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Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, Bogotá D.C., Colombia
1
Incorporación de Generación Eólica en el
Sistema Interconectado Nacional - SIN
Abstract-- La Unidad de Planeación Minero Energética –
UPME tiene entre sus principales funciones, establecer los
requerimientos energéticos de la población según criterios
económicos, sociales, técnicos y ambientales. En el marco de estas
competencias, la UPME realiza anualmente la actualización del
Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión,
definiendo las prioridades del sistema en el corto, mediano y
largo plazo. A nivel de generación los requerimientos que
establece la Unidad son de carácter referencial, ya que los
proyectos que se instalan finalmente en el Sistema Interconectado
Nacional – SIN, obedecen, en su gran mayoría, a un mecanismo
de mercado denominado Cargo por Confiabilidad. En contraste,
a nivel de transmisión la Unidad establece de manera mandatoria
las obras de infraestructura que se deben ejecutar en el mediano
y largo plazo, ello para garantizar la seguridad y confiabilidad
del SIN. En virtud de los desarrollos y la estructuración de
proyectos de generación eólica que se están llevando a cabo en el
norte de la Guajira, lo cual se ve reflejado en el registro de
proyectos de la Unidad con la inscripción de 3 parques, cuya
capacidad agregada es superior a los 470 MW, así como su
solicitud de conexión, la Unidad presenta a continuación los
análisis energéticos, eléctricos y económicos de la incorporación
de esta nueva capacidad renovable, al igual que la
infraestructura requerida en esta zona del país para conectar
dichos parques. En el capítulo I de este documento se presentan
los antecedentes y estudios llevados a cabo por la Unidad en
relación a la cuantificación y valoración del recurso eólico en la
Guajira. En el capítulo II se analiza su impacto energético en la
matriz de generación, estableciendo su aporte al Sistema
Interconectado Nacional – SIN, desde una perspectiva económica
y de confiabilidad en el suministro. Se establece también su
complementariedad con otras fuentes y su nivel de intermitencia,
esto último a través del cálculo de funciones de probabilidad
acumulada de la potencia generada. En el capítulo III se
presentan los análisis eléctricos, cuantificando el comportamiento
de la sub-área Guajira/Cesar/Magdalena – GCM sin la nueva
capacidad bajo estudio, y su desempeño con los nuevos 474 MW
eólicos. Adicionalmente, se llevan a cabo sensibilidades,
determinando bajo diferentes topologías de red, la generación
eólica adicional que se podría incorporar. Finalmente en los
capítulos IV y V se presenta la evaluación económica
correspondiente junto con su metodología, y las recomendaciones
de la Unidad respecto a la conexión de esta nueva capacidad en el
SIN.
Index Terms—Velocidad del viento, valor esperado de
racionamiento de energía condicionado – VEREC, costo
marginal, intermitencia, función de probabilidad acumulada,
generación de seguridad, sobrecargas, colapso de tensión,
inestabilidad de frecuencia, relación beneficio / costo.
I. ANTECEDENTES
L
a ley 143 de 1994 establece en los artículos 12, 16 y 18
que es función de la Unidad de Planeación Minero
Energética – UPME, elaborar y actualizar el Plan de
Expansión del Sistema Interconectado Nacional - SIN, en un
horizonte de mediano y largo plazo. Los principales objetivos
del Plan son satisfacer la demanda nacional de electricidad y
establecer los requerimientos energéticos de la población y los
agentes económicos del país, teniendo en cuenta los recursos
energéticos existentes, convencionales y no convencionales.
En el marco de estas directrices, la UPME actualiza el Plan
de Expansión de Referencia Generación – Transmisión,
definiendo a nivel de transmisión las obras de infraestructura
eléctrica que se necesitan en el mediano y largo plazo, las
cuales deben ser ejecutadas a través del esquema de
convocatorias públicas. De la misma forma, a nivel de
generación el plan define indicativamente y a través de la
metodología de escenarios, las necesidades de expansión del
parque generador, ya que los proyectos que se instalan
finalmente en el sistema, obedecen, en su gran mayoría, a un
ejercicio de mercado denominado Cargo por Confiabilidad.
Es por lo anterior que la Unidad también ha formulado
junto con otras instituciones, los atlas de potencial energético
de algunas fuentes no convencionales, como la biomasa, la
radiación solar y la energía eólica. Fue así que en el año 2006
la UPME y el IDEAM publicaron el Atlas Colombiano de
Viento y Energía Eólica [1], construyendo una serie de mapas
junto con la distribución espacial del viento en superficie, y el
promedio mensual y anual de la densidad de energía eólica a
dos distintas alturas. Lo anterior se constituyó en un aporte
para el uso de energías alternativas, ya que se indicaron las
épocas del año y las zonas de Colombia donde podría ser más
aprovechable este recurso natural, para dimensionar futuros
proyectos de generación. En este sentido, en el año 2013 se
registró el primer proyecto eólico en el sistema de información
de la UPME, denominado Irraipa, con una capacidad
proyectada de 99 MW. A partir de la información recibida, la
cual incluyó la velocidad del viento medida en situ, la UPME
a través de su Plan de Expansión de Referencia Generación –
Transmisión 2013 - 2027, llevó a cabo el primer análisis de
impacto, en relación a la incorporación de energía eólica en el
Sistema Interconectado Nacional [2].
Paralelamente, en el marco del proyecto UPME – BID
“Inversiones Catalizadoras para Energías Renovables”, se
realizó un análisis de la integración de energía eólica,
aprovechando una consultoría contratada por el BID con la
empresa danesa COWI, ello para estudiar el impacto de la
incorporación de 400 MW eólicos en la Guajira. Este estudio
contempló el modelamiento de dos tipos de tecnologías de
turbinas, la identificación y cuantificación del recurso con
datos de diferentes fuentes, como la UPME, el IDEAM y la
NASA, el cálculo de la producción de energía anual, una
primera aproximación de los análisis técnicos asociados a la
conexión de los proyectos y sus posibles impactos, y el estudio
de su participación en el mercado.
Asimismo, en el año 2014 se registraron en la Unidad otros
dos parques eólicos, Casa Eléctrica y Carrizal, cuya capacidad
agregada, considerando a Irrapia, suma en total 474 MW
eólicos. Teniendo en cuenta lo anterior, y con la información
de vientos suministrada por el promotor de los proyectos,
2
Jemeiwaa ka’i S.A.S, en la versión preliminar del Plan de
Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2014 –
2028 [3] se realizaron análisis más detallados, desde el punto
de vista energético, en relación a la cuantificación del impacto
de esta tecnología en el costo marginal de la demanda, así
como la complementariedad con otras fuentes y su aporte a la
confiabilidad. Los resultados se presentan en el siguiente
capítulo.
II.
ANÁLISIS ENERGÉTICO
A. Metodología
Como se mencionó anteriormente, la UPME formula de
manera referencial el Plan de Expansión de Generación.
Inicialmente se plantean diferentes escenarios indicativos
según la conducta de variables como la demanda de energía,
disponibilidad de recursos energéticos, interconexiones
eléctricas internacionales, desarrollo de proyectos en países
vecinos, etc. Los análisis parten de las proyecciones de
demanda de energía eléctrica, las cuales están determinadas
por las expectativas de crecimiento económico de la población
y de la evolución más reciente de la demanda misma.
Posteriormente se llevan a cabo análisis de disponibilidad de
los recursos energéticos, así como su proyección de precios.
Esta información junto con el seguimiento a los proyectos del
Cargo por Confiabilidad y aquellos que están en construcción,
al igual que otras consideraciones, como la posibilidad de
incorporación de recursos renovables no convencionales de
energía, son de vital importancia al momento de construir y
definir los escenarios.
Posteriormente, se analiza para cada escenario definido los
indicadores de confiabilidad energética, a saber Valor
Esperado de Racionamiento de Energía – VERE, Valor
Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado –
VEREC y número de casos con déficit. En la Tabla I se
presenta la definición de estos indicadores y la expresión
matemática asociada para el cálculo de los mismos.
TABLA I
INDICADORES DE CONFIABILIDAD ENERGÉTICA.
Indicador
VERE
VEREC
Número de
casos con
déficit
Definición
Es la razón entre el
promedio
de
energía
racionada en un mes, y la
demanda
nacional
esperada en dicho periodo.
Es la razón entre el
promedio
de
energía
racionada en un mes, y la
demanda
nacional
esperada en dicho periodo.
Solo se consideran los
casos donde se presentan
déficit.
Número
de
eventos
durante todo el horizonte
de planeamiento donde se
presenta racionamiento de
energía.
Expresión matemática
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖
)
𝑛
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠
∑𝑛𝑖=1 (
𝑉𝐸𝑅𝐸 =
n = Número de casos simulados.
𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖
)
𝑚
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠
∑𝑚
𝑖=1 (
𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡
Una vez se calculan los índices de confiabilidad, se
determina si los mismos cumplen con lo establecido por la
Resolución CREG 025 de 1995, donde se establece que los
indicadores VERE y VEREC no pueden ser mayores al 1.5 y 3
%, respectivamente, y el número de casos con déficit no puede
ser superior a 5, si se simulan 100 series estocásticas (si se
tienen en cuenta más series, el número de casos con déficit
permitido es mayor, siempre procurando que los casos donde
no hubo desabastecimiento sea superior al 95 %). Si lo
anterior se cumple, se puede establecer la expansión del
parque generador para la alternativa bajo estudio y el
comportamiento de algunas variables, como es el costo
marginal del sistema y la generación por tecnología. Si ello no
se satisface, se debe determinar la mínima capacidad de
generación adicional que permita cumplir con los indicadores
de confiabilidad durante todo el horizonte de análisis, y así
establecer finalmente la expansión del parque generador. Es
importante mencionar que el cálculo de la capacidad mínima
de generación obedece a un análisis de alternativas, que
consideran proyectos u opciones tecnológicas de expansión
que se tienen identificadas en el registro de proyectos de la
UPME, y otras de mayor disponibilidad y menor costo, donde
algunas de ellas tienen estudio de conexión asociado. Con este
banco de alternativas se simula nuevamente el
comportamiento del sistema, calculando los índices de
confiabilidad y el comportamiento de las principales variables,
para así finalmente determinar la expansión a nivel de
generación. La Fig. 1 presenta de manera resumida la
metodología general de planificación.
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación indicativa de
la Generación
Planificación de la
Transmisión (mandatorio)
Expansión Cargo por
Confiabilidad (Subastas)
Análisis de los Recursos Energéticos,
Proyección de Precios y Características
Otras variables a considerar para la
construcción de Escenarios
Proyectos en Construcción
y Expansión definida
Interconexiones
Internacionales
Construcción de
Escenarios o Alternativas
Expansión eléctrica y
energética de países
vecinos
i = 1, n, 1
Escenarios alternativos de
demanda
Para la Alternativa i
Escenarios de
diversificación de la matriz
energética (incorporación
de Fuentes No
Convencionales de
Energía)
Cálculo de Indicadores de
Confiabilidad Energética
cumplen los
criterios de
Confiabilidad
?
Se determina la
expansión del parque
generador para la
alternativa i
si
no
Se establecen
requerimientos adicionales
de Generación
Fig. 1. Metodología de planificación – generación.
B. Supuestos
Dada la gran cantidad de variables que influyen en un
sistema de generación como el colombiano, sólo se
contemplan aquellas que tienen mayor incidencia sobre él.
Entre las variables consideradas y supuestos utilizados se
tienen: i) Estocasticidad de la hidrología y viento, ii)
desarrollo de proyectos de generación, iii) costos de
combustibles, iv) evolución de la demanda de energía y
potencia, v) fecha de entrada en operación de los proyectos,
vi) nuevas tecnologías de generación, entre otros.
A continuación se presentan las variables y supuestos
utilizados en el planteamiento de las alternativas y estrategias
3
Historico de Capacidad instalada menores
Nueva capacidad instalada menores
Expansion esperada
1,600.0
1,400.0
1,200.0
1,000.0
Capacidad (MW)
800.0
600.0
400.0
200.0
0.0
ene.-00
ago.-00
mar.-01
oct.-01
may.-02
dic.-02
jul.-03
feb.-04
sep.-04
abr.-05
nov.-05
jun.-06
ene.-07
ago.-07
mar.-08
oct.-08
may.-09
dic.-09
jul.-10
feb.-11
sep.-11
abr.-12
nov.-12
jun.-13
ene.-14
ago.-14
mar.-15
oct.-15
may.-16
dic.-16
jul.-17
feb.-18
sep.-18
abr.-19
nov.-19
jun.-20
ene.-21
ago.-21
mar.-22
oct.-22
may.-23
dic.-23
jul.-24
feb.-25
sep.-25
abr.-26
nov.-26
jun.-27
ene.-28
ago.-28
Fig. 2. Proyección del crecimiento de las plantas menores.
Bajo dichos supuestos, inicialmente se establece el
comportamiento energético del SIN, considerando solamente
los proyectos que tiene obligaciones de Energía en Firme, y el
crecimiento esperado de las plantas menores, lo anterior para
determinar el momento en el tiempo donde se requiere
expansión adicional a la definida por el mecanismo del Cargo
por Confiabilidad. En la Fig. 3 se presenta la evolución del
indicador VEREC, evidenciándose que a partir del año 2025,
el valor esperado de racionamiento de energía condicionado es
superior al 3 %.
VEREC
Violación VEREC
Número de casos
Violación Número de casos corregido
12.00%
9.0
8.0
7.0
9.00%
PROYECTOS CONSIDERADOS QUE ESTÁN EN CONSTRUCCIÓN Y TIENEN
COMPROMISOS DE ENERGÍA EN FIRME – OEF.
VEREC [%]
6.0
TABLA II
5.0
6.00%
4.0
Numero de casos
de generación:
 Sistema de generación colombiano a mazo de 2014.
 Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del
Cargo por Confiabilidad.
 Para las alternativas de largo plazo, algunos proyectos
inscritos en el registro de la UPME a mayo de 2014, y
otros que cuentan con estudio de conexión radicado y/o
aprobado.
 Proyección del crecimiento de las plantas menores, tal
como se presenta en la Fig. 2.
 Proyecciones de demanda de energía y potencia,
escenario alto de la revisión de julio de 2014.
 Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo
de 2014.
 Proyecciones de precios de gas natural, combustibles
líquidos y carbón mineral, revisión febrero 2014.
 Mínimos operativos vigentes a marzo de 2014.
 No se consideran limitaciones en el suministro de gas
natural, ni intercambios de energía con nuestros países
vecinos.
 Costos indicativos de generación, así como costos fijos y
variables determinados por la UPME.
 200 series sintéticas de caudales generadas con el modelo
ARP, lo anterior a partir de datos históricos del periodo
1937 - 2014. Esta hidrología contiene los períodos secos
de los horizontes 1991-1992,1997-1998 y 2009 - 2010.
 Cronograma de fecha de entrada en operación de los
proyectos con Obligaciones de Energía en Firme, a través
del mecanismo del Cargo por Confiabilidad (Tabla II).
3.0
Central
Fecha de entrada
Capacidad
Recurso
sep-14
266.7
nov-14
800.0
oct-14
164.0
Carbón
Hidráulico
3.00%
2.0
1.0
Gecelca 3
Cucuana
dic-14
55.0
abr-15
198.0
jun-15
396.0
Tasajero II
nov-15
160.0
Carbón
Carlos lleras Restrepo
dic-15
78.1
Hidráulico
San Miguel
dic-15
42.0
Hidráulico
Gecelca 3.2
dic-15
250.0
Carbón
Quimbo
Hidráulico
Termonorte
dic-17
88.0
Líquidos
Porvenir II
nov-18
352.0
Hidráulico
nov-18
300.0
feb-19
600.0
may-19
900.0
ago-19
1,200.0
Ituango Primera Etapa
Hidráulico
jul.-28
ene.-28
jul.-26
jul.-27
ene.-26
ene.-27
jul.-24
jul.-25
ene.-25
ene.-24
jul.-22
jul.-23
ene.-22
ene.-23
jul.-20
jul.-21
ene.-21
ene.-20
jul.-18
jul.-19
ene.-19
jul.-17
ene.-17
ene.-18
jul.-15
jul.-16
ene.-15
ene.-16
0.0
jul.-14
Hidráulico
ene.-14
Sogamoso
0.00%
Fig. 3. Evolución del Valor Esperado de Racionamiento de Energía
Condicionado - VEREC.
A partir de estos resultados se plantean dos estrategias de
expansión (escenarios 5 y 7 de la versión preliminar del Plan
de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2014 2028), considerando algunos de los proyectos que se
encuentran registrados en el sistema de información de la
UPME, y claro, los tres parques eólicos que son objeto de
estudio, es decir, Irraipa, Carrizal y Casa Eléctrica (Fig. 4).
En la Tabla III se presentan los cronogramas de expansión.
La primera alternativa considera nueva capacidad
convencional a base de hidroelectricidad (segunda fase de
Ituango) y cuatro (4) plantas térmicas a carbón. La segunda
también toma en consideración la segunda fase de Ituango,
tres (3) proyectos carboníferos, y los tres (3) parques eólicos
bajo análisis. Con esta información se simula el
comportamiento energético del sistema, estableciendo la
confiabilidad del SIN, la evolución del costo marginal, y en el
caso de la opción 7, la complementariedad con otras fuentes
4
de suministro.
C. Resultados
En la Fig. 5 y la Fig. 6 se presenta la evolución del
indicador VEREC para las dos alternativas. De las mismas se
puede concluir que las dos estrategias de expansión garantizan
el cumplimiento de los criterios de confiabilidad establecidos
por la reglamentación.
VEREC
Violación VEREC
Número de casos
Violación Número de casos corregido
12.00%
9.0
8.0
VEREC [%]
6.0
5.0
6.00%
4.0
3.0
Fig. 4. Ubicación de los parques eólicos Irraipa, Carrizal y Casa Eléctrica.
3.00%
2.0
TABLA III
1.0
CRONOGRAMA DE EXPANSIÓN DE LAS DOS ALTERNATIVAS.
jul.-28
ene.-28
jul.-26
jul.-27
ene.-26
ene.-27
jul.-24
jul.-25
Fig. 5. Evolución del Valor Esperado de Racionamiento de Energía
Condicionado - VEREC. Alternativa 5.
Hidráulico
VEREC
Número de casos
Violación VEREC
Violación Número de casos corregido
12.00%
9.0
8.0
7.0
9.00%
Hidráulico
396.0
396.0
Tasajero II
nov-15
160.0
160.0
Carbón
Carlos lleras
Restrepo
dic-15
78.1
78.1
Hidráulico
San Miguel
dic-15
42.0
42.0
Gecelca 3.2
dic-15
250.0
250.0
Carbón
Termonorte
dic-17
88.0
88.0
Líquidos
Porvenir II
nov-18
352.0
352.0
Hidráulico
nov-18
300.0
300.0
feb-19
600.0
600.0
may-19
900.0
900.0
ago-19
1,200.0
1,200.0
ago-21
1,500.0
1,500.0
6.0
5.0
6.00%
4.0
3.0
3.00%
Ituango*
2.0
Hidráulico
Hidráulico
dic-21
1,800.0
1,800.0
mar-22
2,100.0
2,100.0
jun-22
2,400.0
2,400.0
Exp.Carb. 1
dic-20
200.0
200.0
Carbón
Exp.Carb. 2
dic-21
300.0
300.0
Carbón
Exp.Carb. 3
jul-23
250.0
No Aplica
Carbón
Exp.Carb. 4
dic-23
300.0
300.0
Carbón
Irraipa
ene-19
No Aplica
99.0
Eólica
Carrizal
ene-20
No Aplica
195.0
Eólica
Casa
Eléctrica
ene-21
No Aplica
180.0
Eólica
Crecimiento según proyección estimada
Numero de casos
jun-15
VEREC [%]
Quimbo*
Menores
ene.-25
198.0
ene.-24
198.0
jul.-22
abr-15
jul.-23
Hidráulico
ene.-22
55.0
ene.-23
55.0
jul.-20
dic-14
jul.-21
Cucuana
ene.-21
Carbón
ene.-20
164.0
jul.-18
164.0
jul.-19
oct-14
ene.-18
Gecelca 3
ene.-19
800.0
jul.-16
800.0
jul.-17
nov-14
Sogamoso*
ene.-17
266.7
ene.-16
266.7
Recurso
jul.-14
sep-14
0.0
jul.-15
Escenario 7
[MW]
ene.-14
Escenario 5
[MW]
0.00%
ene.-15
Fecha de
entrada
jul-28
ene-28
jul-27
jul-26
ene-26
ene-27
jul-25
ene-25
jul-24
ene-24
jul-23
jul-22
ene-22
ene-23
jul-21
ene-21
jul-20
ene-20
jul-19
jul-18
ene-18
ene-19
jul-17
jul-16
ene-16
jul-15
jul-14
ene-14
0.00%
ene-15
1.0
ene-17
Central
Numero de casos
7.0
9.00%
0.0
Fig. 6. Evolución del Valor Esperado de Racionamiento de Energía
Condicionado - VEREC. Alternativa 7.
Respecto al costo marginal, la Fig. 7, Fig. 8 y Fig. 9 indican
la evolución del mismo durante todo el horizonte de
planeamiento, y el valor esperado de esta variable para los dos
escenarios, tomando en consideración todas las series
estocásticas. De las gráficas se puede concluir:
 En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado es de 59.8
USD$/MWh para ambas alternativas, ya que la expansión
base considerada durante este intervalo es similar. El
mismo se reduce en el periodo 2018 - 2020 a 56
USD$/MWh en el caso del escenario 5, y a 54.8
USD$/MWh en la alternativa 7. Dicho comportamiento se
debe a la entrada en operación de plantas hidroeléctricas
de pequeña y gran escala.
 El costo marginal promedio en el periodo 2020 – 2022 es
de 50.9 y 48.5 USD$/MWh para las alternativas 5 y 7,
respectivamente, ello debido a la entrada de la segunda
etapa de Ituango, al igual que la generación eólica en el
caso del escenario 7. A partir de este año, es decir en el
periodo 2022 – 2028, el costo marginal toma un valor
promedio de 54.5 y 53.6 USD$/MWh, respectivamente.
5

En el escenario 7, el recurso eólico ocasiona una
reducción promedio de 1.23 USD$/MWh en el periodo
2019 – 2028, tomando como referencia la alternativa 5.
Estocástico
Promedio
95% Excederse
PMPH Bolsa nacional*
180.0
160.0

Costo marginal [U$/MWh]
140.0
120.0
100.0
80.0
60.0
40.0
jul.-28
jul.-27
ene.-28
jul.-26
ene.-27
jul.-25
ene.-26
jul.-24
ene.-25
jul.-23
ene.-24
jul.-22
ene.-23
jul.-21
ene.-22
jul.-20
ene.-21
jul.-19
ene.-20
jul.-18
ene.-19
jul.-17
ene.-18
jul.-16
ene.-17
jul.-15
ene.-16
jul.-14
ene.-15
ene.-14
20.0
Fig. 7. Evolución del Costo Marginal – escenario 5.
Estocástico
Promedio
95% Excederse
PMPH Bolsa nacional*
180.0

160.0
Costo marginal [U$/MWh]
140.0
120.0
100.0
80.0
mantiene para las dos alternativas en 5,440 GWh-mes,
ello en el periodo 2018 – 2020 y debido a la entrada de
proyectos hidroeléctricos de mediana y gran escala. En el
periodo 2020 – 2022, este promedio es de 5,891 y 5,859
GWh-mes, según el escenario, incrementándose a partir
de este instante, periodo 2022 - 2028, a un valor de 6,234
y 6,200, para las opciones 5 y 7.
Respecto a la generación termoeléctrica, su valor
esperado en el periodo 2014 – 2018 es de 782 y 793
GWh-mes, en los escenarios 5 y 7. Se reduce en el
periodo 2018 - 2020 a 594 y 555 GWh-mes, debido a la
entrada de proyectos hidroeléctricos, y en el caso de la
opción 7, también por la incorporación del recurso eólico.
Con la entrada de la segunda etapa de Ituango y la
generación eólica (escenario 7), en el periodo 2020 –
2022 el promedio es de 425 y 346 GWh-mes, siendo
evidente la reducción por los tres parques eólicos. En el
periodo 2022 - 2028 el valor esperado de la generación
térmica es de 635 y 535 GWh-mes, para los escenarios 5
y 7, respectivamente.
Finalmente respecto a la energía eólica, escenario 7, en el
periodo 2019 – 2020 el valor esperado es de 56.4 GWhmes, el cual se incrementa a 110.2 GWh-mes en el
periodo 2020 – 2021. A partir de este último año, es decir
periodo 2021 – 2028, el promedio de la generación es de
134.1 GWh-mes.
60.0
jul-28
ene-28
jul-26
jul-27
ene-27
ene-26
jul-24
jul-25
ene-25
jul-23
ene-24
ene-23
jul-21
jul-22
ene-22
ene-21
jul-19
jul-20
ene-20
ene-19
jul-17
jul-18
ene-18
ene-17
jul-15
jul-16
ene-16
jul-14
ene-14
20.0
ene-15
40.0
Fig. 8. Evolución del Costo Marginal – escenario 7.
75
Promedio Escenario 5
Promedio Escenario 7
Costo Marginal [USD$/MWh]
70
65
60
55
50
Con la generación hidroeléctrica y eólica, es posible
determinar la complementariedad energética entre estas dos
fuentes, considerando el valor esperado de cada uno de los
aportes por tecnología. En la Fig. 13 se observa como el
recurso eólico en el norte de la Guajira es complementario con
la hidroenergía, evidenciándose el aporte de la generación
renovable no convencional, en aquellos momentos donde la
hidroelectricidad se reduce, representando ello un incremento
en la confiabilidad del SIN. Se aclara que este análisis se
realizó considerando toda la generación hidroeléctrica de
manera agregada, y no de forma diferencial por planta. Es
probable que bajo este enfoque, se obtengan mayores
correlaciones con algunas plantas, y menores con otras.
45
Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Escenario 5
Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Escenario 7
ene-14
jun-14
nov-14
abr-15
sep-15
ene-16
jul-16
nov-16
may-17
sep-17
mar-18
jul-18
dic-18
may-19
oct-19
mar-20
ago-20
ene-21
jun-21
nov-21
abr-22
sep-22
feb-23
jul-23
dic-23
may-24
oct-24
mar-25
ago-25
ene-26
jun-26
nov-26
abr-27
sep-27
feb-28
jul-28
7,000.0
6,500.0
Fig. 9. Comparación del Valor Esperado del Costo Marginal – escenarios 5 y
7.

En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado de la
generación hidroeléctrica es de 4,772 y 4,762 GWh-mes,
para los escenarios 5 y 7 respectivamente. Esta valor se
Energía [GWh]
5,500.0
5,000.0
4,500.0
4,000.0
jul.-28
jul.-27
ene.-28
jul.-26
ene.-27
jul.-25
ene.-26
jul.-24
ene.-25
jul.-23
ene.-24
jul.-22
ene.-23
jul.-21
ene.-22
jul.-20
ene.-21
jul.-19
ene.-20
jul.-18
ene.-19
jul.-17
ene.-18
jul.-16
ene.-17
jul.-15
ene.-16
jul.-14
3,500.0
ene.-14
Respecto al aporte de cada tecnología, en la Fig. 10 y
Fig.11 se presenta el valor esperado de la generación térmica e
hidráulica de manera agregada, considerando todas las series
estocásticas y para las dos opciones. Asimismo, en la Fig. 12
se muestra el aporte de la generación eólica de los tres parques
(escenario 7). De las gráficas se puede concluir:
6,000.0
ene.-15
40
Fig. 10. Comparación del Valor Esperado de la generación hidroeléctrica–
escenarios 5 y 7.
6
Valor Esperado Generación Térmica Escenario 5
Valor Esperado Generación Térmica Escenario 7
1,400.0
1,200.0
Energía [GWh]
1,000.0
800.0
600.0
400.0
200.0
jul.-28
jul.-27
ene.-28
jul.-26
ene.-27
jul.-25
ene.-26
jul.-24
ene.-25
jul.-23
ene.-24
jul.-22
ene.-23
jul.-21
ene.-22
jul.-20
ene.-21
jul.-19
ene.-20
jul.-18
ene.-19
jul.-17
ene.-18
jul.-16
ene.-17
jul.-15
ene.-16
jul.-14
ene.-15
ene.-14
0.0
Fig. 11. Comparación del Valor Esperado de la generación termoeléctrica–
escenarios 5 y 7.
convencionales, ello claro está, dependiendo del porcentaje de
penetración de las fuentes intermitentes.
En este sentido, en la Fig. 14 y Fig. 15 se muestra la
estimación de las funciones de probabilidad acumulada, de la
variación de potencia horaria, al igual que la potencia virtual
generada por cada uno de los proyectos de manera individual
y agregada (si estuvieran instalados desde 1994). Dichas
gráficas se construyeron con la información histórica de
vientos suministrada por el promotor de los proyectos,
Jemeiwaa ka’i S.A.S, la cual contiene medidas en situ, y
considera una tecnología de aerogenerador específica, cuya
curva característica de potencia y velocidad del viento, se ve
en la Fig. 16.
350
Estocástico
Promedio
325
95% Excederse
Diferencia de Potencia entre una hora y la siguiente [MW]
400.0
Generación [GWh]
300.0
200.0
100.0
Dif Irraipa
Dif Carrizal
Dif Casa E
Dif Totales
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
jul-28
ene-28
jul-26
jul-27
ene-27
ene-26
jul-24
jul-25
ene-25
ene-24
jul-22
jul-23
ene-23
jul-21
ene-22
jul-20
ene-21
jul-19
ene-20
jul-18
ene-19
jul-17
ene-18
jul-16
ene-17
jul-15
ene-16
ene-15
ene-14
jul-14
0%
0.0
Fig. 14. Función de probabilidad acumulada, de la variación horaria de
potencia de los tres parques eólicos.
Fig. 12. Valor Esperado de la generación eólica - escenario 7.
Promedio generación eólica
5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%
Probabilidad de que sea mayor o igual al valor mostrado [%]
450
Promedio Generación hidroeléctrica
425
7,000
250.0
Irraipa
Carrizal
Casa E
Totales
400
375
6,000
100.0
5,500
5,000
50.0
325
300
Potencia Horaria [MW]
150.0
Generación hidroeléctrica GWh
Generación eólica [GWh]
350
6,500
200.0
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
jul.-28
jul.-27
ene.-28
jul.-26
ene.-27
ene.-26
jul.-25
ene.-25
jul.-24
jul.-23
ene.-24
jul.-22
ene.-23
ene.-22
jul.-21
ene.-21
jul.-20
ene.-20
jul.-19
ene.-19
jul.-18
ene.-18
25
Fig. 13. Valor Esperado de la generación eólica e hidroeléctrica - escenario 7.
Complementariedad entre las dos fuentes.
Hasta este punto se ha determinado el comportamiento
energético de algunas variables, y se han establecido
cualitativamente dos beneficios básicos por la incorporación
de 474 MW eólicos en el norte de la Guajira, ellos son: i)
reducción del costo marginal del sistema e ii) incremento de la
confiabilidad del SIN en aquellos momentos donde la energía
hidroeléctrica es reducida. Al margen de estos beneficios, se
debe estimar que tan intermitente puede llegar a ser este
recurso, y sus potenciales efectos sobre la operación del
Sistema Interconectado Nacional - SIN, advirtiendo que en un
sistema hidro-térmico como el Colombiano, donde las plantas
hidroeléctricas tiene una participación superior al 60 % en la
matriz de generación, la volatilidad de la producción de la
energía eólica puede ser absorbida por dichas plantas
0
0%
5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%
Probabilidad de que sea mayor o igual al valor mostrado [%]
Fig. 15. Función de probabilidad acumulada, de la potencia producida en una
hora por los tres parques eólicos.
3.0
2.8
Tecnología aerogenerador 3 MW
2.5
2.3
2.0
1.8
1.5
MW
4,500
0.0
1.3
1.0
0.8
0.5
0.3
0.0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
m/s
Fig. 16. Curva característica de potencia y viento aerogenerador 3 MW.
7
Se evidenció también la complementariedad energética
entre el recurso eólico y la hidroenergía, considerando de
manera agregada toda la generación del parque hidroeléctrico
actual y proyectado.
Respecto a la intermitencia de la producción de los tres
parques eólicos y sus efectos sobre la operación del sistema,
las funciones de probabilidad acumulada construidas con
información de vientos en situ, al igual que la tecnología
contemplada, permitieron pronosticar que dichas variaciones
no serían superiores a los umbrales actuales y esperados de
activación del EDAC, es decir, no se vería comprometida la
estabilidad de frecuencia del SIN.
En relación a la expansión del SIN, los 474 MW de nueva
capacidad renovable son equivalentes a 250 MW de
generación térmica a base de carbón, ello se puede concluir de
los análisis energéticos de los escenarios 5 y 7 (versión
preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación –
Transmisión 2014 – 2028 [3]).
120
100
80
MW
De las gráficas anteriores se puede concluir:
La probabilidad de tener una variación horaria de
potencia, superior a 240, 268 y 300 MW, considerando la
totalidad de la generación virtual de los tres proyectos, es
inferior al 0.1 %. Estos valores se toman como referencia,
ya que están asociados a las unidades de generación más
grandes del país (Guavio, Sogamoso e Ituango), que son y
serán a su vez referentes para establecer los umbrales de
activación del Esquema de Desconexión Automático de
Carga por baja Frecuencia - EDAC. En otras palabras, la
intermitencia de la producción virtual de los tres parques
no ocasionaría variaciones de potencia, que a su vez
pongan en riesgo la estabilidad de frecuencia de todo el
SIN, lo anterior considerando la información de vientos y
el pronóstico de producción de los tres proyectos.
 La probabilidad de tener una generación virtual eólica
superior a 100 MW, considerando los tres parques, es del
74 %. Esto se debe al régimen de vientos en la Guajira, el
cual es relativamente constante, ello en comparación con
otros lugares del territorio nacional, e inclusive de la
geografía mundial.
 Por otro lado, también hay momentos donde el aporte de
la energía eólica es mínimo, ello se evidenció en la Fig.
17, particularmente durante el año 2010 (fenómeno de la
Niña). En la gráfica se muestra la potencia horaria virtual
promedio producida por los tres parques eólicos durante
24 periodos horarios característicos de los 12 meses de
ese año, y dos series adicionales, las cuales contemplan
una desviación estándar por encima y por debajo de la
media. Complementariamente, en la Fig.18 se presenta la
potencia promedio horaria producida por los proyectos
durante 24 periodos horarios característicos del mes de
septiembre del año 2010, fecha donde se evidenció el
menor aporte de esta tecnología no convencional.

60
40
20
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Serie Inferior
Promedio
Serie Superior
Fig. 18. Producción promedio de los tres parques eólicos, para 24 periodos
horarios característicos del mes de septiembre del año 2010.
III. ANÁLISIS ELÉCTRICO
450
Serie inferior
Promedio
Serie Superior
400
350
Potencia [MW]
300
250
200
150
100
0
2010 / 1 - 0
2010 / 1 - 7
2010 / 1 - 14
2010 / 1 - 21
2010 / 2 - 4
2010 / 2 - 11
2010 / 2 - 18
2010 / 3 - 1
2010 / 3 - 8
2010 / 3 - 15
2010 / 3 - 22
2010 / 4 - 5
2010 / 4 - 12
2010 / 4 - 19
2010 / 5 - 2
2010 / 5 - 9
2010 / 5 - 16
2010 / 5 - 23
2010 / 6 - 6
2010 / 6 - 13
2010 / 6 - 20
2010 / 7 - 3
2010 / 7 - 10
2010 / 7 - 17
2010 / 8 - 0
2010 / 8 - 7
2010 / 8 - 14
2010 / 8 - 21
2010 / 9 - 4
2010 / 9 - 11
2010 / 9 - 18
2010 / 10 - 1
2010 / 10 - 8
2010 / 10 - 15
2010 / 10 - 22
2010 / 11 - 5
2010 / 11 - 12
2010 / 11 - 19
2010 / 12 - 2
2010 / 12 - 9
2010 / 12 - 16
2010 / 12 - 23
50
Horas del día del 2010
Fig. 17. Producción promedio de los tres parques eólicos, para 24 periodos
horarios característicos de todos los meses del año 2010.
D. Conclusiones del análisis energético
Los análisis energéticos permitieron establecer dos
beneficios básicos en relación a la incorporación de la energía
eólica, la reducción del costo marginal de la demanda y el
aporte a la confiabilidad del SIN, especialmente en aquellos
momentos donde la energía hidroeléctrica es mínima debido a
condiciones deficitarias de aportes.
A continuación se presentan los análisis eléctricos de la
conexión de los parques eólicos Casa eléctrica, Irraipa y
Carrizal, cuya capacidad total suma 474 MW. Inicialmente se
presenta la metodología y los supuestos considerados para la
realización de los análisis. Posteriormente se establece, sin los
proyectos,
el
comportamiento
de
la
sub-área
Guajira/Cesar/Magdalena - GCM, determinando las
necesidades eléctricas de esta zona del país y la expansión
asociada. Después se analiza el desempeño del sistema
considerando esta nueva capacidad renovable, estableciendo a
la vez su conexión óptima. Finalmente se calcula para
diferentes topologías de red, la capacidad instalada adicional a
los 474 MW eólicos que se podría incorporar.
A. Metodología
Como se mencionó previamente, la planificación de la red
de transmisión es de carácter mandatoria, a diferencia del
sector de generación. En este sentido, en la Fig. 19 se presenta
la metodología actual empleada por la UPME para formular el
Plan de Expansión de Transmisión.
8
Inicio
Diagnóstico del STN y
los STR’s
Visión Largo Plazo (15
años)
Análisis Corto y Mediano
Plazo (5 y 10 años)
Establecer alternativas de
solución (M) a las
necesidades identificadas
Para la necesidad k
identificada
i = 1,n,1
k = k+1
Para la alternativa i
si
k<M?
no
Análisis
Eléctricos
Análisis
Económicos
Cuantificación de la
relación Beneficio / Costo
Bi/Ci
Se establecen
las M
convocatorias
asociadas a
cada proyecto
Se emiten
señales de
expansión para
cada STR del
SIN
Se establece la
recomendación K:
Recomk = max(B1/C1,
B2/C2, …, Bn/Cn)
Fig. 19. Metodología de planificación – transmisión.
En primera instancia se realiza un diagnóstico de la red
actual, el cual sirve como marco de referencia. Posteriormente,
se establece la red objetivo como visión de largo plazo,
orientando así la expansión de corto y mediano plazo, y las
soluciones a las deficiencias y necesidades identificadas. Se
realizan análisis eléctricos como balances entre generación y
demanda, estudios eléctricos de flujo de carga, corto circuito,
estabilidad transitoria y de voltaje. Igualmente, se determinan
transferencias entre áreas, límites de importación o
exportación, energía dejada de suministrar por agotamiento de
la red, y generaciones de seguridad, entre otros.
Para aquellas alternativas que implican activos que se
remunerarían vía cargos por uso, se realizan los respectivos
análisis económicos desde el punto de vista del usuario, quien
es el que finalmente paga la tarifa.
Finalmente, se determinan las obras del Sistema de
Transmisión Nacional - STN que deben ejecutarse a través del
mecanismo de Convocatorias Públicas y se establecen las
señales y recomendaciones para los Sistemas Regionales de
Transporte – STR.
B. Supuestos
A continuación se presentan los supuestos tenidos en
cuenta para la realización de los análisis eléctricos:
 Escenario alto de la proyección de potencia, revisión julio
2014. Asimismo, se consideran los grandes consumidores
que tienen estudio de conexión aprobado y/o radicado.
 Capacidad instalada de generación actual y la expansión
definida por los escenarios del capítulo II (tabla III).
 Escenarios operativos de la tabla V.
 Respecto a las interconexiones internacionales,
inicialmente se consideran las máximas capacidades de
intercambio.
 Se consideran los límites de sobrecarga permitidos en
estado de contingencias para cada uno de los activos del
STN y STR (actuales y futuros).
 Expansión en transmisión definida en la tabla IV.
C. Diagnóstico de la sub-área GCM en el mediano y largo
plazo
La sub-área GCM abarca los departamentos de Guajira,
Cesar y Magdalena. Sus principales subestaciones con
transformación STN/STR son Fundación, Santa Marta,
Cuestecitas, Valledupar y Copey. Adicionalmente, cuenta con
generación interna, principalmente de naturaleza térmica,
Termoguajira 302 MW, y generación menor con el proyecto
eólico Jepirachi 20 MW. Eléctricamente se interconecta con
otras áreas y sub-áreas del SIN:
 Con la sub-área Atlántico, a través de los tres circuitos
Fundación – Sabanalarga 220 kV.
 Con la sub-área Bolívar, a través de la línea Copey –
Bolívar 500 kV.
 Con el área Nordeste, a través de la línea en 500 kV
Copey – Ocaña.
 Con Venezuela, a través de la línea Cuestecitas –
Cuatricentenario 220 kV.
En materia de expansión, a nivel de transmisión los Planes
2013 – 2027 y 2014 – 2028, este último en versión preliminar,
han definido una serie de obras, las cueles garantizan la
atención de la demande en el mediano y largo plazo. Dichas
obras se listan a continuación, junto con su justificación, es
decir, los problemas que resuelven en el corto, mediano y
largo plazo (Fig. 20):
TABLA IV
EXPANSIÓN DEFINIDA POR LOS PLANES DE EXPANSIÓN 2013 – 2027 Y 2014 –
2028, RELACIONADA CON LA SUB-ÁREA GCM.
Obra
Justificación
Fecha de
entrada en
operación
Compensaciones
capacitivas clásicas
de 35 y 50 MVAr,
en las subestaciones
220 kV Termocol y
Valledupar,
respectivamente.
En el corto plazo, reducen la generación de
seguridad, específicamente de Termoguajira, que
se necesita en la sub-área GCM para garantizar
que las contingencias sencillas del transformador
Copey 500/220 kV y la línea Ocaña – Copey 500
kV, no ocasionen un colapso de tensión.
2015
Segundo
transformador Copey
500/220 kV – 450
MVA.
Subestación
Río
Córdoba 220/110 kV
y redes asociadas.
Subestación la Loma
500/110 kV y redes
asociadas.
Nueva
subestación
500 kV en Cuestecitas
con transformación
500/220 kV – 450
MVA, corredor de
línea a nivel de 500
kV Cerromatoso –
Chinú – Copey –
Cuestecitas,
y
segundo
circuito
Copey – Fundación
220 kV.
En el mediano y largo plazo, reduce la generación
de seguridad, específicamente de Termoguajira,
que se necesitaría en la sub-área GCM para
garantizar que las contingencias sencillas del
transformador Copey 500/220 kV y la línea
Ocaña – Copey 500 kV, no ocasionen un colapso
de tensión.
Se constituye en una solución de mediano y largo
plazo para el sistema regional de la sub-área, ya
que incrementa la capacidad de transformación
STN/STR en 300 MVA, garantizando la
seguridad y confiabilidad de la demanda ante
eventos N-1 a nivel de transformación.
Adicionalmente, permite la conexión del proyecto
de generación Termonorte, el cual adquirió
compromisos de Energía en Firme a través del
mecanismo del Cargo por Confiabilidad.
En el corto plazo, se constituye en un nuevo
punto de inyección desde el STN para la sub área.
Evita Energía no Suministrada por contingencias
sencillas en elementos radiales, y permite la
incorporación de un gran consumidor.
En el mediano y largo plazo, esta expansión se
constituye en un nuevo corredor de importación
de potencia activa y reactiva, no sólo para la subárea GCM, sino para toda el área Caribe. Esta
infraestructura evita la programación de
generación de seguridad asociada a la
contingencia de cualquiera de las líneas en 500
kV que actualmente interconectan la costa
atlántica con el interior del país. Asimismo, evita
en el largo plazo desatención de demanda.
2015
2016
2016
2018
Como se pudo observar en la tabla, se han definido siete (7)
proyectos de expansión, los cuales resuelven básicamente las
siguientes problemáticas: i) programación de generación de
seguridad e incremento del valor esperado de la energía no
suministrada en la sub-área, asociado al cubrimiento de
contingencias sencillas, ii) desatención de demanda por fallas
en elementos radiales y transformadores de conexión al STN,
9
iii) agotamiento de la red existente, lo cual imposibilita la
conexión de un gran consumidor, y iv) saturación del límite de
transferencia entre el interior del país y el área Caribe.
PTO
BOLIVAR
JEPIRACHI
MAICAO
RIOHACHA
LIBERTADOR
MANZANARES
TERMOCOL
TERMOGUAJIRA
CUESTECITAS
SANTA MARTA
TABLA VI
COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO 474 MW. LÍMITE MÁXIMO
DE INCORPORACIÓN DE NUEVA CAPACIDAD INSTALADA.
GAIRA
MINA
INTERCOR
PTO. DRUMMOND
RIO CORDOBA
Horizonte
SAN JUAN
TERMONORTE
subestación Cuestecitas 500 kV al anillo 220 kV de la subárea GCM, presentándose un nivel de carga superior al límite
establecido por el transformador Cuestecitas 500/220 kV y la
línea Cuestecitas – Valledupar 220 kV, situación que se torna
más crítica bajo importaciones de potencia desde Venezuela.
En este sentido, la misma tabla VI presenta un límite máximo
a la incorporación de nueva capacidad instalada, dependiendo
del escenario estudiado.
CUATRICENTENARIO
Escenarios
2018 y 2022
Contingencia que
limita
AGRIFUELS
FUNDACIÓN
Esc 1.
VALLEDUPAR
Observación
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el transformador 500/220 kV de la subestación
Copey, al igual que en la línea Valledupar –
Cuestecitas 220 kV.
CIENAGA
SABANALARGA
Valledupar110
Límite máximo que se podría incorporar: 440
MW.
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el transformador 500/220 kV de la subestación
Copey, al igual que en la línea Valledupar –
Cuestecitas 220 kV.
Valledupar 34.5
SALGUERO 34.5
COPEY
BOLIVAR
GUATAPU 34.5
CODAZZI
VALENCIA 34.5
COPEY
Esc 2.
LA JAGUA
CHINÚ
N -1 Cuestecitas –
Copey 500 kV
LA LOMA 500
EL PASO
OCAÑA
EL BANCO
LA LOMA
Esc 3.
CERROMATOSO
Fig. 20. Diagrama unifilar sub-área GCM. Infraestructura actual y futura.
Color magenta red de 500 kV, verde 220 kV y café 115 kV.
TABLA V
ESCENARIOS CRÍTICOS CONSIDERADOS.
Escenario
Esc 1.
Esc 2.
Esc 3.
Esc 4.
Generación
en la subárea GCM
Demanda
en la subárea GCM
Máxima
Máxima
Máxima
Máxima
Máxima
Máxima
Mínima
Mínima
Importación de potencia desde
Venezuela por el enlace
Cuestecitas – Cuatricentenario
220 kV
Sin importaciones
Con importaciones (150 MW)
Sin importaciones
Con importaciones (150 MW)
D. Comportamiento sub-área GCM considerando 474 MW
eólicos
Teniendo en cuenta que la expansión referenciada deberá
estar en servicio entre los años 2015 y 2018, que la fecha de
entrada en operación de los tres proyectos eólicos se daría de
manera secuencial a partir del año 2019, y que el punto de
conexión al STN más cercano respecto a la ubicación de los
parques es la subestación Cuestecitas, a continuación se
presenta el desempeño de la red, considerando los 474 MW
eólicos en el barraje de 5001 kV de dicha subestación, y
solamente la expansión en transmisión definida (Tabla IV), lo
anterior para los años 2018 y 2022.
En la tabla VI se presenta el comportamiento del sistema,
específicamente las limitaciones de red con la nueva
capacidad instalada de 474 MW eólicos. Es claro que el
evento de falla que impone un límite a la incorporación de
potencia, es la perdida de la línea Cuestecitas – Copey 500 kV.
Bajo esta topología, la nueva generación se inyecta desde la
1
No se considera conexión a 220 kV en Cuestecitas, dadas las limitaciones de espacio. Según el
informe de oportunidades de conexión del transportador Transelca (2013), sólo se dispone de una bahía,
destinada al futuro transformador 500/220 kV – 450 MVA.
Esc 4.
Límite máximo que se podría incorporar,
considerando la importación de 150 MW desde
Venezuela: 290 MW
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el transformador 500/220 kV de la subestación
Copey, al igual que en la línea Valledupar –
Cuestecitas 220 kV.
Límite máximo que se podría incorporar: 360
MW
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el transformador 500/220 kV de la subestación
Copey, al igual que en la línea Valledupar –
Cuestecitas 220 kV.
Límite máximo que se podría incorporar,
considerando la importación de 150 MW desde
Venezuela: 210 MW
E. Comportamiento sub-área GCM considerando 474 MW
eólicos y dos alternativas de refuerzo
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos en el numeral
anterior, a continuación se presentan los análisis eléctricos de
la sub-área GCM, considerando la misma capacidad de 474
MW, junto con dos (2) alternativas de refuerzo (Fig. 21), ellas
son:
 Alternativa 1: Segundo transformador Cuestecitas
500/220 kV – 450 MVA y segundo circuito Cuestecitas –
Valledupar 220 kV.
 Alternativa 2: Segundo circuito Copey – Cuestecitas 500
kV.
En la tabla VII y tabla VIII se presenta el desempeño
eléctrico de la sub-área para las dos opciones de refuerzo.
Respecto a la alternativa 1, la contingencia que limita la
incorporación de nueva capacidad es la pérdida de la línea
Cuestecitas – Copey 500 kV. Bajo este evento de falla, si bien
ya se cuenta con dos transformadores 500/220 kV en la
subestación Cuestecitas y dos circuitos Valledupar –
Cuestecitas 220 kV, toda la potencia se inyecta nuevamente al
anillo 220 kV de la sub-área GCM desde la subestación
Cuestecitas 500 kV, sobrecargando los dos enlaces
referenciados. Considerando la alternativa 2, desde el punto de
vista de evacuación de potencia, la segunda línea Cuestecitas –
10
Copey 500 kV garantiza una incorporación de 1,200 MW,
inclusive puede ser superior a este valor, en función de la
capacidad térmica del conductor que se modele.
renovable, 474 MW, e inclusive valores superiores a los 1,200
MW, garantizando también el actual límite de importación por
el enlace Cuestecitas – Cuatricentenario 220 kV.
TABLA VII
COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO LA ALTERNATIVA 1 DE
REFUERZO Y 474 MW. LÍMITE MÁXIMO DE INCORPORACIÓN DE POTENCIA.
Horizonte
2018 2022
Escenarios
PTO
BOLIVAR
JEPIRACHI
MAICAO
RIOHACHA
LIBERTADOR
Alternativa 1
MANZANARES
TERMOCOL
Contingencia que
limita
Observación
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el doble circuito Valledupar – Cuestecitas 220
kV.
Esc 1.
TERMOGUAJIRA
CUESTECITAS
SANTA MARTA
GAIRA
MINA
INTERCOR
PTO. DRUMMOND
RIO CORDOBA
SAN JUAN
TERMONORTE
CUATRICENTENARIO
Límite máximo que se podría incorporar:
474 + 176 MW.
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el doble circuito Valledupar – Cuestecitas 220
kV.
CIENAGA
AGRIFUELS
FUNDACIÓN
VALLEDUPAR
SABANALARGA
Esc 2.
N -1 Cuestecitas –
Copey 500 kV
Esc 3.
Límite máximo que se podría incorporar,
considerando la importación de 150 MW desde
Venezuela: 474 + 26 MW
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el doble circuito Valledupar – Cuestecitas 220
kV.
Valledupar110
Valledupar 34.5
SALGUERO 34.5
COPEY
BOLIVAR
GUATAPU 34.5
CODAZZI
VALENCIA 34.5
COPEY
LA JAGUA
CHINÚ
Límite máximo que se podría incorporar:
474 + 176 MW.
Niveles de carga superiores al límite establecido
en el doble circuito Valledupar – Cuestecitas 220
kV.
LA LOMA 500
EL PASO
OCAÑA
EL BANCO
LA LOMA
CERROMATOSO
Esc 4.
Límite máximo que se podría incorporar,
considerando la importación de 150 MW desde
Venezuela: 474 + 26 MW
TABLA VIII
COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO LA ALTERNATIVA 2 DE
REFUERZO Y 474 MW. LÍMITE MÁXIMO DE INCORPORACIÓN DE POTENCIA.
Horizonte
2018 Alternativa 2
2022
Contingencia que
Escenarios
Observación
limita
No se presentan violaciones en el SIN,
considerando 1,200 MW de nueva potencia
instalada en la subestación Cuestecitas 500 kV.
Esc 1.
Esc 2.
Ninguna
Esc 3.
Esc 4.
No se presentan violaciones en el SIN,
considerando 1,200 MW de nueva potencia
instalada en la subestación Cuestecitas 500 kV.
No se presentan violaciones en el SIN,
considerando 1,200 MW de nueva potencia
instalada en la subestación Cuestecitas 500 kV.
No se presentan violaciones en el SIN,
considerando 1,200 MW de nueva potencia
instalada en la subestación Cuestecitas 500 kV.
F. Análisis de Estabilidad de frecuencia y tensión
Hasta este punto se ha establecido la imposibilidad de la
red actual y definida por la UPME en sus planes de expansión,
versiones 2013 – 2027 y 2014 – 2028, para incorporar más de
210 MW de nueva capacidad instalada en la subestación
Cuestecitas 500 kV (considerando el actual límite de
importación desde Venezuela, es decir, 150 MW). Asimismo,
se definieron dos alternativas de refuerzo. La alternativa 1
permite incorporar los 474 MW eólicos (Irraipa, Casa
Eléctrica y Carrizal), y 26 MW mas, lo anterior conservando
el actual límite de importación desde Venezuela. Por otro lado,
la alternativa 2 posibilita la incorporación de la nueva potencia
Alternativa 1
Alternativa 2
Fig. 21. Diagrama unifilar sub-área GCM. Infraestructura actual, futura y
alternativas de refuerzo. Color magenta red de 500 kV, verde 220 kV y café
115 kV.
Si bien los análisis de flujo de carga han permitido
establecer unos valores máximos de incorporación, ello bajo
diferentes topologías, se deben validar estos resultados con
análisis de estabilidad. Para ello se modela la conexión física
de los tres parques eólicos en detalle (Fig. 22), considerando
su ubicación y red de interconexión. En este sentido, se
considera un doble circuito a nivel de 500 kV entre la
subestación colectora, la cual agrega todos los
aerogeneradores de los tres parques, y la subestación
Cuestecitas 500 kV. Se descarta la opción de un solo enlace
entre dichas subestaciones, ya que un evento sencillo sobre
esta línea podría implicar la actuación del EDAC por
problemas de inestabilidad de frecuencia.
Desde el punto de vista de estabilidad, la Fig. 23 presenta el
comportamiento de la frecuencia en las subestaciones 220 kV
Cuestecitas y Guajira, ante la pérdida de un circuito Colectora
– Cuestecitas 500 kV, lo anterior para las dos alternativas de
refuerzo. Se observa que bajo la indisponibilidad de un enlace
y la falla del elemento paralelo, la frecuencia puede ser
inferior al umbral de activación del EDAC, es decir, se
deslastraría carga para salvaguardar la seguridad e integridad
del SIN. De todas maneras, no se observan violaciones bajo
condiciones normales de red cuando falla un sólo circuito.
11
IV. EVALUACIÓN ECONÓMICA
P.E. CASA
ELECTRICA
P.E. IRRAIPA
COLECTORA
P.E. CARRIZAL
CUESTECITAS
Fig. 22. Diagrama unifilar conexión parques eólicos Irraipa, Casa Eléctrica y
Carrizal. Color magenta red de 500 kV y café 115 kV.
60.1
60
59.9
Frecuencia [Hz
59.8
59.7
59.6
59.5
59.4
59.3
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
Límite EDAC
Frecuencia Guajira 220 kV. Alternativas de refuerzo 1 y 2. Dos circuitos de conexión entre la subestación Colectora y Cuestecitas 500 kV
Frecuencia Cuestecitas 220 kV. Alternativas de refuerzo 1 y 2. Dos circuitos de conexión entre la subestación Colectora y Cuestecitas 500 kV
Frecuencia Guajira 220 kV. Alternativas de refuerzo 1 y 2. Un circuito de conexión entre la subestación Colectora y Cuestecitas 500 kV
Frecuencia Cuestecitas 220 kV. Alternativas de refuerzo 1 y 2. Un circuito de conexión entre la subestación Colectora y Cuestecitas 500 kV
Fig. 23. Respuesta en frecuencia.
Respecto a estabilidad de tensión, no se observan
condiciones riesgosas ante múltiples fallas en la red de
interconexión de GCM con el resto del sistema, lo anterior
debido a la expansión en transmisión definida (tabla IV).
G. Conclusiones del análisis eléctrico
Los análisis eléctricos permitieron establecer limitaciones
en la red futura para incorporar al Sistema Interconectado
Nacional, 474 MW eólicos. El ejercicio de planeación llevado
a cabo determinó un límite máximo de 210 MW, considerando
el actual límite de importación desde Venezuela por el enlace
Cuestecitas – Cuatricentenario 220 kV.
Se estudiaron dos alternativas de refuerzo, en el caso del
doble circuito Valledupar - Cuestecitas 220 kV y el segundo
transformador Cuestecitas 500/220 kV – 450 MVA, es posible
la conexión de 500 MW. Con el segundo enlace Copey –
Cuestecitas 500 kV, se podrían incorporar valores superiores a
1,200 MW.
La conexión de los parques eólicos Irraipa, Casa Eléctrica y
Carrizal a la subestación Cuestecitas debe hacerse a nivel de
500 kV y a través de un doble circuito. Si se hace con un solo
enlace, la contingencia sobre este elemento podría activar el
EDAC por problemas de inestabilidad de frecuencia, lo
anterior se ve reflejado en los análisis realizados.
En el capítulo II de este documento se analizaron dos
alternativas de expansión de largo plazo, incorporando una de
ellas, energía eólica en la matriz de generación Colombiana.
Específicamente se encontró que 474 MW eólicos, capacidad
asociada a tres proyectos de generación del promotor
Jemeiwaa ka’i S.A.S, desplazan 250 MW de generación
térmica convencional, tomando como referencia dichos
escenarios (5 y 7 de la versión preliminar del Plan de
Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2014 2028). Se evidenció también el aporte a la confiabilidad de
este tipo de recursos y la complementariedad del mismo, en el
norte de la Guajira, con la hidroelectricidad convencional (ver
Fig. 13).
Si bien lo anterior permite concluir que la generación eólica
tiene grandes beneficios para el sistema energético nacional,
dado su aporte a la confiabilidad del SIN, la reducción del
costo marginal y su complementariedad con otras fuentes
convencionales, el desarrollo de este tipo de proyectos no se
ha materializado dada la localización del recurso, ello por las
limitaciones actuales y futuras de la red de transmisión y subtransmisión, tal como lo estableció el capítulo III de este
documento. Fue por ello que se estudiaron alternativas de
refuerzo, las cuales permiten la incorporación de 474 MW
eólicos, e inclusive, capacidades superiores.
En este sentido, se debe establecer el beneficio económico
de incorporar esta generación al SIN, y determinar si la misma
desde el punto de vista de la demanda, justifica el desarrollo
del Sistema de Transmisión Nacional, dada la capacidad de los
proyectos bajo estudio (474 MW) y el potencial eólico de la
Guajira.
A continuación se presenta la valoración económica de la
incorporación de 474 MW eólicos. Se hace especial énfasis en
la metodología de cuantificación de beneficios y los resultados
obtenidos. Adicionalmente, se hace una sensibilidad a la
relación beneficio / costo de la infraestructura eléctrica para su
conexión, cuantificando hasta qué punto la red definida
permite la incorporación de generación eólica adicional
(cumpliendo los criterios de operación y planeación del SIN).
A. Metodología de valoración de beneficios, por la conexión
de generación en el SIN
Los beneficios cuantificados por la Unidad para determinar
si se justifica, desde el punto de vista la demanda, la conexión
de una planta de generación, se resume de manera general en
la siguiente expresión:
𝑛
𝐵 = 𝑉𝑃𝑁 (∑ {𝑂𝐸𝐹𝑖 (𝐶𝑅𝑂 − 𝑃𝑒𝑠𝑐𝑎𝑠𝑒𝑧 )𝑘 + 𝐸𝑏 𝑖 (𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 − 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 ) + (𝐶𝑅𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 − 𝐶𝑅𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 )
𝑖=1
+ (𝑃𝑒𝑟𝑑𝑠𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑐𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 )}
𝑛
+ ∑ {𝐸𝑐 𝑖
𝑖=1
∑
∑
𝑞∈𝑃𝐸𝑅(𝑞,𝑖) 𝑖∈𝑃𝐸𝑅(𝑖,𝑞)
(𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 − 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 )
(
)} 2)
𝑛𝑖
Dónde:
2
Dependiendo de la localización de la nueva planta y la conexión que se defina para incorporarla al
SIN, las pérdidas y el costo de las restricciones (sobrecosto operativo) se podrían incrementar, razón por
la cual estos dos factores serían un costo del proyecto de generación.
12









B: Beneficios totales por la conexión de un proyecto
de generación al SIN.
n: Es el último mes del periodo de estudio.
i: Es el mes objeto de cuantificación de los
beneficios, durante el periodo de estudio.
q: Es el conjunto de periodos i de vigencia de los
contratos de venta de energía.
𝑂𝐸𝐹𝑖 : Obligación de Energía en Firme del proyecto
de generación en el mes i.
CRO: Costo de racionamiento del SIN, escalón 1.
𝑃𝑒𝑠𝑐𝑎𝑠𝑒𝑧 : Es el precio de escasez del SIN, el cual está
asociado a la planta térmica existente más ineficiente.
𝑘: Probabilidad de un escenario hidrológico, tipo
Niño.
𝐸𝑏 𝑖 :Energía que se espera sea transada en el mercado

spot durante el mes i. Es el 20 % de la demanda de
energía proyectada.
𝐸𝑐 𝑖 : Energía que se tranza en contratos durante el mes
i. Es el 80 % de la demanda de energía proyectada.
𝑃𝐸𝑅(𝑞, 𝑖): Es el periodo de conjuntos i que
pertenecen al conjunto q.
𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 : Es el costo marginal del sistema sin

considerar el proyecto de generación en el mes i.
𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 : Es el costo marginal del sistema

considerando el proyecto de generación en el mes i.
𝐶𝑅𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 : Es el sobrecosto operativo del sistema

debido a las limitaciones y restricciones de red en el
mes i, sin considerar el proyecto de generación.
𝐶𝑅𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 : Es el sobrecosto operativo del sistema

debido a las limitaciones y restricciones de red en el
mes i, considerando el proyecto de generación.
𝑃𝑒𝑟𝑑𝑠𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 : Corresponde a las pérdidas del Sistema

Interconectado Nacional en el mes i, sin considerar el
proyecto de generación.
𝑃𝑒𝑟𝑑𝑐𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 : Corresponde a las pérdidas del Sistema


Interconectado Nacional en el mes i, considerando el
proyecto de generación.
Asimismo, los costos asociados a la conexión del proyecto
de generación se resumen en la siguiente expresión:
𝑛
𝐶 = 𝑉𝑃𝑁 (∑ {𝐶𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎 𝑂𝐸𝐹𝑖 + (𝑃𝑒𝑟𝑑𝑐𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑠𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 ) + (𝐶𝑅𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 − 𝐶𝑅𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 𝑖 )3} + 𝐶𝑟𝑒𝑑 )
𝑖=1
Dónde:

𝐶: Costos totales por la conexión de un proyecto de
generación al SIN.
3
Dependiendo de la localización de la nueva planta y la conexión que se defina para incorporarla al
SIN, las pérdidas y el costo de las restricciones (sobrecosto operativo) se podrían reducir, razón por la
cual estos dos factores serían un beneficio del proyecto de generación.

𝐶𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎 : Valor de la prima asociada a la obligación de
Energía en Firme del Cargo por Confiabilidad.
𝐶𝑟𝑒𝑑 : Costo de la red de transmisión para conectar el
proyecto de generación.

En el caso particular de los proyectos bajo estudio, los
mismos no tienen Obligaciones de Energía en Firme, no
reducen considerablemente el costo esperado de las
restricciones, ello por la expansión en transmisión definida
(tabla IV), y dada la distancia entre la subestación colectora y
Cuestecitas, incrementan las pérdidas del sistema. Por lo
anterior, la relación beneficio / costo de la obra de transmisión
que permite la incorporación de 474 MW eólicos se resume en
la siguiente expresión:
∑𝑛𝑖=1 𝐸𝑏 𝑖 (𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 − 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 ) + ∑𝑛𝑖=1 {𝐸𝑐 𝑖 ∑𝑞∈𝑃𝐸𝑅(𝑞,𝑖) ∑𝑖∈𝑃𝐸𝑅(𝑖,𝑞) (
𝑖
𝑖
𝐵
= 𝑉𝑃𝑁
𝐶
(𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦 − 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦 )
𝑖
𝑖
)}
𝑛𝑖
𝐶𝑟𝑒𝑑 + ∑𝑛𝑖=1(𝑃𝑒𝑟𝑑𝑐𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑠𝑝𝑜𝑟𝑦 𝑖 )
(
)
B. Evaluación económica conexión 474 MW eólicos
Para determinar la reducción del precio de bolsa que
ocasiona los 474 MW eólicos, que es el único beneficio
contemplado en esta evaluación conservadora, se considera la
evolución esperada del Costo Marginal del sistema bajo las
alternativas de expansión de la tabla III (5 y 7 de la versión
preliminar del Plan de Expansión 2014 – 2028). Recordemos
que ellas tienen el mismo escenario de demanda (alto revisión
julio de 2014), la segunda etapa del proyecto Ituango (1,200
MW), y comparten la proyección de capacidad instalada de
plantas menores. El diferenciador de estas dos opciones es la
generación eólica. Mientras el escenario 7 contempla 474 MW
con este recurso intermitente, el 5 implica disponer de 250
MW térmicos a carbón si no se cuenta con esta expansión
renovable, es decir, los 474 MW eólicos en el norte de la
Guaira son equivalentes a los 250 MW térmicos
convencionales.
En la Fig. 24 se presenta el comportamiento del Valor
Esperado del Costo Marginal y la diferencia entre ellos en el
periodo de estudio 2019 – 2028. Se observa durante el
horizonte una reducción del costo marginal promedio, que
puede ser superior en algunos instantes a 4 USD$/MWh. Lo
anterior se debe a la generación eólica en el norte de la Guajira
y el desplazamiento de generación térmica más costosa.
Respecto a los costos, se valora en Unidades
Constructivas de la Resolución CREG 011 de 2009, los
refuerzos de red según alternativa y la conexión física de los
tres parques eólicos, es decir, Irraipa, Casa Eléctrica y
Carrizal. El incremento en las pérdidas del sistema se
cuantifica considerando la evolución del costo marginal del
escenario 7 (tabla III).
13
75
1%
5%
1%
3%
90%
5
65
4
60
3
55
2
50
1
45
0
ene.-19
jun.-19
nov.-19
abr.-20
ago.-20
ene.-21
jul.-21
nov.-21
may.-22
sep.-22
mar.-23
jul.-23
dic.-23
may.-24
oct.-24
mar.-25
ago.-25
ene.-26
jun.-26
nov.-26
abr.-27
sep.-27
feb.-28
jul.-28
40
Diferencia Costo Marginal [USD$/MWh]
Costo Marginal [USD$/MWh]
70
100%
6
Diferencia Valores Esperados Costo Marginal
Valor Esperado Costo Marginal Escenario 5
Valor Esperado del Costo Marginal Escenario 7
80%
70%
60%
60%
75%
50%
97%
95%
40%
30%
20%
10%
39%
24%
0%
Enfoque 1:
Alternativa 1 de
refuerzo incluyendo
la conexión
Alternativa 1 de Refuerzo
Enfoque 2:
Alternativa 1 de
refuerzo
excluyendo la
conexión
Enfoque 1:
Alternativa 2 de
refuerzo incluyendo
la conexión
Alternativa 2 de Refuerzo
Enfoque 2:
Alternativa 2 de
refuerzo
excluyendo la
conexión
Costo Conexión
Pérdidas
Fig. 24. Diferencia entre el costo marginal considerando los escenarios 5 y 7
de la tabla III.
Fig. 25. Participación porcentual de cada uno de los componentes de la tabla
IX en el costo total de las alternativas de refuerzo.
En la tabla IX se presenta el valor presente de los costos
asociados a la conexión de los parques eólicos. En la tabla X
se muestra la relación beneficio / costo para cada alternativa
de refuerzo, bajo dos enfoques. El primero considera la
conexión física de los proyectos, y el segundo sólo contempla
los refuerzos de red, es decir, la conexión física de los parques
estaría a cargo del promotor.
De las tablas y gráficas anteriores se puede concluir que la
incorporación de los 474 MW eólicos, independientemente de
las alternativas de refuerzo y el enfoque de la evaluación,
presenta una relación beneficio / costo superior a 1. De todas
maneras, se debe aclarar que bajo la normatividad actual y
dada la solicitud de conexión del promotor de los tres parques,
las relaciones B/C que serían validas son 5.7 y 2.9, es decir,
las alternativas de refuerzo en 220 o 500 kV solamente (la
conexión física de los proyectos se haría a través de activos de
conexión).
TABLA IX
VALOR PRESENTE DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LA CONEXIÓN DE 474 MW
EÓLICOS.
Ítem
Alternativa
Refuerzo 1
Alternativa
Refuerzo 2
Conexión de los parques
(subestación colectora y doble
circuito en 500 kV Colectora –
Cuestecitas de 130 Km)
Pérdidas
del
sistema
VPN Costo
[USD$
Dic 2013]
38,442,910.43
76,446,072.42
118,328,802.87
2,000,000
TABLA X
RELACIÓN B/C PARA CADA UNA DE LAS ALTERNATIVAS DE REFUERZO, BAJO
DOS ENFOQUES.
Tópico
Valor
Beneficio [US$ Dic 2013]
229,000,000.0
Enfoque 1: Alternativa 1 de refuerzo
incluyendo la conexión [US$ Dic 2013]
158,771,713.3
Enfoque 2: Alternativa 1 de refuerzo
excluyendo la conexión [US$ Dic 2013]
40,442,910.4
Enfoque 1: Alternativa 2 de refuerzo
incluyendo la conexión [US$ Dic 2013]
196,774,875.3
Enfoque 2: Alternativa 2 de refuerzo
excluyendo la conexión [US$ Dic 2013]
78,446,072.4
B/C enfoque 1: Alternativa 1 de refuerzo
incluyendo la conexión
1.4
B/C enfoque 2: Alternativa 1 de refuerzo
excluyendo la conexión
5.7
B/C enfoque 1: Alternativa 2 de refuerzo
incluyendo la conexión
1.2
B/C enfoque 2: Alternativa 2 de refuerzo
excluyendo la conexión
2.9
En la Fig. 25 se muestra la participación porcentual de cada
uno de los componentes de la tabla IX en el costo de las
alternativas de refuerzo, ello considerando también los dos
enfoques, es decir, incluyendo o no la conexión física de los
tres parques eólicos.
C. Sensibilidad evaluación económica
Si bien se ha establecido la viabilidad técnica y económica
de incorporar 474 MW eólicos, el potencial en la Guajira
puede ser superior a los 10,000 MW. De todas maneras, sólo
se tiene conocimiento, con información secundaria, de algunos
proyectos, cuya capacidad instalada agregada suma casi 1,200
MW. Dichos parques se encuentran localizados en varios
puntos de la península, razón por la cual se debe establecer
una
sola
subestación
colectora
para
agregarlos.
Adicionalmente, en el capítulo III de este documento se
formuló un refuerzo de red en 500 kV, que permitiría
incorporar más de 1,200 MW. Si se materializan dichos
proyectos y se solicita a la Unidad su conexión, sería
estratégico recomendar en el Plan de Expansión de Referencia
Generación – Transmisión, el refuerzo en 500 kV Copey Cuestecitas.
En este sentido, a continuación se presenta la relación
beneficio / costo de la conexión de varios parques eólicos (Fig.
26), la cual varía en función de la potencia a incorporar y el
costo del doble circuito Cuestecitas – Colectora 500 kV, que
es proporcional a su vez a la ubicación de esta última
subestación.
Se aclara que el enfoque de la valoración contempla los
costos del refuerzo y el doble circuito entre las subestaciones
Colectora y Cuestecitas 500 kV. Asimismo, la variación de la
distancia que se observa en la Fig. 26, es medida desde la
ubicación de los proyectos Irraipa, Casa Eléctrica y Carrizal,
es decir, el punto donde la distancia de la línea Cuestecitas –
Colectora 500 kV es 130 km.
14
V. RECOMENDACIONES
7
Beneficio/Costo
6
5
4
3
2
1
0
1200
140
120
100
1000
80
800
60
MW
d [km]
40
600
20
400
0
Fig. 26. Sensibilidad relación Beneficio / Costo.
De la gráfica anterior se observa una mayor relación
beneficio / costo, en la medida que se incorpore mayor
capacidad renovable. En la Fig. 27 se observa el rango de
reducción del costo marginal, es decir, el ahorro desde el
punto de vista de la demanda, considerando incrementos de
potencia secuenciales, que van desde 474 a 1,200 MW. Por
otro lado, a mayor distancia entre las subestaciones
Cuestecitas y Colectora (D + d de la Fig. 28), los beneficios
por reducción del costo marginal disminuyen.
VI. REFERENCIAS
[1]
[2]
85.0
80.0
[3]
75.0
Costo marginal [USD/MWh]
Si bien se estableció la viabilidad técnica y económica de
incorporar 474 MW eólicos al Sistema Interconectado
Nacional, el potencial eólico en la Guajira es superior a este
valor. En este sentido, la Unidad recomendaría la ejecución
del segundo circuito Cuestecitas – Copey 500 kV y el doble
enlace Cuestecitas – Colectora 500 kV, si en la sub-área
Guajira existen otros proyectos, que materialicen los
beneficios identificados en este documento.
Por la anterior, la UPME invita a los Agentes que han
manifestado interés, a presentar los estudios de conexión
respectivos y las medidas de velocidad del viento en situ, ya
que se requiere de esta información para definir posibles
corredores, verificar los beneficios establecidos, y sobre todo,
localizar la subestación Colectora.
Vale la pena anotar, que la realización de las iniciativas
conocidas por la UPME en relación a proyectos eólicos,
facilitará la ejecución de obras, que conducirán a que los
beneficios indicados se maximicen y sean compartidos por la
demanda nacional y los desarrolladores de proyectos (Fig. 26).
Por otro lado, si no se concretan más usuarios que utilicen
dichas obras, se corre el riesgo que no se materialicen los
beneficios calculados.
Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia 2006. UPME IDEAM.
Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2013 –
2027. UPME
Versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación –
Transmisión 2014 – 2028. UPME.
70.0
65.0
VII. CONTACTOS
60.0
M.Sc. Marco A. Caro.
(e-mail: [email protected])
M.Sc. Henry J. Zapata.
(e-mail: [email protected])
M.Sc. Baisser A. Jiménez.
(e-mail: [email protected])
M.Sc. Jorge E. Fonseca.
(e-mail: [email protected])
M.Sc. Raúl Rodríguez.
(e-mail: [email protected])
M.Sc. William J. Henao.
(e-mail: [email protected])
Dora L. Castaño.
(e-mail: [email protected])
Raúl Gil.
(e-mail: [email protected])
Juan C. Aponte.
(e-mail: [email protected])
55.0
50.0
45.0
Rango reducción Costo Marginal
jul.-28
oct.-28
abr.-28
jul.-27
oct.-27
ene.-28
abr.-27
jul.-26
oct.-26
ene.-27
jul.-25
oct.-25
abr.-26
ene.-26
abr.-25
jul.-24
oct.-24
ene.-25
abr.-24
jul.-23
oct.-23
ene.-24
abr.-23
jul.-22
oct.-22
ene.-23
jul.-21
oct.-21
abr.-22
ene.-22
abr.-21
jul.-20
oct.-20
ene.-21
abr.-20
jul.-19
oct.-19
ene.-20
abr.-19
ene.-19
40.0
Fig. 27. Rango de reducción costo marginal, en función del incremento de la
capacidad instalada eólica en el norte de la Guajira.
d1
COLECTORA
d2
d3
d4
d5
d6
D=130 km
CUESTECITAS
Fig. 28. Desplazamiento de la subestación Colectora 500 kV, respecto a la
ubicación de los parques Irraipa, Casa Eléctrica y Carrizal, al igual que
Cuestecitas 500 kV.