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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


Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)

Atrasos de proyectos



Demanda Alta


Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)

No entrada de proyectos



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


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


Interconexiones con Ecuador y Centroamérica

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)

Sensibilidad recursos no convencionales

Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja


Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)

Sin Interconexiones internacionales

Escenario de demanda alta incorporando las metas actualizadas del PROURE


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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5

07/2

01

5

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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

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

02

1

07/2

021

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

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02

4

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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

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

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

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01

7

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01

7

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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

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

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

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

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

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

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02

3

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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

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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

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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

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700

800

ene

.-13

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.-14

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.-15

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.-16

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.-18

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.-20

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.-23

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.-2

4

ene

.-25

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.-26

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.-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


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


confiabilidad área Oriental




confiabilidad área Oriental


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


5 Bolívar - Cartagena 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad


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


9 Segundo transformador 500/230 kV en Copey Calidad, confiabilidad y seguridad


10 1° Refuerzo 500 kV Oriental: Sogamoso - Norte - Nueva

Esperanza Calidad, confiabilidad y seguridad


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


13 Refuerzo a 500 kV Suroccidente: línea Medellín – La

Virginia – Alférez – San Marcos Calidad, confiabilidad y seguridad


14 Río Córdoba 230 kV Calidad, confiabilidad y seguridad


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


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.


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



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


demanda ante

contingencias.

Bajas tensiones en el departamento del Meta ante contingencia de la línea

Guavio – Reforma 230 kV


despacho.

Atención radial de demanda a nivel de STR Desatención de demanda ante

contingencias sencillas


Área Oriental



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


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.


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.


despacho.

Sobrecarga en algunos circuitos en 115 kV ante contingencia

del transformador de Cartago 230/115 kV.


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


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



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


Numero Unidades de generación: 18 / 26

Probabilidad disponibilidad unidades: 95%









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














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.


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

mailto:[email protected]







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