluciones definidas.

Tabla 1-81: Desempeño del sistema en Bogotá.

Conclusiones:

- Agotamiento transformación STN/STR: se observa un agotamiento progresivo de los transformadores Nueva Esperanza 500/115 kV, por lo cual se solicita al OR estudiar y presentar a esta unidad la solución a esta problemática.

- Sobrecargas en líneas: Se observa agotamiento de la red 115 kV, particularmente los enlaces: Bacatá – Suba, Balsillas – Mosquera, Bacatá – El Sol, Colegio – Guaca 115 kV.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- Repotenciación San Jose

- STR asociado al proyecto Norte.

- Nueva subestación Compartir 115 kV.

- Nueva Subestación Terminal 115 kV.

- Subestación Barzalosa.

- Subestación Portugal 115 kV y obras asociadas.

Se recuerda al OR, que al momento de definir el proyecto Virginia – Nueva Esperanza 500 kV, se consideró la entrada del segundo transformador 500/115 kV – 450 MVA en Nueva Esperanza, lo cual se constituye una necesidad para el sistema, por lo cual se debe dar cumplimiento a los estipulado en la Resolución CREG 024 de 2013.

2.4.13. Área Oriental – Meta – Guaviare

Problemáticas identificadas:

Las diferentes problemáticas de esta área se relacionadas en su mayoría al agotamiento de la capacidad de la transformación y atención radial de la demanda.

Tabla 1-82: Desempeño del sistema en Meta.

- Agotamiento Red 115 kV: Se observa que ante condiciones de N-1 se presentan sobrecargas en la red de 115 kV, por lo cual, se solicita al OR presentar un proyecto que mitigue dicha condición.

Las demandas asociadas a la subestación Granada 115 kV y San José del Guaviare 115 kV son atendidas radialmente desde la subestación Ocoa 115 kV. Esta condición puede ocasionar demanda no atendida ante contingencias sencillas de los enlaces respectivos. En relación a Granada 115 kV, se definió el proyecto Guamal 115 kV y obras asociadas, el cual elimina la radialidad asociada a Granada 115 kV.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- Segundo Circuito Suria – Puerto López 115 kV (concepto UPME para diciembre de 2013).

- Segundo Circuito Puerto López – Puerto Gaitán 115 kV (concepto UPME diciembre de 2013).

- Nuevo punto de conexión STN en Suria.

- Subestación Guamal 115 kV y obras asociadas.

- Subestación Catama 115 kV y obras asociadas.

2.4.14. Área Suroccidental – Caldas – Quindío – Risaralda

Gráfica 1-20: Área Suroccidental.

Fuente de gráfica: UPME

Problemáticas identificadas:

Esta área presenta diferentes problemáticas, relacionadas especialmente con el agotamiento de la capacidad de la transformación, sobrecargas de elementos ante contingencia y bajas tensiones.

- Agotamiento de la capacidad de transformación: Ante la condición de falla de uno de los transformadores en la subestación La Esmeralda 230/115 kV se provoca sobrecarga en el otro transformador, con probable desatención de demanda o desoptimización del despacho de generación, debido a la necesidad de una generación mínima al interior del área, es necesario la entrada del proyecto Armenia y los demás conceptuados y definidos en la zona.

Tabla 1-83: Desempeño del sistema en Caldas – Quindío – Risaralda.

Proyectos presentados y aprobados a los Operadores de Red:

-  Proyecto Armenia STN/STR

- Tercer autotransformador en la subestación Esmeralda 230/115kV

2.4.15. Área Suroccidental – Valle

Problemáticas identificadas:

Las problemáticas en esta área están relacionadas en su mayoría con sobrecargas de circuitos del STR.

Tabla 1-84: Desempeño del sistema en Valle6.

Fuente de tabla: UPME

- Sobrecargas: se observan sobrecargas del anillo Yumbo – La Campiña – Chipichape 115 kV ante condiciones simultáneas, de alto despacho térmico en el área, bajo despacho en el Alto y Bajo Anchicaya y contingencia N-1 en líneas del STR, y elevadas cargabilidad en condición normal de operación.

Cargabilidades asociadas al anillo Bajo Anchicaya – Pailón – Tabor 115 kV en condiciones de N-1.

Sobrecarga del circuito Guachal – Yumbo 115 kV, frente a lo cual es necesario verificar proyectos que mitiguen esta condición.

Proyectos presentados y aprobados a los Operadores de Red:

- Proyectos STR asociados a la subestación Pacífico.

- Subestación Sur 115 kV y obras asociados.

- Subestación Diésel II 115 kV y obras asociadas.

- Subestación Ladera 115 kV y obras asociadas.

- Subestaciones Arroyohondo 115 kV y obras asociadas.

- Subestación Carmelo 115 kV

- Subestación Vijes y obras asociadas

2.4.16. Área Suroccidental – Cauca – Nariño

Problemáticas identificadas:

La problemática de esta área se relaciona con el agotamiento de la capacidad de la transformación y de la red del STR, además de restricciones de exportaciones e importaciones por desarrollo de STR.

Tabla 1-85: Desempeño del sistema en Cauca – Nariño.

- Agotamiento de la red a 115 kV: Se observa que ante contingencias simples, se puede producir demanda no atendida debido a la radialidad de conexión de las subestaciones. Se recomienda al OR estudiar proyectos a nivel del STR que mejore las condiciones del sistema y considerar un nuevo punto de conexión al STN (Junín 115 kV o Tumaco 115 kV).

- Bajas tensiones: Se observa que cuando se presentan exportaciones a Ecuador, se observan bajas tensiones a nivel del STR. Lo anterior se puede ver mitigado con la ubicación de una compensación, por lo cual, se solicita a los ORs incúmbentes estudiar estas soluciones.

- Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 kV: Se observa agotamiento de la capacidad de transformación en las subestaciones Jamondino 115 kV y San Bernardino 115 kV.

Proyectos presentados y aprobados al Operador de Red:

- Subestación San Martín 115 kV.

Se solicita a los ORs incumbentes, estudiar la repotenciación de los enlaces Catambuco – El Zaque y Jamondino – Catambuco 115 kV, Jamondino – Jardinera y Jardinera – Junín 115 kV. Lo cual se constituye en una necesidad para sistema y el refuerzo en correspondiente a: Nueva línea Pasto – Catambuco y Jamondino – Catambuco 115 kV y tercer transformador en Jamondino.

2.4.17. Área Suroccidental – Tolima – Huila – Caquetá

Problemáticas identificadas:

Esta área presenta diferentes problemáticas, relacionadas en su mayoría con el agotamiento de la capacidad de la transformación, de la red a 115 kV y bajas tensiones ante contingencias sencillas.

Tabla 1-86: Desempeño del sistema en Tolima – Huila – Caquetá.

Problemáticas observadas y algunas soluciones definidas:

- Bajas tensiones: Se observa que ante contingencias sencillas a 115 kV y transformadores de conexión se presentan bajas tensiones en subestaciones del área particularmente en Caquetá. Se definió el segundo circuito Altamira – Florencia – Doncello 115 kV y segundo transformador en Altamira 230/115 kV para mitigar dicha condición.

- Agotamiento de capacidad de transformación, sobrecargas y atención radial de la demanda: Se observa agotamiento progresivo de la capacidad de conexión STN/STR en Betania y Mirolindo.

- Sobrecargas en contingencia: Se observa agotamiento del anillo Betania – Sesur – Bote Seboruco, se solicita al OR incúmbente estudiar y presentar alternativas de mitigación de dicha condición.

Proyectos presentados y aprobados a los Operadores de Red y/o ejecutados por el mecanismo de convocatoria pública:

- Normalización de la subestación Nueva Cajamarca 115 kV.

- Compensación Flandes 115 kV - 15 MVAr.

- Compensación Lanceros 115 kV - 15 MVAr.

- Nuevo circuito Flandes - Lanceros 115 kV de 18 km.

- Nuevo circuito Mirolindo - Gualanday 115 kV de 19 km.

- Segundo transformador Altamira (convocatoria pública).

- Nuevo corredor Altamira – Florencia – Doncello 115 kV (convocatoria pública).

- Segundo transformador en Altamira 230/115 kV – Obra definida por la Unidad.

2.4.18. Área Suroccidental – Putumayo Problemáticas identificadas:

El área de Putumayo presenta problemática relacionada con atención radial de la demanda.

- Atención Radial de la demanda: Se observa que la demanda está alimentada radialmente mediante desde el transformador 230/115 kV de Mocoa, lo cual produce que ante la contingencia del mismo se produzca demanda no atendida. El OR presentó el estudio del segundo transformador en Mocoa.

ANEXO I.

DIAGRAMAS UNIFILARES.  

ANEXO III.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL VISIÓN 2033.  

ANEXO II.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ACTUAL 2017.  

ANEXO IV.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONALES CON EXPANSIÓN.  

ANEXO V.

DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN ACTUAL.

ANEXO.

DIAGRAMAR UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN VISIÓN 2031.

NOTAS AL FINAL:

1 Dependiendo de la localización de la nueva planta y la conexión que se defina para incorporarla al SIN, las pérdidas y el costo de las restricciones (sobrecosto operativo) se podrían incrementar, razón por la cual, estos dos factores serían un costo del proyecto de generación.

2 Tomado de: Estudio de consultoría: Soluciones Precisas Lineamientos de política y regulación energética para incentivar mecanismos de RD y AE - MME

3 Dependiendo de la localización de la nueva planta y la conexión que se defina para incorporarla al SIN, las pérdidas y el costo de las restricciones (sobrecosto operativo) se podrían incrementar, razón por la cual, estos dos factores serían un costo del proyecto de generación.

4 Suponiendo en servicio los proyectos aprobados al OR

5 Sin proyecto Armenia

6 Con el proyecto Pacifico, ver desempeño en numeral 3.3.2.5