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REPÚBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA
RESPUESTA A LOS COMENTARIOS REALIZADOS A LA VERSIÓN PRELIMINAR DEL PLAN DE EXPANSIÓN GENERACIÓN TRANSMISIÓN 2013
- 2027
SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
AGOSTO de 2013
INTRODUCCIÓN
Como parte del proceso de elaboración del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión, se pone a consideración de los agentes y de la comunidad en general la versión preliminar. Aquellos interesados envían a la UPME comentarios que se analizan y si se determina necesario se incorporan en la versión final del Plan. En respuesta, la UPME expone las razones de la incorporación o exclusión de los comentarios. En este sentido, se elabora el presente documento. Cabe resaltar que entre la versión preliminar y la versión final se actualizan datos con nuevas fechas de corte e información complementaria por parte de los agentes, lo que implica cambios o actualizaciones en análisis y redacción. La UPME agradece a todos los agentes, usuarios, particulares, al MME, a XM y al CAPT por sus valiosos aportes. El presente documento solamente emite respuesta sobre comentarios, inquietudes, observaciones o sugerencias de tipo técnico. Aquellos de redacción o forma, que igualmente son valiosos, se analizan y si es del caso se incorporan pero no se responden.
Tabla de contenido
1. XM Los Expertos en Mercados ......................................................................... 4
2. EMGESA .......................................................................................................... 7
3. EPM ................................................................................................................ 14
4. GECELCA ....................................................................................................... 15
5. TERMOTASAJERO ........................................................................................ 16
6. EEB................................................................................................................. 19
7. CODENSA ...................................................................................................... 25
RESPUESTA A COMENTARIOS DEL PLAN PRELIMINAR DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN 2013 – 2026.
1. XM Los Expertos en Mercados
El CND solicita a la Unidad adelantar la fecha de entrada en operación del
segundo transformador 500/220 kV – 450 MVA en la subestación Copey a
noviembre de 2014, con el fin de mitigar la restricción que actualmente se
presenta en el área Guajira/Cesar/Magdalena (GCM).
R: La red de refuerzo para el área Caribe se definió para el año 2018, no sólo por
necesidad técnica, sino también considerando los tiempos de ejecución del
proyecto. En relación al adelantamiento del segundo transformador en Copey, la
Unidad estudiará la propuesta, en el marco de la definición de los Documentos de
Selección de la respectiva convocatoria, una vez el Ministerio de Minas y Energía
adopte el Plan de Expansión.
a. Teniendo en cuenta los beneficios operativos y económicos de modificar la
línea Ituango – Primavera 500 kV en los enlaces Ituango – Porce III y Porce III
– Primavera, solicitamos a la UPME evaluar la viabilidad de incluir en el Plan
de Expansión esta nueva alternativa.
R: Se tuvo en cuenta en el documento definitivo. Se propone para la conexión de
Ituango y la reducción de restricciones asociadas a la evacuación de la generación
de Porce III, el corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV.
b. De acuerdo con los análisis del CND, es necesario desarrollar para la primera
etapa de la conexión de Ituango (1200 MW), simultáneamente las siguientes
obras: Conexión a Antioquia mediante un transformador 500/230 kV en la
subestación Medellín 500 kV, reconfiguración de la línea Ancón – Occidente y
el nuevo circuito Medellín – Ancón 230 kV. Por lo tanto, solicitamos a la Unidad
revisar la primera conclusión de la conexión de Ituango, debido a que no
parece coincidir con dichos análisis.
R: Se tuvo en cuenta en el documento definitivo. Independientemente de la
generación de Ituango, los análisis eléctricos permitieron evidenciar la necesidad
de contar desde el principio con dos transformadores 500/230 kV – 450 MVA, la
reconfiguración de la línea Occidente – Ancón 230 kV en los enlaces Occidente –
Medellín y Medellín – Ancón, al igual que el nuevo circuito Medellín – Ancón 230
kV.
c. Se solicita a la UPME estudiar la viabilidad de incluir en el Plan de Expansión
que actualmente adelanta para el sistema, la instalación de dispositivos FACTS
en el área Caribe, lo cual reduciría en el corto plazo las restricciones del
sistema.
R: Con el nuevo corredor Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV, las necesidades
de potencia reactiva en el área Caribe se reducen. Todo esto a partir del año
2018. La instalación de dispositivos FACTS en el corto plazo permitiría disminuir la
generación de seguridad en la zona, no obstante, los beneficios asociados a estos
equipos tendrían un horizonte a lo sumo de 4 años. Al margen de lo anterior, la
Unidad estudiara la propuesta en el próximo Plan de Expansión.
d. Se alerta a la Unidad sobre la necesidad de contar en el corto plazo para el
área Oriental, con la totalidad de la compensación capacitiva, es decir, 105
MVAr en el año 2013 y 170 MVAr en el año 2014. Adicionalmente, se solicita a
la UPME analizar detalladamente la ubicación de las compensaciones que aún
no tienen concepto, con el fin de evitar que barras del STN o STR queden
sobre compensadas.
R: La Unidad en el marco de sus competencias, definió y conceptuó a los
Operadores de Red CODENSA y EMSA, la compensación capacitiva estática que
se necesita en el área Oriental en el horizonte 2013 – 2014. A saber: Ubaté 115
kV – 50 MVAr (2013), Usme 115 kV – 30 MVAr (2014), Bacatá 115 kV – 30 MVAr
(2014), Tibabuyes 115 kV – 30 MVAr (2014), Puerto Gaitán 115 kV – 10 MVAr
(2014), Ocoa 115 kV – 50 MVAr (2014) y Suria 115 kV – 40 MVAr (2014).
e. Teniendo en cuenta la necesidad de instalar en el área Oriental dispositivos
FACTS, tales como SVC o STATCOM, y considerando lo expresado por la
UPME en su documento, donde se recomienda la conexión de estos elementos
en él 2014, se solicita a la UPME realizar las acciones necesarias para tener
inversionista seleccionado durante el 2013 y así poder contar con esta
expansión para la demanda máxima del 2014.
R: respecto a esta solicitud, la Unidad ve la necesidad de los dispositivos FACTS a
partir del año 2015, siempre y cuando se cuente en el año 2014 con el proyecto
Nueva Esperanza 500/230 kV y su red asociada a nivel de STN y STR , al igual
que la compensación mencionada en el literal e. No obstante lo anterior, teniendo
en cuenta el posible atraso del proyecto Nueva Esperanza, la Unidad adelantó
acciones en conjunto con el regulador con el fin de contar con mecanismos que
hagan posible la implementación de este tipo de proyectos mediante ampliaciones
lo cual facilitaría su implementación en caso que se materialice el atraso del
proyecto Nueva Esperanza.
f. De acuerdo con los análisis presentados por la Unidad y los estudios
realizados por XM, la ubicación más efectiva para la instalación del STATCOM
y el SVC, son las subestaciones Bacatá 500 kV y Nueva Esperanza 230 kV,
respectivamente. La ubicación de estos dispositivos en subestaciones
diferentes a las anteriormente mencionadas, implicaría una menor efectividad
en la reducción del número de unidades requeridas, disminuyendo los
beneficios descritos en el documento presentado por la UPME. Por lo anterior,
XM recomienda a la Unidad continuar con la recomendación de instalación del
STATCOM y SVC en las subestaciones Bacatá 500 kV y Nueva Esperanza
230 kV.
R: La recomendación de la Unidad respecto a la ubicación de los dispositivos
FACTS es consecuente con la observación de XM, en este sentido, la propuesta
de la UPME de instalar uno de estos dispositivos correspondiente al STATCOM en
las subestaciones Bacatá sigue invariante. Sin embargo teniendo en cuenta el
posible atraso del proyecto Nueva Esperanza, se planteó un nuevo punto de
conexión del SVC, siendo el punto propuesto, la subestación Tunal 230 kV.
g. El documento presenta la entrada en operación del corredor Sogamoso – Norte
– Nueva Esperanza 500 kV para el año 2018. Sin embargo, en los estudios de
Planeamiento Operativo presentados por XM, se ha identificado la necesidad
de contar con un nuevo punto de importación a nivel de 500 kV para la
demanda máxima de 2017. Adicionalmente, en la evaluación económica al
considerar las obras para el año 2017, la relación beneficio / costo continua
siendo superior a 1.
Por lo anterior, el CND recomienda a la UPME realizar todas las acciones
posibles para adelantar las obras asociadas al primer refuerzo de red
Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500 kV, junto con el segundo
transformador Nueva Esperanza 500/115 kV para el año 2017.
R: Una vez la Unidad establezca si constructivamente es posible adelantar este
corredor para el año 2017, se tendrá en cuenta este aspecto en los documentos
de selección de la respectiva convocatoria.
h. De acuerdo con los estudios realizados por XM en sus informes de
planeamiento operativo, se presentó un análisis de restricciones en el área
Oriental para el año 2018, evidenciando las restricciones asociadas a la alta
cargabilidad del circuito Torca – Aranjuez 115 kV en estado normal de
operación y ante múltiples contingencias sencillas de elementos en 115 kV, lo
cual podría limitar la generación de Guavio y Chivor.
En el documento UPME no se identifica una obra que elimine esta restricción
de forma estructural. Por tal motivo, solicitamos muy respetuosamente a la
UPME incluir en el documento definitivo los análisis y posibles alternativas de
solución a las restricciones asociadas al circuito Torca – Aranjuez.
R: En el próximo Plan la Unidad estudiará con detenimiento esta problemática y
coordinará con el Operador de Red CODENSA las alternativas de expansión para
evitar potenciales restricciones.
i. Con el fin de obtener una red objetivo integral para le STN en el largo plazo, en
concordancia con el CAPT se ha venido realizando análisis de diferentes
alternativas, observando que el corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500
kV tiene mayores beneficios respecto a otras alternativas de expansión. Acorde
con lo anterior, XM recomienda a la UPME revisar y analizar la alternativa
Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV, en lugar de Ituango – Porce III –
Primavera 500 kV.
R: Mirar respuesta al literal b.
2. EMGESA
j. Consideramos relevante el desarrollo del Plan de expansión Generación –
Transmisión, documento contemplado como referente no sólo por la definición
de las obras de expansión del Sistema de Transmisión Nacional - STN sino
también por la visión integral que aporta para el Sistema Interconectado
Nacional – SIN y la perspectiva energética del país.
En este sentido, si bien la UPME centró su documento en los análisis eléctricos
y económicos que van asociados a la conexión de la planta de generación
Ituango, cuya capacidad es de 2400 MW y las obras complementarias para
incrementar los límites de importación a las áreas operativas Caribe y
Suroccidental, consideramos que el Plan de Expansión contemple no sólo los
efectos en estas áreas sino el impacto en otras áreas del sistema, para efectos
de revisarlo de manera integral o incluir en el documento definitivo que éste no
tendría impacto en las otras áreas.
R: El documento definitivo del Plan de Expansión estableció una red integral a
nivel de 500 kV, reforzando cada una de las áreas del sistema, a saber Caribe,
Suroccidental, Oriental, Antioquia y Nordeste. En este sentido, es claro que la
infraestructura propuesta impacta positivamente a todo el SIN.
k. Sobre la siguiente afirmación: “En relación al área Caribe, durante el año 2012
se ha presentado un elevado costo de las restricciones”, sugerimos incluir una
referencia numérica que ratifique el comentario y no dejar como juicio de valor.
R: Se tuvo en cuenta en el documento definitivo del Plan.
l. En relación al comentario: “Con respecto al área Suroccidental, si bien la zona
cuenta con las plantas hidráulicas Betania, Anchicayá, Calima, Salvajina y
Quimbo (2014), el crecimiento esperado de la demanda y la red definida no
garantiza en el largo plazo el abastecimiento de esta zona.
Es por todo lo anterior que se deben implementar obras de refuerzo en estas
áreas del país, con el objetivo de atender a la demanda con criterios de
seguridad y eficiencia económica.”, sugerimos se aclare en qué año se
esperaría que no se garantice la atención de la demanda del área
Suroccidental y adicionalmente se muestre el análisis donde se sustente el
comentario.
R: Este comentario está sustentado técnicamente en el documento “Continuación
del Plan de Expansión 2012 – 2025: Nuevos refuerzos en las áreas Caribe y
Suroccidental, y conexión de la planta de generación Ituango”, cuando se
establece la generación requerida y el límite de importación en el área
Suroccidental. Así mismo quedará plasmado en la versión definitiva del Plan.
m. En relación con el comentario…”ya que las futuras plantas hidráulicas
desplazarán del mérito a las unidades térmicas, aumentando el costo de las
restricciones…”, consideramos que desconoce que las restricciones, en
particular de la costa Atlántica, dependen de gran medida de la disponibilidad
de los encales a 500 kV. Por lo anterior sugerimos precisar el comentario. Por
otro lado la entrada de recursos económicos impacta a la baja en la formación
de precios de mercado.
R: Respecto a este comentario, EMGESA desconoce totalmente la forma como se
establecen los límites de importación de cada una de las áreas del sistema, y en
particular la transferencia máxima permitida al área Caribe. En primera instancia,
el límite de importación a la Costa Atlántica está restringido por las violaciones de
tensión que se presentan en la zona cuando se tienen escenarios de mínimo
despacho en Caribe, y se materializa la contingencia Ocaña – Copey 500 kV. Si la
generación de la costa estuviera en mérito, el sistema no vería materializada una
restricción, ya que el límite de importación no se “saturaría”, los recursos térmicos
del área Caribe estarían en mérito y no se ocasionarían violaciones de tensión
ante la contingencia mencionada.
Con la expansión del parque generador, donde se prevé la entrada de grandes
proyectos hidroeléctricos, los recursos térmicos ya no estarán en mérito (a menos
que la generación con carbón o gas sea más económica que la hidroelectricidad),
razón por la cual si no se hace expansión a nivel de transmisión, las restricciones
se incrementarán, ya que independientemente de las nuevas plantas asociadas al
cargo por confiabilidad, los recursos térmicos del área Caribe se necesitarían para
garantizar la seguridad del sistema, con el agravante que los mismos no estarían
en mérito.
n. Dentro de los supuestos considerados se estima una capacidad instalada de
2400 MW desde el año inicial del estudio y se menciona que:…”Si bien es
cierto que toda esta potencia estará disponible solamente a partir del año 2020,
es muy probable que en el área se materialicen similares potenciales de
generación… ”, Solicitamos ampliar este comentario, ya que a la fecha no se
estiman subastas del Obligaciones de Energía en Firme para dicho periodo,
aunque para efectos del análisis planteado consideramos prudente incluir dicha
potencia al inicio del periodo o eventualmente realizar un análisis de
sensibilidad para identificar si este supuesto impacta el análisis.
R: Se tuvo en cuenta el comentario para la versión definitiva del Plan de
Expansión, dejando claro las fechas de entrada de las unidades de generación de
Ituango. Así mismo, se ajustaron los análisis.
o. Adicionalmente, debería detallarse las potencias entrantes tanto en magnitud
como en tiempo de entrada, pues al contemplar 2400 MW inyectados por
Ituango desde el 2017 puede generar impactos diferentes a los obtenidos
contemplando las fechas de entrada exactas. Así mismo, se debe considerar
que existe una gran diferencia entre una planta que aumenta su potencia y no
su energía, y diferentes proyectos que entran con sus embalses asociados.
R: Mirar respuesta al literal o.
p. En relación con las exportaciones de Energía a Ecuador y Panamá,
consideramos que son escenarios bastante optimistas, sugerimos para incluir
Panamá con 300 MW (factor de utilización) a partir del 2018 y no 2014 y 600
MW a partir de 2022, adicionalmente considerar un escenario sin
exportaciones a Panamá. Sobre Ecuador se podría ajustar la capacidad con
base en información histórica de intercambios.
R: Los análisis del Plan iniciaron en el año 2012, con la información disponible en
su momento. Si bien a la luz de la nueva información se puede pensar que los
escenarios de intercambio con Panamá son optimistas, los mismos impactan
mínimamente en los análisis y definición de las obras de este Plan,
específicamente la conexión de Ituango y el refuerzo al área Caribe.
Respecto Ecuador, los análisis del Plan consideraron varias sensibilidades a los
intercambios con el vecino país.
q. Sobre la siguiente afirmación: “Desde el punto de vista eléctrico la mejor
alternativa para aumentar el límite de importación a la costa es el circuito
Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV, con el refuerzo de transformación
500/230 kV en la subestación Copey.”, sugerimos aclarar si esta alternativa
sería la definitiva que la UPME recomienda para aumentar el límite de
importación a la costa y si teniendo en cuenta la evaluación económica de esta
alternativa, seguiría siendo la mejor.
R: Efectivamente, no sólo representa una solución estructural, evitando
expansiones adicionales en el largo plazo, sino también presenta una relación
beneficio / costo superior a 1. En el documento final del Plan se podrá encontrar
mayor detalle.
r. En relación a: “Bajo un escenario de alta generación en quimbo y Betania, al
igual que mínimo despacho en Alto, Bajo Anchicayá y Salvajina, se presenta
una cargabilidad superior al 100 % en el enlace Alférez – Yumbo 230 kV, ante
la contingencia sencilla del transformador San Marcos 500/230 kV.
Para mejorar esta situación y evitar restricciones en la red, asociadas al
incremento de la capacidad de transformación en Alférez, se recomienda
conectar dicha subestación al enlace Pance – Juanchito o al circuito Juanchito
– Páez 230 kV, los cuales se ubican aproximadamente a 2 Km de la
subestación.”, consideramos que deben plantearse escenarios donde
inicialmente se muestren resultados que alivien las restricciones del sistema,
más no escenarios que generen restricciones para luego dar recomendaciones
para mejorar la situación.
R: Se tuvo en cuenta este comentario para la versión definitiva del Plan de
Expansión.
s. Solicitamos precisar algunos comentarios como: “… Si bien es la alternativa
con mayor relación y costo de inversión, la misma se agota en el tiempo…”, en
relación con el periodo tiempo que se menciona, definir claramente a que
periodo se refiere. En otra frase se menciona: “…los requerimientos de
generación en el área vuelven a ser palpables en el mediano plazo…”,
sugerimos definir mediano plazo.
R: En la normatividad actual, específicamente la resolución MME 181313 de 2002,
se establece el periodo de planeamiento para la red de transmisión. Este es:
Corto Plazo: 5 año
Mediano Plazo: 10 años
Largo Plazo: 15 años.
t. Recomendamos se aclare que el Plan se desarrolló bajo los parámetros con la
proyección de demanda de marzo de 2011 y no se conocían aún los resultados
de la última subasta del cargo por confiabilidad, por lo cual es importante
conocer la visión actualizada del planeador en aspectos como el
comportamiento de la demanda y la expansión de la generación.
R: Se tuvo en cuenta el comentario para la versión definitiva del Plan de
Expansión. Se aclara que los análisis se actualizaron, considerando la proyección
de demanda del mes de julio del año 2012.
Es importante mencionar que en el documento definitivo quedaron plasmados los
análisis de las conexiones de las plantas con Obligaciones de Energía en Firme,
junto con las demás obras de refuerzo del sistema.
u. Sugerimos tengan un consolidado con las alternativas más óptimas desde el
punto de vista confiable, seguro y eficiente; es decir el criterio técnico. Otro
consolidado con las alternativas económicamente más viables y otro
consolidado donde se muestre la mejor opción de expansión del sistema,
teniendo en cuenta los dos criterios, técnico y económico; lo anterior para cada
una de las áreas analizadas, sus límites de importación y la planta de
generación Ituango.
R: No se acepta el comentario. Solo se recomiendan aquellas alternativas que son
técnica y económicamente viables, al igual que estratégicas para el desarrollo del
país.
v. Adicionalmente a los criterios económicos y técnicos con los que la UPME
recomienda la sobras para el Plan de Expansión de Referencia Generación –
Transmisión, consideramos de vital importancia que la UPME adicionalmente
tenga en cuenta la variable y/o criterio ambiental, ya que éste se ha convertido
en un referente de gran impacto sobre la viabilidad de construcción de los
proyectos de expansión del sistema.
R: Los ejercicios de Planificación de la UPME tienen en cuenta este aspecto, en el
marco de la normatividad vigente, específicamente la resolución MME 181313 de
2002.
w. Se considera la carga Drummond conectada en la subestación Copey 500 kV,
con un consumo de 120 MW y un factor de potencia de 0.9 en atraso. Al
respecto, se debe considerar la conexión de dicha carga a través de una línea
de 500 kV, ya que la conexión de esta carga en un punto existente modifica los
resultados de la simulación.
R: Se tuvo en cuenta el comentario en la versión definitiva del Plan de Expansión,
definiendo la nueva subestación La Loma 500 kV, punto donde se conectará la
demanda de Drummond.
x. De forma general consideramos que se debería presentar un mayor análisis
del desempeño del sistema (área Oriental) con la instalación de estos equipos,
teniendo en cuenta la compensación estática instalada actual y la
recomendada por la UPME (275 MVAr de compensación estática).
R: El análisis del área Oriental con esta compensación se presentó en el
documento “Avance Plan de Expansión 2013 – 2026: Instalación de
Compensación Dinámica y Nuevos Refuerzos a nivel de 500 kV en el Área
Oriental”, estableciendo la generación requerida y el límite de importación. Así
mismo quedará plasmado en la versión definitiva del Plan.
y. En relación con las alternativas presentadas en la Tabla V: “ALTERNATIVAS
DE COMPENSACIÓN DINÁMICA” sugerimos analizar, en virtud a que el
desempeño técnico del sistema es similar cuando se instalan dos SVC, tener
en cuenta esta alternativa, más aun cuando representarían un menor costo.
R: Desde el punto de vista técnico, y dadas las condiciones eléctricas del área
Oriental, es incorrecto decir que un SVC y STATCOM presentan un
comportamiento similar. En condiciones de contingencia del sistema (Primavera –
Bacatá 500 kV), durante las cuales hay grandes excursiones de voltaje, el
desempeño del STATCOM es superior dada su característica de inyección
constante de corriente. En este sentido, no se acepta el comentario.
z. Solicitamos desagregar del monto total de USD 100 Millones, el porcentaje que
corresponde a un SVC y el STATCOM.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión. Con el ánimo de realizar una evaluación conservadora, se asignó un costo de
USD 50 Millones a cada dispositivo.
aa. En la Tabla III: “CARACTERÍSTICAS TÉCNCIAS DEL PARQUE
GENERADOR”, se habla de 108 MVAr como máxima capacidad de suministro
de potencia reactiva por cada unidad de Guavio, sugerimos actualizar este
valor con el reportado oficialmente por Emgesa al operador de mercado, el cual
se encuentra relacionado en el aplicativo de XM “Paratec” y corresponde a 100
MVAr. De acuerdo con lo anterior, sugerimos de forma general a la UPME
actualizar los valores de todos los recursos de generación del área con los
datos consignados en dicho aplicativo.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
bb. En la figura 2. Están intercalados los ítem d y e. Esto teniendo en cuenta las
restricciones mencionadas en la tabla I.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
3. EPM
cc. En la página 10 se dice que “Si bien los análisis eléctricos indican la necesidad
del segundo transformador 500/230kV en la subestación Medellín a partir del
año 2020, cuando se tiene una capacidad instalada en Ituango de 2400 MW,
se recomienda esta expansión a partir del año 2017. Este segundo banco
permitiría garantizar la integridad del sistema ante contingencia sencilla del
transformador paralelo.”, sin embargo en la página 12 se expone “En este
sentido, algunos de los refuerzos, específicamente el segundo transformador
Medellín 500/230 kV – 450 MV, la reconfiguración de la línea Ancón –
Occidente y el nuevo circuito Medellín – Ancón 230 kV; solo se necesitarían en
el momento que se incorporen al sistema los otros 1200 MW.”, lo cual es
contradictorio entre sí. De hecho, la reconfiguración de la línea Ancón –
Occidente es necesaria para que haya conectividad en 230 kV de la
subestación Medellín; el segundo transformador se necesita para que ante la
contingencia del otro transformador, no se pierda la conexión a 500 kV del área
Antioquia, ya que entrar a operar con un solo autotransformador 500/230 kV,
equivaldría a operar radialmente la conexión a 500 kV en Antioquia.
Adicionalmente, la segunda línea Medellín Ancón 230 kV debería entrar
simultáneamente con la reconfiguración de la línea Occidente – Ancón 230 kV,
con el fin de garantizar desde el inicio, la confiabilidad necesaria en transmisión
para tan alta capacidad de transformación; además de minimizar el impacto
operativo ante la posibilidad de construirla compartiendo infraestructura. De
construirla en una segunda etapa, compartiendo infraestructura, significaría
indisponer o restringir la conexión a 500 kV durante su construcción.
R: Se tuvo en cuenta el comentario en el documento definitivo.
Independientemente de la generación de Ituango, los análisis eléctricos
permitieron evidenciar la necesidad de contar desde el principio con dos
transformadores 500/230 kV – 450 MVA, la reconfiguración de la línea Occidente –
Ancón 230 kV en los enlaces Occidente – Medellín y Medellín – Ancón, al igual
que el nuevo circuito Medellín – Ancón 230 kV.
dd. En la página 14, se establece como conclusión: “Si bien la evaluación
económica se realizó contemplando la opción 10, es decir, la nueva
subestación Medellín 500/230 kV, la selección definitiva del punto de conexión
se determinará una vez se verifique las posibilidades constructivas de cada
una de las alternativas.”, EPM como Operador de Red y Transportador en el
área de influencia del proyecto, indica que la opción más viable para la
conexión del proyecto Ituango en Medellín, considerando posibilidades
constructivas, comportamiento del sistema eléctrico, desarrollo urbano y
corredores de líneas, es la definida en la opción 10. Por lo anterior, se propone
a la UPME definir la alternativa 10 según la evaluación técnico – financiera que
la respalda, como la definida para este proyecto.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
ee. En la página final, en el listado de las obras que la UPME recomienda,
aparece: “Reconfiguración de la línea Occidente – Ancón 230 kV en Occidente
– Medellín y Medellín – Occidente.”. Debe corregirse por Reconfiguración de la
línea Occidente – Ancón 230 kV en Occidente – Medellín y Medellín – Ancón.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
ff. Solicitamos a la UPME evaluar la viabilidad de incluir en el Plan de Expansión
la alternativa descrita como Ituango – Porce III 500 kV y Porce III – Primavera
500 kV.
R: Mirar respuesta al literal b.
4. GECELCA
gg. Gecelca considera que existen argumentos técnicos suficientes para declarar
que la conexión de la central Gecelca 3.2 a la barra 110 kV en la subestación
Cerromatoso es viable y que los incrementos de la corriente de cortocircuito en
la barra de 110 kV Cerromatoso se encuentra en un valor que no genera riesgo
en los actuales equipos de dicha subestación para el año de entrada de la
central y así como que la probabilidad de que se presente un escenario de
atrapamiento de energía es muy remota y la energía equivalente y su
valoración económica es ínfima, que para efectos prácticos se puede
considerar prácticamente nula y que en ningún caso condicionaría la
alternativa de conexión donde dicha situación se podría presentar.
Adicional a lo anterior, solicitamos a la UPME considerar que un cambio de
conexión desde el nivel 110 kV (incluye línea y subestación) hasta el nivel de
500 kV genera sobrecostos para GECELCA así como mayor tiempo de
ejecución de las obras debido a la consecución de licencias ambientales,
negociación de servidumbres, cambio en parámetros de equipos en la Unidad
GECELCA 3.2 (en actual licitación), entre otros, lo que pone en riesgo la
entrada del proyecto Gecelca 3.2 para el día 1 de diciembre de 2015.
R: Los análisis técnicos le permitieron a la Unidad establecer una única alternativa
de conexión, la cual garantiza la correcta evacuación de la generación de Gecelca
3.2, y no viola las capacidades de cortocircuito de la subestación Cerromatoso 110
kV. En este sentido, se mantiene la posición de conectar la planta Gecelca 3.2 –
250 MW a la subestación Cerromatoso 500 kV.
5. TERMOTASAJERO
hh. En su modelo la UPME considera a Tasajero II como una central de
generación conectada a la subestación Belén, para lograr esto se debe
construir una línea cerca de 15 Km a 230 kV, en este orden de ideas los
análisis de confiabilidad en la operación del SIN se deben realizar
considerando tal y como lo establece la regulación vigente, el criterio N -1 para
el citado activo de transmisión (Tasajero – Belén 230 kV).
R: No se acepta el comentario. Respecto a la incorporación de una planta vía
activos de conexión, el promotor del proyecto será el encargado de definir el nivel
de confiabilidad que requiere, ya sea uno, dos, o tres circuitos. En el caso de
Tasajero II, si la planta se conecta a la subestación Belén (alternativa presentada
por el promotor del proyecto en su estudio de conexión), la pérdida de la línea
Tasajero – Belén 230 kV no ocasionaría impactos sobre el sistema, ni activación
del EDAC.
ii. Una vez revisada la subestación Belén es evidente la imposibilidad de
conexión a la misma en tiempo y costos razonables, debido a :
Que la subestación Belén se encuentra inmersa en un barrio de Cúcuta con
el agravante de que no existe espacio para la nueva bahía de conexión, lo
que obligaría a la construcción de una nueva subestación continua a la
existente.
Que la construcción de dicha infraestructura al interior del barrio es a todas
luces inviable, el enorme impacto social y ambiental hacen prácticamente
imposible obtener la respectiva licencia ambiental.
La línea de conexión tendría que pasar por un importante sector urbano de
Cúcuta lo que nuevamente hace inviable obtener la licencia ambiental y los
permisos respectivos.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
jj. En resumen los múltiples problemas identificados para la construcción de la
línea a la subestación Belén harían que con una alta probabilidad no se pueda
cumplir con el compromiso adquirido en la subasta del cargo por confiabilidad
de estar en operación en noviembre de 2015.
R: Si esto se preveía desde un principio, el promotor no debió considerar en su
estudio de conexión dicha alternativa.
kk. La valoración del proyecto suponía la conexión a la subestación Tasajero,
fundamento con el cual fue presentado el proyecto a la citada subasta de cargo
por confiabilidad, es claro que para ser competitivo en una subasta como la del
cargo por confiabilidad se debe ir con un proyecto absolutamente eficiente y de
mínimo costo en elementos como la conexión al STN.
R: No se acepta el comentario. Si esto es así, la UPME no entiende como el
estudio contempló la conexión a la subestación Belén.
ll. En materia de confiabilidad y de los mismos análisis de la UPME es evidente
que los citados problemas surgen de la limitación existente en el
Transformador de Ocaña 500/230 kV – 450 MVA y en ningún caso por el punto
de conexión de Tasajero II. Ahora si bien, es claro que la conexión al STN es
responsabilidad del generador, pero para suplir necesidades del Sistema de
Transmisión Nacional en ningún caso es factible solicitar a un generador que
construya activos de transmisión o que se conecte a un nodo distinto al que
técnicamente y económicamente para el proyecto y por tanto para la sociedad
general.
R: Se acepta el comentario. Efectivamente, la contingencia que limita la
exportación a Venezuela por el corredor San Mateo – Corozo 230 kV, es la
pérdida del transformador Ocaña 500/230 kV – 450 MVA. No obstante, con la
conexión del proyecto a la subestación Tasajero, la pérdida del enlace Tasajero –
Cúcuta 230 kV ocasiona violaciones por sobrecarga en la línea Tasajero – San
Mateo 230 kV, cuando se exportan 150 MW.
mm. Frente a las exportaciones a Venezuela, de los mismos análisis
adelantados por la UPME entendemos que estas se limitan de la misma
manera con independencia del punto de conexión de Tasajero II.
R: Mirar respuesta al literal mm.
nn. Es igual importante que las exportaciones a Venezuela son un problema entre
comprador y el vendedor y de ninguna manera su viabilidad debe depender de
que los generadores en Colombia deban acometer la construcción de activos
de transmisión, más aún al momento de definir los criterios de confiabilidad es
evidente que la demanda nacional debe ser prioritaria, se ha preguntado la
UPME que pasaría con la confiabilidad del área Nordeste y del sistema en
general si por imponer el proyecto no puede entrar en operación Tasajero II por
imposibilidad de conectarse al sistema en la citada subestación Belén?
R: No se acepta el comentario. En ningún momento se está queriendo soportar la
exportación a Venezuela con la conexión de Tasajero II a la subestación Belén. La
idea de mirar múltiples escenarios, es conocer las alternativas que presentan el
mejor desempeño técnico.
Respecto a la interrogante que plantea Tasajero, en relación al potencial retraso
de la conexión de Tasajero II por la “imposición” de la UPME, no se acepta el
comentario. La UPME no está imponiendo nada, solo ejerce las funciones
encomendadas por la ley. Así mismo, es importante mencionar que en el marco de
la formulación del Plan de Generación, se analizan múltiples escenarios, entre
ellos, potenciales retrasos.
oo. En conclusión consideramos que no existen razones técnicas que hagan
evidente la conveniencia de conectar a Tasajero II a la subestación Belén,
entendemos que la UPME dentro de su proceso de planeamiento es
consciente de la importancia de la entrada a tiempo de los nuevos proyectos
de generación y de que los mismos se hagan bajo criterios de eficiencia y bajo
la mejor relación beneficio / costo.
Con las consideraciones anteriores ratificamos la solicitud a la UPME de
aprobar como punto de conexión la nueva central Tasajero II a la subestación
Tasajero, aprobación que requerimos lo más pronto posible con el ánimo de
poder continuar con las labores propias del proyecto.
R: Se tuvo en cuenta este comentario en la versión definitiva del Plan de
Expansión.
6. EEB
pp. Consideramos importante que se indique la fecha de la reunión No. 108 del
CAPT (S. I, p. 1).
R: Si bien la referencia es muy importante, en el documento definitivo no se
plasmará esta reunión.
qq. En cuanto a los supuestos considerados, vemos que es necesario que se
describa el soporte de haber considerado desde el año inicial de estudio (2017)
toda la capacidad prevista a instalar de 2.400 MW. Es decir, soportar la alta
probabilidad de que “...en el área se materialicen similares potenciales de
generación.” Adicionalmente, encontramos que es importante que se deje
claridad sobre el impacto de este supuesto en la cuantificación de los
beneficios (S. II, L. A, p. 2).
R: Mirar respuesta al literal o y dd.
rr. También sobre los supuestos, consideramos que es muy poco probable que la
interconexión con Panamá, con una capacidad inicial de 300 MW, esté
disponible en el 2014. Atentamente sugerimos revisar y validar este supuesto
(S. II, L. A, p. 2).
R: Mirar respuesta al literal q.
ss. Recomendamos que se considere el siguiente escenario adicional: (i) demanda
mínima, (ii) bajo despacho de generación en Ituango para evaluar el
desempeño de la red y los requerimientos de compensación reactiva adicional
para el manejo de tensiones en las áreas de Antioquia y Suroccidental. Así
mismo, también el escenario de mínima demanda, alta generación de Ituango y
con generación en Antioquia, dado que es crítico toda vez que se presentaría
atrapamiento de generación (S. II).
R: Se tuvo en cuenta el comentario, en aquellas áreas donde el impacto de la
nueva red a 500 kV incrementa las tensiones en estado estable. Respecto al área
Antioquia, no se vieron necesidades de generación de seguridad para la absorción
de potencia reactiva. Para mayor detalla consultar el documento definitivo del Plan
de Expansión.
tt. Con respecto a la Evaluación Económica de las Alternativas, en la
cuantificación de los beneficios solo se consideran las diferencias en precios
por reconciliaciones positivas. Sin embargo, los requerimientos de
reconciliaciones positivas conllevan a que hayan reconciliaciones negativas
que en general compensan en parte los costos asociados a las positivas,
reduciendo así los beneficios asociados a los proyectos (S. III, (2), p. 11).
R: No se acepta el comentario. La EEB está proponiendo evaluar un proyecto
incumpliendo la reglamentación actual. Recordemos que la generación que se
reconcilia negativamente se “devuelve” al sistema a precio de bolsa.
uu. Adicionalmente, sobre la variable (N), sugerimos que se revise la definición,
redacción y aplicación de la misma, pues en nuestro entender, dicha diferencia
debería ser a partir de la generación de reconciliación, y no de la capacidad
instalada (S. III, (3), p. 12).
R: No se acepta el comentario. Recordemos que la variable N está asociada a la
potencia que se debe deslastrar para garantizar la seguridad del sistema, cuando
la integridad del mismo no se puede salvaguardar aún con todo el parque
generador.
vv. Con los nuevos circuitos llegando a la subestación Primavera 500 kV, está
subestación empieza a volverse crítica en el sentido de que muchos corredores
de importancia dependerían de este mismo y único nodo, y también en vista de
su configuración actual. Por lo anterior, consideramos necesario que se
contemplen otras posibles alternativas (i.e., Sogamoso), teniendo en cuenta
además las complementariedades con los proyectos que se requieren para el
Área Oriental en los próximos años.
R: Se acepta el comentario. Mirar respuesta al literal b.
ww. Solicitamos por último que se haga una relación precisa de cada una de las
obras y las fechas de entrada en operación correspondientes, pues este es un
aspecto fundamental que debe quedar debidamente detallado y clarificado, y
que no se satisface en la versión actual del documento.
R: Se tuvo en cuenta el comentario en la versión definitiva del Plan de Expansión.
xx. Tecnología de los dispositivos FACTS para el área Oriental: Dado que de
acuerdo con los resultados de estabilidad transitoria realizados por la EEB, el
tiempo de respuesta de un SVC es adecuado para el área ante contingencias,
que son una tecnología conocida a nivel mundial con una amplia aplicación en
sistemas de transmisión, que no se encuentran referencias de STATCOM de
un tamaño superior a los 150 MVAr y que el costo de inversión de un SVC es
inferior presentando los mismos beneficios en la operación, sugerimos que los
dispositivos a instalar tanto en el norte como en el sur del área oriental sean
compensaciones tipo SVC.
R: No se acepta el comentario, mirar respuesta al literal z. Es importante
mencionar que del mismo documento de comentarios del Plan de Expansión, la
EEB menciona:
“En condiciones de perturbaciones grandes del sistema durante las cuales hay
grandes excursiones de voltaje, el desempeño del STATCOM es superior dada su
característica de inyección constante de corriente. Esta característica hace que el
incremento del margen de estabilidad logrado en el sistema con la instalación del
STATCOM sea mayor que el que se logra con un SVC de idéntico “rating”.”
yy. Ubicación de los Dispositivos FACTS en el área Oriental: De acuerdo con los
resultados obtenidos en los análisis Q-V realizados por EEB, para garantizar la
operación del área oriental en el año 2014 considerando la expansión
planteada, un despacho de 19 unidades equivalentes y el retraso en la entrada
en operación del Proyecto Nueva Esperanza, se requeriría de una inyección
mínima de potencia reactiva en el área cercana a los 400 MVAr.
Debido al tamaño de la compensación requerida la EEB planteo la instalación
de dos compensaciones tipo FACTS en el área, cada una con una capacidad
no inferior a los 200 MVAr.
Aunque en el caso Base la barra Bacatá 500 kV presenta el menor
requerimiento de potencia reactiva, el retraso en la entrada en operación del
proyecto Esperanza hace que ante la contingencia del transformador Bacatá
500/115 kV la barra presente una inyección de potencia reactiva elevada.
La barra Tunal 230 kV presenta los menores valores de inyección de potencia
reactiva ante contingencia, las siguientes barras elegibles son Bacatá 230 kV y
Noroeste 230 kV con comportamientos muy similares, la barra Torca 230 kV
presenta un requerimiento mayor con un incremento cercano a los 15 MVAr
R: Los análisis eléctricos de la UPME, el CND y el CAPT, del cual hace parte
integral la EEB, concluyeron que la mejor ubicación de los dispositivos FACTS son
las subestaciones Bacatá 500 kV y Nueva Esperanza 230 kV. Así mismo, en la
reunión No 117 del Grupo técnico y regulatorio del CAPT, todos los miembros,
incluyendo la EEB, ratificaron sobre la propuesta de ubicación de la UPME. En
este sentido, no se acepta el comentario.
zz. Entrada en Operación Corredor Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500
kV: En la tabla VIII del documento se indica que la fecha de entrada en
operación del Corredor Sogamoso – Norte – Esperanza 500 kV está planteada
para el año 2018. En la Reunión del CAPT 116 realizada el día viernes 14 de
diciembre de 2012 en la ciudad de Medellín, se argumentaron las razones por
las cuales se requiere este proyecto en el menor tiempo posible para el área de
Bogotá, entre las cuales se mencionó: el riesgo de desatención de la demanda,
el agotamiento del número de unidades equivalentes, el costo por
restricciones, la flexibilidad para atender mantenimientos, etc. Adicionalmente
se sustentó la viabilidad de la entrada del proyecto para junio de 2017 luego de
analizar el cronograma general del proyecto: elaboración de términos,
definición del inversionista, pólizas, licencia ambiental y construcción, siendo
recomendada esta fecha por el CAPT.
Por lo anterior, solicitamos a la UPME considerar como fecha más tardía junio
de 2017 la entrada en operación comercial del proyecto Corredor Sogamoso –
Norte – Nueva Esperanza 500 kV con subestación Norte 500 kV. De acuerdo
con el siguiente cronograma:
Actividad Meses
Aprobación del MME 12
Convocatoria UPME
Licencia Ambiental 42
Construcción
Total: 54
R: Mira respuesta al literal h.
aaa. Es necesario analizar el desempeño de la Transformación 500/230 y
500/115 kV del área Oriental para definir o corregir la expansión futura, dado
que actualmente y en el futuro la transformación 500/230 kV queda
subutilizada al igual que la des optimización del anillo de 230 kV en el área de
Bogotá, por la existencia de la transformación 500/115 kV (actualmente en
Bacatá la transformación 500/230 kV principalmente ofrece un desempeño
apropiado para cubrir la contingencia N-1 de la línea Primavera Bacatá 500 kV
pero en su operación normal no es eficiente).
En el futuro con mayor número de enlaces a 500 kV en el área de Bogotá la
transformación 500/230 kV opera aún más ineficientemente. Adicionalmente
estas des optimizaciones en el anillo de 230 kV y en la transformación 500/230
kV se incrementa al aumentar la transformación proyectada 500/115 kV en
Bacatá y Nueva Esperanza, (Estos análisis que presenta la EEB son
coincidentes con los resultados y análisis de la UPME, cuando analizan la
alternativa de expansión a 500 kV en Bochica los cuales se expresan de la
siguiente manera: “Las alternativas que contemplan la subestación Bochica a
nivel de 500 kV no representan una reducción importante del número de
unidades equivalentes, en relación a las opciones que consideran este nuevo
punto de inyección a nivel de 230 kV (comparación alternativas 8 y 10).
Dado que la impedancia equivalente que ve el sistema en Nueva Esperanza y
Bacatá es menor respecto a Bochica, los transformadores 230/115 kV de esta
subestación no inyectan mucha potencia al STR, en comparación con los
bancos 500/115 kV.”
R: Muy válido el comentario, proponemos trabajar este punto en el grupo técnico y
regulatorio del CAPT
bbb. Análisis Ituango – Primavera 500 kV, recomendación Ituango-Porce III-
Sogamoso 500 kV. Una vez definida la alternativa de la segunda conexión a
500 kV para el área de Bogotá: Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza, la
Empresa encuentra mayores beneficios para el STN en confiabilidad y mejor
distribución de las importaciones para el área Oriental y en particular para las
áreas de la Costa y el área Oriental, la conexión a 500 kV Ituango-Porce III-
Sogamoso (la primera Ituango Porce III propuesta por EPM y analizada y
validada por XM), en lugar de Ituango – Primavera 500kV por las siguientes
razones:
Hay una mejor distribución de flujos a 500 kV para las áreas de la Costa y
Oriental.
Contingencias en la línea Primavera-Sogamoso afecta la confiabilidad y las
transferencias desde Ituango-Porce III-Primavera, hacia la Costa y hacia el
área Oriental. Ante esta contingencia, el área Oriental queda conectada
desde Primavera 500 kV y desde Ocaña 500 KV con la Costa, siendo esta
última conexión muy larga lo cual incrementa las transferencias por la línea
Primavera-Bacatá. La conexión Ituango-Porce III-Sogamoso impide que por
la contingencia de la línea Primavera-Sogamoso, afecte las dos áreas. En
la propuesta sugerida por la EEB, en caso de la pérdida de la línea de 500
kV Primavera-Sogamoso, la Costa y el área de Bogotá quedan alimentadas
desde Ituango-Porce III-Sogamoso, y en caso de la pérdida de la línea
Ituango Porce III-Sogamoso, la costa y el área Oriental quedan con
alimentación desde Ituango y desde Antioquia por la conexión Primavera-
Sogamoso 500 kV.
Se incrementa la importación para el área Oriental por el enlace Sogamoso-
Norte-Nueva Esperanza.
Hay una mejor distribución de conexiones a 500 kV en otras subestaciones
del STN. Con la conexión Ituango – Porce III – Primavera 500kV, se
tendrían 5 conexiones a 500 kV en Primavera, y Sogamoso tendría 3,
considerando la futura a Norte, con la propuesta Ituango-Porce III-
Sogamoso, la subestación Primavera 500 kV tendría 4 conexiones a 500 kV
y Sogamoso 500 kV 4 conexiones.
La modificación a la propuesta definida por la UPME es marginal y
corresponde a un incremento alrededor de 30 km de línea a 500 kV.
Por las razones expuestas recomendamos a la UPME revisar la alternativa
Ituango-Porce III-Sogamoso 500 kV en lugar de Ituango-Porce III-
Primavera 500 kV.
R: Mirar respuesta al literal b.
ccc. Recomendamos incluir en la convocatoria Sogamoso – Norte – Nueva
Esperanza 500 kV, que la línea Sogamoso-Norte 500 kV que hace parte de
este proyecto sea parcialmente compensada (compensación ≥ 50%), para
repartir más uniformemente las transferencias por los enlaces a 500 kV
Primavera – Bacatá y Sogamoso – Norte-Nueva Esperanza 500 kV.
R: En el marco de la elaboración de los documentos de selección, se analizará la
necesidad de compensar esta línea, ya que con el corredor Ituango – Porce III –
Sogamoso 500 kV, la línea Sogamoso – Norte 500 kV presenta una cargabilidad
importante, no siendo necesaria su compensación.
ddd. Recomendamos analizar otras restricciones existentes en el área Oriental
asociadas con transformación en la subestación Torca y las líneas de 115 kV
asociadas con la barra de 115 kV de Torca.
R: Mirar respuesta al literal i.
eee. Solicitamos a la UPME enfatizar en la necesidad de reconfigurar las
subestaciones de Balsillas y San Mateo de barra sencilla a una configuración
más confiable.
R: Se estudiará en el marco de la formulación del próximo Plan de Expansión.
7. CODENSA
fff. Ante todo queremos destacar el esfuerzo que la UPME está haciendo para
definir las obras que requiere la expansión del Sistema de Transmisión
Nacional, lo cual se ha materializado en los documentos recientemente
puestos a comentarios. Sin embargo, reiteramos la necesidad del sector de
contar con un Plan de Expansión Generación–Transmisión, integral, que
contenga los análisis de largo plazo de las variables fundamentales en la
definición de la infraestructura de transmisión, como es el caso de la
generación y el desempeño de las áreas eléctricas.
R: Se tendrá en cuenta el comentario para la versión definitiva del Plan de
Expansión de Referencia Generación –Transmisión.
ggg. En resumen, en este documento la UPME está recomendando para el Área
Oriental dos nuevas conexiones a 500 kV, en 2018 y 2020, además de la
instalación de 715 MVAR en total, de compensación reactiva estática y
dinámica. Sin embargo, a pesar de esto, se menciona que para el 2025 se
requerirá una nueva interconexión a nivel de 500 kV. Dadas las dificultades,
cada vez mayores, para disponer de corredores y el licenciamiento ambiental
de las redes eléctricas, es necesario que la UPME en su función de planeador
del sistema dé las señales adecuadas de la visión de largo plazo del sistema
que permitirá atender la futura demanda de la ciudad de Bogotá y alrededores
con criterios de seguridad, confiabilidad y economía.
R: Se acepta el comentario. Tal como se menciona en el documento, en el año
2025 se necesitaría un tercer refuerzo a nivel de 500 kV en el área Oriental, razón
por la cual se debe estudiar que es mejor para el sistema, una nueva línea o la
instalación focalizada de plantas de generación.
hhh. En los análisis eléctricos realizados por CODENSA y otros agentes del
sector, se ha determinado la urgencia y necesidad de un nuevo punto de
conexión a 500 kV para el área Oriental y especialmente para Bogotá, con el
objeto de aumentar el límite de importación, aumentar la confiabilidad y
disminuir las restricciones. En el documento se define el circuito Sogamoso –
Norte – Nueva Esperanza solo hasta 2018, según manifiesta la UPME por los
tiempos que se requiere para desarrollar la convocatoria y su construcción. Al
respecto recomendamos adelantar esta fecha tanto como sea posible. Es de
anotar que en su momento CODENSA propuso que con el actual proyecto
Norte a 230 kV se desarrollara simultáneamente el nuevo punto de
interconexión a 500 kV, estudio que fue presentado al CAPT y enviado a la
UPME. Por lo tanto, recomendamos que se defina y desarrollen la convocatoria
de los dos circuitos de 500 kV en el menor tiempo posible a fin de que entren
en operación oportunamente.
R: Mirar respuesta al literal h
iii. Hasta tanto se tenga una nueva conexión a 500 kV y dado el atraso del
proyecto Nueva Esperanza 500 kV por dificultades de licenciamiento
ambiental, la UPME propone como medida remedial para el soporte de tensión
a nivel de STN la instalación de 275 MVAR de los cuales CODENSA se ha
comprometido con la instalación de 140 MVAR. Al respecto recomendamos a
la UPME asegurar el desarrollo de las actividades necesarias para que se
disponga del total de la capacidad de compensación reactiva que requiere el
sistema, no sin antes desarrollar y presentar los análisis de estabilidad de
voltaje en Bogotá que confirmen el desempeño adecuado del sistema con este
alto nivel de compensación
R: Mirar respuesta al literal e.
jjj. En los supuestos de demanda no se menciona que estén incluyendo la
demanda de la EEC y de la sub-área operativa de Tolima.
R: Tolima y la demanda asociada a la EEC son parte del área Oriental. Así mismo,
los análisis se realizan de manera integral, considerando a todo el Sistema. Al
margen de lo anterior, se tendrá en cuenta el comentario para la versión definitiva
del Plan.
kkk. En la figura 2 aparece cerrado el enlace Simijaca-Chiquinquirá.
R: El diagrama presenta el esquema y la topología del sistema, sin embargo, en
los supuestos se describen las condiciones topológicas.
lll. Se menciona que están considerando respaldos de cargas reportados por
Ecopetrol por un total de 100 MW. Se entiende que esto corresponde a
conexiones actuales, por lo cual debería confirmarse el posible incremento de
este tipo de cargas en el horizonte de planeamiento.
R: Al ser conexión de cargas en el STR, el Operador de Red es el responsable de
establecer si es viable la incorporación de las mismas. No obstante, la UPME
como planificador del sistema emitirá las señales correspondientes.
mmm. No se menciona el año a partir del cual se considera la demanda de
Rubiales.
R: Los análisis tuvieron en cuenta esta demanda a partir del año 2015, tal como lo
reportó Pacific Rubiales.
nnn. Tabla IV. Alternativas de compensación capacitiva. El Plan debe definir
cómo se va a asegurar la instalación de los 135 MVAR adicionales a los 140
MVAR que CODENSA se ha comprometido a instalar. Además, consideramos
pertinente que la UPME presente los análisis de estabilidad de voltaje en
Bogotá para confirmar que no se presentan riesgos de colapsos aun con
tensiones en algunas barras, mayores que 0.9 en p.u. Esto debido al gran
riesgo que se presenta en los sistemas eléctricos al elevar de manera
considerable los niveles de compensación reactiva.
R: Se tuvo en cuenta en el documento definitivo del Plan de Expansión. Por otro
lado, es importante mencionar que si bien el punto de colapso en aquellas barras
que tienen un nivel alto de compensación puede darse en tensiones superiores a
0.9, esto se da cuando la carga local y el flujo neto por la subestación, por ejemplo
Noroeste, es superior a 500 MW. Este escenario es operativamente improbable,
ya que antes de un colapso de tensión, se presentarían violaciones por
sobrecarga en los transformadores de conexión.
ooo. Figura5 vs Figura 6. Para 2015 se muestran cifras diferentes de generación
de seguridad en el caso sin proyecto, 2250 MW y 2550 MW respectivamente.
Aclarar y se sugiere verificar si afecta la evaluación económica.
R: Se tuvo en cuenta en el documento definitivo del Plan de Expansión.
ppp. Se menciona que para 2018, a pesar de la compensación estática, se
requiere nuevamente de 25 unidades equivalentes de generación por lo cual se
plantea la compensación dinámica. Sin embargo, no se desarrolla una análisis
comparativo de alternativas que permita concluir que esta es la mejor opción
técnica y económica. Consideramos necesario que el documento amplíe y
profundice estos análisis.
R: No se acepta el comentario. La compensación que sería necesaria a nivel de
STN y STR, junto con sus bahías asociadas, para tener un comportamiento
equiparable a la alternativa tipo FACTS, sería totalmente ineficiente. Así mismo,
este observación es contradictoria con posiciones anteriores de CODENSA, donde
se le sugirió a la UPME la necesidad de “tiristorizar” el Sistema asociado al área
Oriental.
qqq. Tampoco se justifica claramente la escogencia de la tecnología STATCOM
y SVC, no se establece cuál es el beneficio diferencial entre una y otra, en
relación con su costo. En el mismo sentido del comentario anterior, es
necesario demostrar que el sistema requiere compensaciones dinámicas de
220 MVAR, o si en realidad el óptimo para el sistema es, por ejemplo, +110
MVAr en compensación estática y +-110 en dinámica en flotación, ya que
soluciones de este estilo son más económicas.
R. Se tuvo en cuenta el comentario en el documento definitivo del Plan de
Expansión.
rrr. Aunque en el Plan de Obras se contempla el adelanto de la compensación
dinámica para 2014, la evaluación de la justificación se presenta para 2018,
año en el cual la expansión de largo plazo define un circuito de 500 kV; por lo
tanto la evaluación de la compensación dinámica en 2018 debe considerar la
línea de 500 kV en operación.
R: El plan de obras se evaluó de una manera integral, estableciendo los beneficios
de cada uno de los proyectos en su horizonte de tiempo. Todo ello quedo
plasmado en el documento definitivo del Plan de Expansión.
sss. Entendemos que luego de analizar los posibles puntos nuevos de conexión
al STN para Bogotá, propuestos por la UPME y llamados Hunza y Bochica
estarían descartados. Al respecto solicitamos respetuosamente a la UPME
considerar dentro de sus futuros análisis conexiones para CODENSA en
500/115 kV, las cuales han demostrado soporte de potencia reactiva y mejor
desempeño en importación de potencia activa sobre la opción de 230 kV.
R: Se acepta el comentario, será uno de los puntos a estudiar en el grupo técnico
y regulatorio del CAPT.
ttt. En el Plan de obras se considera la compensación dinámica para 2014, sin
embargo el documento muestra su necesidad en el 2018. Se debe mostrar la
justificación de adelantar estas inversiones al 2014, más aún cuando el análisis
de impacto tarifario menciona que antes de 2018 el incremento tarifario
equivalente es mayor al costo del sistema sin proyecto.
R: Se tuvo en cuenta el comentario en el documento definitivo del Plan de
Expansión, advirtiendo que la fecha de entrada de los dispositivos tipo FACTS es
el año 2015.
uuu. De la presentación de las obras propuestas se distinguen propósitos
diferentes para cada uno de los proyectos. Por lo cual consideramos que cada
uno debe tener su propio análisis de alternativas y su evaluación beneficio –
costo.
R: En el documento se establece la relación benéfico / costo del Plan de Obras del
área Oriental, posterior al ejercicio de identificación de las mejores opciones de un
abanico de alternativas (de compensación estática, dinámica y refuerzos de red).
En este sentido, no se acepta el comentario.
vvv. No es explícito el costo de cada proyecto. Es importante presentar un
cuadro resumen en donde se especifiquen los estimativos de km de línea
nuevos, MVA instalados, valoración a costos de UCs, etc.
R: Se tuvo en cuenta el comentario en el documento definitivo del Plan de
Expansión.
www. Consideramos de la mayor utilidad que la UPME incluya en el Plan un
cronograma de actividades de la convocatoria y desarrollo de los proyectos
recomendados.
R: Las fechas de entradas de los proyectos de expansión están en función de su
necesidad técnica, y considera los tiempos de ejecución. Por lo anterior se tendrá
en cuenta el comentario en el documento final del Plan de Expansión.
