Retos para la expansión de las redes
en Colombia
Angela Inés Cadena et al.
Directora General
Unidad de Planeación Minero Energética
Bogotá, 31 de octubre de 2013
19 CONGRESO DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA CNO CAC
Agenda
• La problemática del planeamiento y ejecución de la transmisión
• Planeamiento de la generación y retos
• Diversificación de la canasta e integración de recursos intermitentes
• Planeamiento de la transmisión y retos
• Nuevos enfoques, metodologías y tecnologías
• Generación localizada, distribuida o recursos distribuidos
• Hacia una nueva red para atender el crecimiento de la demanda en forma
confiable, con recursos competitivos, en un territorio ordenado
• Planeación integral e integrable, mejor coordinación y soluciones
estructurales
Integrated Transmission Planning and Regulation Project: Review of
System Planning and Delivery (*)
• Planning: Will the current arrangements deliver an optimum level of
transmission that will maximise the GB social welfare? And
• Delivery: Will this investment be undertaken in an efficient manner and
delivered at minimum cost?
• Options: If not, what are the options for improvement of the present
regimes?
(*) Imperial College, University of Cambridge (EPRG), Final Report, June 2013
The Future of Electric Grid – An interdisciplinary MIT Study, 2011 (*)
• To provide a comprehensive, objective portrait of the U.S. electric grid and
the identification and analysis of areas in which intelligent policy changes,
focused research, and data development and sharing can contribute to
meeting the challenges the grid is facing.
• How to incorporate more renewable generation in response to policy initiatives at both
state and federal levels.
• How to deal with penetration of renewable distributed generation, such as electric
vehicles
(*) The fifth in the MIT Energy Initiative’s Future of series
Diagnóstico de la problemática nacional
Minminas, Upme, Entidades del sector, 2012
Metodología de planeamiento de la
expansión eléctrica en el SIN
PROYECCIONES DE DEMANDA: ENERGÍA Y POTENCIA
Análisis de mediano y
corto plazo
Señales a los STR
(OR)
Obras STN
Convocatorias
Energía no suministrada
Agotamiento de la red
Reducción pérdidas STN
Reducción costo
operativo y restricciones
Confiabilidad y seguridad
Costos de racionamiento
Análisis de recursos
Proyectos en
construcción
y
expansión definida
Escenarios
Requerimientos
(adicionales al CxC)
GENERACIÓN
(indicativo)
TRANSMISIÓN
(de ejecución)
Visión largo plazo
Expansión Cargo
por Confiabilidad
(Subastas)
Diagnóstico de la red
actual
Generación de energía eléctrica en el SIN
• Demandas nacional y regional. UEE
• Subastas del cargo por confiabilidad y seguimiento al desempeño de
proyectos
• Registro de proyectos, opciones de expansión
• Alternativas de expansión, recursos, precios, tecnologías, costos índices
• Integración de recursos (no convencionales)
• Complementariedad de recursos
• Costo de la confiabilidad
• Sistemas y esquemas de interconexión, redes de transmisión
• Generación de seguridad para la generación intermitente, desvíos
• Costo de la expansión
• Agentes y portafolios óptimos de tecnologías
• Requisitos ambientales y sociales
Proyectos en construcción y registrados
Proyectos en desarrollo por 3958 MW, producto de la subastas realizadas en los años 2008 y 2011
Nombre Capacidad (MW) Tipo Fecha Entrada
Amoya 78.0 Hidro abr-2013
Cucuana 60.0 Hidro oct-2013
Gecelca 3 164.0 Térmico dic-2013
Termocol 201.6 Térmico dic-2013
Sogamoso unidad 3 266.7 feb-2014
Sogamoso unidad 3,2 533.3 abr-2014
Sogamoso unidad 3,2,1 800.0 may-2014
El Popal 19.9 Hidro jun-2014
El Quimbo 420.0 Hidro dic-2014
San Miguel 42.0 Hidro dic-2015
Ambeima 45.0 Hidro dic-2015
C Lleras 78.1 Hidro dic-2015
Tasajero II 160.0 Térmico dic-2015
Gecelca 32 250.0 Térmico dic-2015
Termonorte 88.3 Térmico dic-2017
Ituango unidad 1 300.0 sep-2018
Ituango unidad 1,2 600.0 dic-2018
Ituango unidad 1,2,3 900.0 mar-2019
Ituango unidad 1,2,3,4 1,200.0 jun-2019
Ituango unidad 1,2,3,4,5 1,500.0 sep-2021
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6 1,800.0 dic-2021
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6, 7 2,100.0 mar-2022
Ituango unidad 1,2,3,4,5,6,7,8 2,400.0 jun-2022
Porvenir II 351.8 Hidro dic-2018
Hidro
Hidro
Registro proyectos UPME 15 de Junio de 2013
Proyectos registrados UPME
Rango de
Capacidad (MW)
Número
de proyectos
Capacidad total (MW)
Participación por
cantidad de proyectos
0 - 20 97 1022.92 72.9%
20 - 100 27 1336.53 20.3%
> 100 9 3027.74 6.8%
Plan de expansión de generación –
Escenarios de corto plazo
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
Proyectos existentes y en construcción
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)
Atrasos de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
No entrada de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Sensibilidad en demanda media y baja
Escenario Base
Retraso proyectos CXC
No entrada proyectos
CXC
Plan de expansión de generación –
Escenarios de largo plazo
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Sin restricciones en el suministro de combustibles
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
y no Convencionales (Eólico, Geotermia)
Sin Interconexiones internacionales
Demanda Alta
Precios combustible referencia
Interconexiones con Ecuador y Centroamérica
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
Sensibilidad recursos no convencionales
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de demanda alta incorporando las metas actualizadas del PROURE
Precios combustible referencia
Sin interconexiones
Recursos convencionales y no convencionales
Escenarios Base
Largo Plazo
Interconexiones
Internacionales
FNCE
UEE
Expansión en Generación
ALTERNATIVA 4A - Escenario Base de Largo Plazo
Expansión por tipo de combustible
Fuente: UPME Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema de interconexión nacional requiere la instalación
progresiva de 3,100 MW adicionales. El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
Hidroelectricidad Carbón Cogeneración
Combustibles
líquidos
(sustituto)
[MW] [MW] [MW] [MW]
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020
2021 600
2022 600 300
2023
2024
2025 1,100
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 874 14 289.9
Total [MW]
250
500
7,092.60
250
Año
Tecnología
Gas
[MW]
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
MW
Combustibles líquidos (sustituto) CogeneraciónCarbón GasHidroelectricidad
ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo
Expansión en Generación Expansión por tipo de combustible
Fuente: UPME Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema de interconexión nacional requiere la instalación
progresiva de 3,340 MW adicionales. El primer refuerzo se requeriría a partir del año 2021.
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410 140
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020 100
2021 600 100 50
2022 600 250 50
2023 100
2024
2025 1,100 250
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 500 574 154 300 100 289.9
Total [MW] 7,332.60
CarbónCombustibles
LíquidosEólica Geotérmica
Año
Capacidad por Tecnología (MW)
Hidroeléctrica Gas Cogeneración
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
MW
Hidroeléctrica Gas Carbón
Cogeneración Eólica Geotérmica
Combustibles Líquidos
Comparación de alternativas – Costos marginales
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
01/2
01
3
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01
3
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01
4
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01
4
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01
5
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01
5
01/2
01
6
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01
6
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01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
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01
9
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01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
02
1
07/2
021
01/2
02
2
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02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
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02
4
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02
4
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02
5
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02
5
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02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
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02
7
US
$/M
Wh
Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja
Alt. 4 - Dem. Alta Alt. 4 - Dem. Media Alt. 4 - Dem. Baja
Entre las alternativas 4B y 4A existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios
de demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88
US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente. No se internalizan los costos de la transmisión.
Comparación de alternativas 4A y 4B
Se identifica una reducción en la generación térmica para la opción 4B (191.1 GWh-mes en promedio).
Esta diferencia puede llegar a ser superior a 500 GWh-mes, debido a la generación con renovables.
Desde el punto de vista de confiabilidad energética, ambas alternativas garantizan que el número de casos con
déficit, VERE y VEREC, sean inferiores a 5, 1.5 % y 3 %, respectivamente, esto es son equiparables. No
obstante, la opción 4A necesita menor capacidad instalada para satisfacer dichas condiciones.
.
4,000
4,250
4,500
4,750
5,000
5,250
5,500
5,750
6,000
6,250
6,500
6,750
7,000
7,250
7,500
7,750
8,000
01/2
01
3
07/2
01
3
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01
4
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01
4
01/2
01
5
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01
5
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01
6
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01
6
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01
7
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01
7
01/2
01
8
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01
8
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01
9
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01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
021
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
026
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4
0
125
250
375
500
625
750
875
1,000
1,125
1,250
1,375
1,500
1,625
1,750
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
020
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
023
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
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02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B
4,000
4,250
4,500
4,750
5,000
5,250
5,500
5,750
6,000
6,250
6,500
6,750
7,000
7,250
7,500
7,750
8,000
01/2
01
3
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01
3
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01
4
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01
4
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01
5
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01
5
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6
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01
6
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01
7
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01
7
01/2
01
8
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01
8
01/2
01
9
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01
9
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02
0
07/2
02
0
01/2
021
07/2
02
1
01/2
02
2
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02
2
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02
3
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02
3
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02
4
07/2
02
4
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02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
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026
01/2
02
7
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02
7
GW
h -
me
s
Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4
0
125
250
375
500
625
750
875
1,000
1,125
1,250
1,375
1,500
1,625
1,750
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
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01
5
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01
5
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01
6
07/2
01
6
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01
7
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01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
020
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
023
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso eólico e
hidroelectricidad
Se calcula la producción teórica de electricidad (con base en las series hidrológicas del IDEAM para 8,5 años) y se
compara con la energía de grandes plantas hidroeléctricas.
Se estima complementariedad energética del recurso eólico en la Región Guajira vs el recurso hídrico en el centro del
país.
La complementariedad energética de los recursos eólico e hidro depende de la tecnología eólica a implementar
(23.4% para aeroturbinas de1.34 MW y 59% para aeroturbinas de 3 MW).
El valor medio del factor de capacidad en el periodo de los 8,5 años del ejercicio fue respectivamente del 50% y 70%
para los parques eólicos de aeroturbinas de 1,34 MW y 3 MW.
Características Aerogeneradores
0.0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
1.8
2.1
2.4
2.7
3.0
3.3
0 5 10 15 20 25 30 35
Pote
ncia
[M
W]
Velocidad viento [m/s]
Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]
120 metros de altura al eje del rotor
60 metros de altura al eje del rotor
Se encuentra complementariedad energética entre las dos regiones norte eólico y centro hidroeléctricidad
La variación de la generación hidroeléctrica es mayor al 50% de los máximos de generación, mientras que en el caso
eólico es mucho menor que el 50%
Las variaciones eólicas son mas suaves en los promedios de generación mensual que los hidroenergético, lo cual
puede aportar benéficos adicionales a la complementariedad
Despacho de energía Alternativa 4B (GWh)
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso eólico
e hidroelectricidad
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-13
ene
.-14
ene
.-15
ene
.-16
ene
.-17
ene
.-18
ene
.-19
ene
.-20
ene
.-21
ene
.-22
ene
.-23
ene
.-2
4
ene
.-25
ene
.-26
ene
.-27
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-2
2
abr.
-22
jul.-2
2
oct.-2
2
ene
.-2
3
abr.
-23
jul.-2
3
oct.-2
3
ene
.-2
4
abr.
-24
jul.-2
4
oct.-2
4
ene
.-2
5
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
Factor de emisión de CO2 de las alternativas de
expansión
20
40
60
80
100
120
140
201
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
202
2
202
3
202
4
2025
202
6
kgC
O2
/MW
h
Alternativa 4 Alternativa 4B
Alternativa 6. URE 2017 con 3,100 MW Alternativa 6. URE 2020 con 3,100 MW
El factor de emisión de las alternativa 4B es menor en comparación con el de la alternativa 4A ya que considera la
integración de generación renovable, la cual desplaza generación térmica, y no genera emisiones.
El factor de emisión de la alternativa 6, independientemente del año de implementación de las metas de ahorro, es
menor comparándola las demás opciones. Esto se debe principalmente a la reducción de la demanda de
electricidad, lo cual ocasiona menores requerimientos de generación, particularmente de centrales térmicas.
Retos del planeamiento de la transmisión
Crecimiento de la demanda
Dificultades para construcción de nueva infraestructura de transmisión y plantas de generación
Integración de los mercados regionales de Centro América y el Cono Andino
Penetración de fuentes renovables no convencionales de energía
Aumenta exigencia del Sistema Interconectado Nacional
Retos del planeamiento de las redes
eléctricas
• Expansión de la red de transmisión, opciones convencionales, repotenciación
de redes, otros equipamientos
• Expansión de transmisión y subtransmisión
• Expansión de generación y transmisión
• Coordinación gas – electricidad (– combustibles líquidos)
• Nuevas metodologías de análisis
• Incorporación de renovables y generación localizada
• Criterios beneficio / costo, cargos de congestión, costos nodales
• Incorporación de criterios ambientales y sociales (alertas tempranas)
• Generación distribuida y vehículos eléctricos
• Respuesta de la demanda y eficiencia energética
• Sistemas y ciudades inteligentes
Retos del planeamiento de la expansión de la
transmisión
OPTIMIZACIÓN CORREDORES
ACTUALES (AUMENTO NIVEL DE
TENSIÓN 750 KV)
OPTIMIZACION
* EQUIPOS TIPO FACTS
* REDES INTELIGENTES
* EQUIPOS TIPO PST
* BATERIAS
EMPLEO DE NUEVAS
TÉCNOLOGIAS
* USO GENERACIÓN LOCALIZADA Y GENERACIÓN
DISTRIBUIDA COMO PARTE INTEGRAL
DEL PLANEAMIENTO
* INTEGRACIÓN DEMANDA COMO UN ACTOR ACTIVO EN
LA PLENACIÓN
INTEGRACIÓN DEL
PLANEAMIENTO
Red actual y proyectos en desarrollo
PROYECTO
CONVOCATORIA
TRANSMISOR
OFERTA
Millones
US$
NUEVA ESPERANZA
500/230 kV
UPME 01-2008 EPM $ 20.23
SOGAMOSO 500/230 kV
UPME 04-2009 ISA $ 38.60
ARMENIA 230 kV
UPME 02-2009 EEB $ 10.43
ALFEREZ 230 kV
UPME 01-2010 EEB $ 6.45
QUIMBO 230 kV
UPME 05-2009 EEB $ 89.23
CHIVOR II, NORTE,
BACATÁ 230 kV UPME 03-2010 EEB $ 44.84
Inversión en ejecución $ 209.79
El mapa indica fechas oficiales.
Fechas previstas:
Nueva Esperanza: dic/2015
Sogamoso: may/2014
Armenia: abr/2014
Alférez: feb/2014
Quimbo: ago/2014-may/2015
Chivor-Norte-Bacatá: oct/2015
Proyectos en ejecución
Plan de Expansión de Transmisión 2013-2027
Red final
S/E LA LOMA 500 kV
Conexión nueva demanda y nuevo
punto de inyección en Cesar
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA
Evacuación generación, nuevo
punto de inyección en Tolima -
Huila
Fecha Entrada: 30/Sept/2015
PROYECTO ITUANGO
Conexión Ituango
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
REFUERZO COSTA CARIBE
Reducción restricciones Costa
Caribe
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO SUROCCIDENTAL
Reducción de restricciones
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO PORCE III 500 kV
Eliminación restricciones de
generación
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
COMP. DINAMICA ORIENTAL
Mejora condiciones de
seguridad área Oriental
Fecha Entrada: 2014 SVC y
2015 STATCOM
1° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
2° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Estas obras deberán
estar en servicio en
entre 2015 y 2020.
Están definidas en el
plan 2013-2027.
2do TRF COPEY
Reducción restricciones GCM
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
Costos estimados proyectos de
convocatorias
Obra Valor Millones USD$/DIC 2012
Itunago 427,17$
Reconfiguración Ituango -
Sogamoso 15,57$
Refuerzo a la Costa en 500 kV 225,88$
Refuerzo Suroccidental 291,69$
Ambeima STN 41,74$
La Loma 44,42$
Oriental Primer refuerzo STN 186,07$
Oriental segundo refuerzo
STN 84,52$
Equipos tipo FACTs 276,05$
Caracoli STN 38,01$
Segundo CTO Cartagena Bolivar 8,19$
Moteria -Uraba STN 72,82$
Proyecto Bello-Guayabal-
Ancon STN 84,65$
Meta-Suria STN 18,31$
Malena- STN 8,30$
Caño Limon 4,06$
Total 1.827,45$
PROYECTOS a s o n d e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d e f m a m j j a s o n d
1 Suria 230 kV 30
2Flores - Caracolí - Sabanalarga 230
kV 30
3 Chinú - Montería - Urabá 230 kV 30
4 Bello - Guayabal - Ancón Sur 230 kV30
5 Bolívar - Cartagena 230 kV 30
6 Tuluní 230 kV en Tolima 20
7 La Loma 500 kV en Cesar 30
8Segundo transformador 500/230 kV
en Copey 21
9Compensación dinámica Bacatá
500 kV: STATCOM 24
10
1° Refuerzo 500 kV Oriental:
Sogamoso - Norte - Nueva
Esperanza 42
11
Conexión Hidro Ituango: dos líneas a
Cerro, una línea a Sogamoso
entrando a Porce III y una línea a
Medellín 49
12Refuerzo 500 kV a Costa Atlántica:
Cerro – Chinú – Copey 49
13
Refuerzo a 500 kV Suroccidente:
línea Medellín – La Virginia – Alférez
– San Marcos 49
14 Río Córdoba 230 kV 30
2013 2014 2015 2016
Primer grupo: 5, 6, 8 y 9
Segundo grupo: 1, 2, 3, 4 y 7
Tercer grupo: 10, 11, 12, 13 y 14
Azul: Convocatoria – selección
Naranja claro: Ejecución
Los números al interior corresponden al plazo de ejecución
Cronograma de convocatorias
No. Proyectos Importancia estratégica
1 Suria 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Aumento de demanda industrial
2 Flores - Caracolí - Sabanalarga 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
3 Chinú - Montería - Urabá 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Aumento de demanda
4 Bello - Guayabal - Ancón Sur 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
5 Bolívar - Cartagena 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
6 Tuluní 230 kV en Tolima Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce el costo operativo
Permite conexión de generadores con obligaciones
7 La Loma 500 kV en Cesar Calidad, confiabilidad y seguridad
Aumento de demanda
8 Compensación dinámica Bacatá 500 kV: STATCOM Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
9 Segundo transformador 500/230 kV en Copey Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
10 1° Refuerzo 500 kV Oriental: Sogamoso - Norte - Nueva
Esperanza Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
11 Conexión Hidro Ituango: dos líneas a Cerro, una línea a
Sogamoso entrando a Porce III y una línea a Medellín
Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce el costo operativo
Permite conexión de generadores con obligaciones
12 Refuerzo 500 kV a Costa Atlántica: Cerro – Chinú –
Copey Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
13 Refuerzo a 500 kV Suroccidente: línea Medellín – La
Virginia – Alférez – San Marcos Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
14 Río Córdoba 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad
Reduce sobrecostos por restricciones
Impacto de las obras de convocatorias
Restricciones identificadas e impactos
AREA RESTRICCION IDENTIFICADA IMPACTO
Atlántico
Agotamiento en la capacidad de transformación en Tebsa 220/110 kV Posible desoptimización del despacho
Desatención de demanda
Atrapamiento de la generación de Atlántico en demanda mínima Posible desoptimización del despacho
Agotamiento en la red de 110 kV
Desatención de demanda y/o colapso de la subárea
ante
contingencia.
Desoptimización del despacho.
Alcance de los niveles de corto circuito a los valores de diseño en las
subestaciones Tebsa y
Termoflores 110 kV
Daño de equipos en la subestación Tebsa y
Termoflores
Bolívar
Agotamiento en la capacidad de transformación en algunos
transformadores 220/66 kV Riesgo de desatención de demanda
Bajas tensiones en a nivel de 66 kV
Condiciones operativas fuera de rangos regulatorios
y posible
desatención de demanda
Límite de importación de la subárea Bolívar Posible desoptimización del despacho
Atención radial de demanda Desatención de demanda
GCM
Agotamiento de la capacidad de algunas líneas 110 kV Desatención de demanda ante contingencias.
Agotamiento de la capacidad de trasformación Desatención de demanda ante contingencias.
Bajas tensiones ante contingencia de transformador 500/220 kV.
Condiciones operativas fuera de rangos regulatorios
y posible
desatención de demanda
Córdoba – Sucre Agotamiento en la capacidad de transformación en algunos
transformadores 500/110 kV y
220/110 kV.
Desatención de demanda ante contingencias y
posible colapso del
área.
Posible desoptimización del despacho
Cerro Agotamiento en la capacidad de transformación 500/110 kV en
Cerromatoso
Desatención de demanda ante contingencias y
posible colapso del área.
Área Caribe
AREA RESTRICCION IDENTIFICADA IMPACTO
ESSA
Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 kV.
Riesgo de desatención de
demanda. Agotamiento en la red de 115 kV
Sobrecarga en estado estacionario de algunos enlaces en 115 kV
CENS
Agotamiento en la capacidad de transformación 230\115 kV.
Riesgo de desatención de
demanda. Agotamiento en la red de 115 kV
Demanda no atendida ante contingencias sencillas en el STR y
transformadores del STN/STR
EBSA - ENERCA
Sobrecarga de los transformadores 230/115kV ante salida de otro
paralelo
Riesgo de desatención de demanda Agotamiento en la red a 115 kV
Demanda no atendida ante contingencias sencillas en el STR
Área Nordeste
Restricciones identificadas e impactos
AREA RESTRICCION IDENTIFICADA IMPACTO
Bogotá
Sobrecarga en el transformador 500/115 kV ante contingencia del
transformador 500/230 kV en la subestación Bacatá
Posible desoptimización del
despacho
Bajas tensiones en el norte de la sabana de Bogotá ante contingencias en
algunos elementos del STR
Bajo escenarios de máximo despacho en Chivor y mínima generación en
Guavio, se presentan violaciones por sobrecarga ante la contingencia de
alguno de los circuitos Guavio – Chivor 230 kV.
Violaciones de tensión en el área Oriental ante contingencia de la línea
Primavera – Bacatá 500 kV
Sobrecarga en líneas de 115 kV ante contingencias
En escenarios de demanda mínima y máximo despacho en Chivor, Guavio y
pagua se presentan violaciones por sobrecarga ante contingencia de alguno de
los circuitos a nivel 230kV
Desoptimización del despacho.
Meta
Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 Kv
Riesgo de desatención de
demanda ante
contingencias.
Bajas tensiones en el departamento del Meta ante contingencia de la línea
Guavio – Reforma 230 kV
Posible desoptimización del
despacho.
Atención radial de demanda a nivel de STR Desatención de demanda ante
contingencias sencillas
Restricciones identificadas e impactos
Área Oriental
Restricciones identificadas e impactos
AREA RESTRICCION IDENTIFICADA IMPACTO
Antioquia
Sobrecarga de los transformadores de Bello 220/110 kV ante
contingencia del otro Limita la generación del norte de
Antioquia. Sobrecarga del circuito Envigado - Guayabal 110 kV en
estado normal de operación y contingencia sencilla
Bajas tensiones en las subestaciones a nivel de STR del
Oriente Antioqueño Posible desatención de demanda
Huila - Tolima
Bajas tensiones y sobrecargas ante contingencia sencillas en
la red de 115 kV y transformadores de conexión
Tensiones por debajo del límite
regulatorio
Posible desoptimización del
despacho
Riesgo de desatención de demanda Sobrecarga en la red de 115 kV ante contingencias sencillas
CQR
Agotamiento de transformación Esmeralda 230/115 kV.
Sobrecarga del transformador en
paralelo.
Riesgo de desatención de demanda.
Bajas tensiones ante contingencia del TRF de San Felipe
230/115 kV.
Tensiones por debajo del límite
regulatorio.
Posible desoptimización del
despacho.
Valle
Sobrecargas en estado estacionario a nivel de 115 kV ante
alta generación térmica Atrapamiento de generación
Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 kV
con alta generación hidráulica.
Posible desoptimización del
despacho.
Sobrecarga en algunos circuitos en 115 kV ante contingencia
del transformador de Cartago 230/115 kV.
Posible desoptimización del
despacho.
Cauca - Nariño
Agotamiento en la red de 115 kV de Cauca y Nariño Riesgo de desatención de demanda
ante contingencia Agotamiento en la capacidad de transformación a nivel
230/115 kV.
Área Central y Suroccidental
VENEZUELA
COLOMBIA
LA LOMA
SANTA MARTA
FUNDACIÓN
COPEY
VALLEDUPAR
CUATRICENTENARIO
GUAJIRA
OCAÑA
URRÁ
CHINU
SAN MATEO
CUCUTA
CAÑOLIMÓN
TASAJERO
POMASQUI
BANADIA
JAMONDINO
MOCOA
ALTAMIRA
SAMORÉ
TOLEDO
BETANIA
SAN
BERNARDINO
MIROLINDO
JUANCHITO
SALVAJINA
PANCE
A.ANCHICAYA YUMBO
SAN MARCOS
LA VIRGINIA
LA ENEA
SAN FELIPE
MIEL 1
PARAISO
GUACA
LA MESA
BALSILLAS
GUATIGUARÁ
PAIPA
SOCHAGOTA
BARRANCA
TERMOCENTRO
MERILECTRICA
COMUNEROS
BUCARAMANGA
PALOS
MALENA
LA SIERRA
PURNIO
SALTO
ORIENTE
GUATAPÉ
SAN CARLOS
COROZO
PORCE 3
ITUANGO
QUIMBO
ALFÉREZ
S.MATEO
GUAVIO
RUBIALES
PRIMAVERA
Ecopetrol
LA HERMOSA
CARTAGO ARMENIA
TERMOCOL
CHIVOR
CHIVOR 2
PANAMÁ II
230 kV
SOGAMOSO
GUADALUPE IV
BARBOSA
JAGUAS
PLAYAS
BELLO
MIRAFLORES
ENVIGADO
ANCON SUR
ESMERALDA
EL VIENTO
REBOMBEO
REFORMA
MONTERÍA
BOLIVAR
SURIA
LA TASAJERA
CERROMATOSO
PAEZ
URABÁ
FLORES
CARTAGENA
BOSQUE
TERNERA
BARRANQUILLA
CANDELARIA
CUESTECITAS
MEDELLÍN
GUAYABAL
PORCE II
CIRCO
TUNAL
PANAMÁ
ECUADOR
SVC
STATCOM
TULUNI
SVC
CIRA INFANTA
CARACOLI
SABANALARGA
TEBSA
OCCIDENTE
CONEXIÓN HVDC 2 POLOS
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
RED 220 kV RED 500 kV RED STN DEFINIDA
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
CONVENCIONES BÁSICAS
Carretera
Límite de Nación
Río
Límite de Departamento
Cabecera municipal
SVC COMPENSADOR ESTÁTICO VARIABLE
STATCOM COMPENSADOR SINCRÓNICO ESTÁTICO
NORTE
NUEVA
ESPERANZA
RED 750 kV PROYECTADA
RED 230 kV PROYECTADA
RED 500kV PROYECTADA
Visión de largo plazo
Expansión convencional:
•Cambio de nivel de tensión
500 kV a 750 kV
•Refuerzo de corredores de
red
•Nuevas subestaciones a
500 kV
ECUADOR 500
TUMACO
CHOCÓ
SALITRE
NUEVA
GRANADA
SVC
SVC
SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 750 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
BOCHICA
Más redes
VENEZUELA
COLOMBIA
LA LOMA
SANTA MARTA
FUNDACIÓN
COPEY
VALLEDUPAR
CUATRICENTENARIO
GUAJIRA
OCAÑA
URRÁ
CHINU
SAN MATEO
CUCUTA
CAÑOLIMÓN
TASAJERO
POMASQUI
BANADIA
JAMONDINO
MOCOA
ALTAMIRA
SAMORÉ
TOLEDO
BETANIA
SAN
BERNARDINO
MIROLINDO
JUANCHITO
SALVAJINA
PANCE
A.ANCHICAYA YUMBO
SAN MARCOS
LA VIRGINIA
LA ENEA
SAN FELIPE
MIEL 1
PARAISO
GUACA
LA MESA
BALSILLAS
GUATIGUARÁ
PAIPA
SOCHAGOTA
BARRANCA
TERMOCENTRO
MERILECTRICA
COMUNEROS
BUCARAMANGA
PALOS
MALENA
LA SIERRA
PURNIO
SALTO
ORIENTE
GUATAPÉ
SAN CARLOS
COROZO
PORCE 3
ITUANGO
QUIMBO
ALFÉREZ
S.MATEO
GUAVIO
RUBIALES
PRIMAVERA
Ecopetrol
LA HERMOSA
CARTAGO ARMENIA
TERMOCOL
CHIVOR
CHIVOR 2
PANAMÁ II
230 kV
SOGAMOSO
GUADALUPE IV
BARBOSA
JAGUAS
PLAYAS
BELLO
MIRAFLORES
ENVIGADO
ANCON SUR
ESMERALDA
EL VIENTO
REBOMBEO
REFORMA
MONTERÍA
BOLIVAR
SURIA
LA TASAJERA
CERROMATOSO
PAEZ
URABÁ
FLORES
CARTAGENA
BOSQUE
TERNERA
BARRANQUILLA
CANDELARIA
CUESTECITAS
MEDELLÍN
GUAYABAL
PORCE II
CIRCO
TUNAL
PANAMÁ
ECUADOR
SVC
STATCOM
TULUNI
SVC
CIRA INFANTA
CARACOLI
SABANALARGA
TEBSA
OCCIDENTE
CONEXIÓN HVDC 2 POLOS
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
RED 220 kV RED 500 kV RED STN DEFINIDA
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
CONVENCIONES BÁSICAS
Carretera
Límite de Nación
Río
Límite de Departamento
Cabecera municipal
SVC COMPENSADOR ESTÁTICO VARIABLE
STATCOM COMPENSADOR SINCRÓNICO ESTÁTICO
NORTE
NUEVA
ESPERANZA
Optimización
corredores:
•Uso de
transformadores
desfasadores
•Almacenadores
E
E
E
E
Visión de largo plazo - Alternativa
Integración de renovables
Generación localizada
• Requerimientos de conexión
• Sistemas y esquemas de interconexión
• Requisitos financieros y regulatorios
• Generación de seguridad para la generación intermitente, desvíos
• Agentes y portafolios óptimos de tecnologías
• Análisis regionales, por áreas operativas
• Generación eléctrica vs. líneas de transmisión
• Portafolios de opciones de ingresos
• Venta de excedentes
• Normas técnicas y requisitos de conexión
Integración de renovables
Análisis de impacto de integración de eólica en el SIN (UPME, BID, COWI)
Se analizan varios casos de estudio para el área Guajira:
– Capacidades instaladas que oscilan entre 100 – 300 y 400 MW.
Se identifica refuerzos en transformación, líneas de transmisión y
compensación.
– Opc 1:Para una capacidad instalada menor a 400 MW, se necesitaría un incremento de la
capacidad de transporte en los circuitos existentes a nivel de 220 kV Santa Marta –
Termocol, Termocol – Guajira, Guajira – Santa Marta, y los segundos circuitos Copey –
Fundación II 220 kV y Cuestecitas – Valledupar II 220 kV.
– Opc 2:Si la capacidad instalada es superior, sería conveniente construir una línea en doble
circuito a 500 kV entre la subestación Copey y Puerto Bolívar.
– Opc 3: Para valores superiores, se ve la necesidad de estudiar tecnologías tipo HVDC y
almacenadores de energía (gestión de la intermitencia) con el fin de integrar esta generación
con el interior del país.
Potencial Eólico
Incorporación energías renovables no convencionales al
SIN – Caso Guajira
Opc 1
Opc 2
Opc 3
COMP. DINAMICA ORIENTAL Y OBRAS DE STR
Fecha Entrada: 30/Sep/2015
Numero Unidades de generación: 18 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 95%
1° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
Numero Unidades de generación: 14 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
2° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Numero Unidades de generación: 12 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
En el año 2022, se requerirían 22 / 26
Unidades, cuya probabilidad de
disponibilidad es del 55 %
En el año 2026, se requerirían 26 / 26
Unidades, cuya probabilidad de
disponibilidad es del 0%
Expansión
Expansión de red Generación
localizada
Generación localizada como alternativa de expansión
Caso área Oriental
Articulación de la GD con el SIN
El éxito de la GD depende del marco regulatorio que la acompañe. Esto ha dado
lugar a considerar:
Corto plazo
La posibilidad de permitir la entrega de excedentes por parte de auto-generadores, con reglas y límites definidos, y
la flexibilización de requisitos para los cogeneradores.
En el mediano y largo plazo:
La creación de un ente que permita supervisar (técnicamente y de cerca) la operación de los GDs.
Que el mismo ente agregue los GDs y facilite su participación en el mercado eléctrico (reducir incertidumbre
asociada al pronostico de generación, varias fuentes intermitentes), y finalmente,
Que agregue GDs y grupos de consumidores definiendo “pequeños mercados” que faciliten el balanceo entre oferta
y demanda.
Carbón
Gas
Petróleo
Plantas de
Generación
a Vapor
Ciclos
Combinados
/Simples
Plantas de
Generación
Hidro
Transmisión
Cogeneración
PCH
Generación Eólica Plantas de
ciclo simple
Distribución Demanda
Combustibles
Fósiles
Plantas Despachadas Centralmente
Generación Distribuida
Estructura Actual
Carbón
Gas
Petróleo
Plantas de
Generación
a Vapor
Ciclos
Combinados
/Simples
Plantas de
Generación
Hidro
Generación
Eólica Offshore
Concentrador
Solar
Celdas
Fotovoltaicas
Almacenador de
Energía
Transmisión
Cogeneración
PCH
Generación Eólica
Onshore Plantas de
ciclo simple
Distribución
Paneles
Fotovoltaicos
privados
Movilidad
Eléctrica
Cogeneración a
pequeña escala
Generación eólica
privada
Demanda
Combustibles
Fósiles
Plantas Despachadas Centralmente
Generación Distribuida
Agregadores
Propuesta de integración
Futuro de los mercados eléctricos
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
Futuro de los mercados eléctricos
Fuente: Stephen Barrager, Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-markets
Ciudades inteligentes
Ciencia de la ciudad (City
Science)1:
Proporcionará un enfoque para la
comprensión de nuestras ciudades,
para el diseño urbano y la
planificación, basado en gran cantidad
de información y de datos.
“Para construir las ciudades que
necesita el mundo, necesitamos una
comprensión científica que considere
nuestros entornos construidos y las
personas que los habitan”. (traducción
nuestra).
1MIT, Media Lab Initiative, 2012.
http://cities.media.mit.edu/
Ciudades Inteligentes
Análisis urbanos y modelado
Redes de movilidad
Sitios de vivienda y de trabajo
Redes electrónicas y sociales
Redes de energía
Incentivos y gobierno
Ciudades inteligentes
Redes de energía2:
Las nuevas tecnologías para redes
inteligentes y medición avanzada van a
permitir a las redes eléctricas urbanas
responder de forma dinámica a la
movilidad y a los patrones de
comportamiento.
Algunos proyectos se centrarán en la
exploración de las micro-redes DC
para células urbanas compactas que
incorporan fuentes de generación de
energía renovable localizadas (paneles
solares, microturbinas y baterías),
vehículos eléctricos, etc.
2MIT, Media Lab Initiative, 2012.
http://cities.media.mit.edu/
Ciudades Inteligentes
Análisis urbanos y modelado
Redes de movilidad
Sitios de vivienda y de trabajo
Redes electrónicas y sociales
Redes de energía
Incentivos y gobierno
We’re moving into an era where all ways to make or save
energy will get to compete fairly, at honest prices,
regardless of their type, technology, size, location, and
ownership.
Amory Lovins, in Utility Fortnightly Inteview, cita mencionada en: Stephen Barrager,
Edward Cazalet, Transactive Energy: Keystone of Sustainable Electricity Markets
http://www.slideshare.net/barrager/transactive-energy-keystone-of-sustainable-electricity-
markets
¡GRACIAS!
Marco Caro, [email protected]
Jorge Fonseca, [email protected]
Baisser Jiménez, [email protected]
Javier Martínez, [email protected]
Camilo Táutiva, [email protected]
Alberto Rodríguez, [email protected]
www.upme.gov.co
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