Incorporación de Generación Eólica en el Sistema Interconectado Nacional - SIN

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1 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. L Unidad de Planeación Minero Energética - UPME, Bogotá D.C., Colombia Incorporación de Generación Eólica en el Sistema Interconectado Nacional - SIN I. ANTECEDENTES 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 , 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, 1

2 2 Jemeiwaa ka i S.A.S, en la versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión [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. A. Metodología II. ANÁLISIS ENERGÉTICO 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 Definición Expresión matemática VERE VEREC Número de casos con déficit 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. n ( Energía mensual Racionada i i=1 ) n VERE = Demanda Nacional de Energía mes n = Número de casos simulados. m ( Energía mensual Racionada i i=1 ) m VEREC = Demanda Nacional de Energía mes 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. Expansión Cargo por Confiabilidad (Subastas) B. Supuestos Otras variables a considerar para la construcción de Escenarios Interconexiones Internacionales Expansión eléctrica y energética de países vecinos Escenarios alternativos de demanda Escenarios de diversificación de la matriz energética (incorporación de Fuentes No Convencionales de Energía) Fig. 1. Metodología de planificación generación. 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 Inicio Proyecciones de demanda de Energía y Potencia Planificación indicativa de la Generación Análisis de los Recursos Energéticos, Proyección de Precios y Características Proyectos en Construcción y Expansión definida Construcción de Escenarios o Alternativas i = 1, n, 1 Para la Alternativa i Cálculo de Indicadores de Confiabilidad Energética cumplen los criterios de Confiabilidad? no Se establecen requerimientos adicionales de Generación si Planificación de la Transmisión (mandatorio) Se determina la expansión del parque generador para la alternativa i

3 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 ago.-21 mar.-22 oct.-22 may.-23 dic.-23 feb.-25 sep.-25 abr.-26 nov.-26 jun.-27 ago.-28 Capacidad (MW) 3 de generación: Sistema de generación colombiano a mazo de 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 Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo de Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral, revisión febrero Mínimos operativos vigentes a marzo de 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 Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes , y 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). 1,60 1,40 1,20 1, 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 % % 9.00% Historico de Capacidad instalada menores Nueva capacidad instalada menores Expansion esperada VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido TABLA II PROYECTOS CONSIDERADOS QUE ESTÁN EN CONSTRUCCIÓN Y TIENEN COMPROMISOS DE ENERGÍA EN FIRME OEF. VEREC [%] 6.00% Numero de casos Central Fecha de entrada Capacidad Recurso 3.00% 2.0 sep Sogamoso Hidráulico nov Gecelca 3 oct Carbón Cucuana dic Hidráulico Quimbo abr Hidráulico jun Tasajero II nov Carbón Carlos lleras Restrepo dic Hidráulico San Miguel dic Hidráulico Gecelca 3.2 dic Carbón Termonorte dic Líquidos Porvenir II nov Hidráulico nov feb Ituango Primera Etapa Hidráulico may ago-19 1,20 0% ene.-14 jul.-14 ene.-15 jul.-15 ene.-16 jul.-16 ene.-17 jul.-17 ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 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 ), 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 ene.-22 jul.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul

4 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% % 7.0 Fig. 4. Ubicación de los parques eólicos Irraipa, Carrizal y Casa Eléctrica. TABLA III CRONOGRAMA DE EXPANSIÓN DE LAS DOS ALTERNATIVAS. Central Sogamoso* Fecha de entrada Escenario 5 [MW] Escenario 7 [MW] sep nov Recurso Hidráulico Gecelca 3 oct Carbón Cucuana dic Hidráulico VEREC [%] 6.00% 3.00% 0% Fig. 5. Evolución del Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado - VEREC. Alternativa % ene.-14 jul.-14 ene.-15 jul.-15 ene.-16 jul.-16 ene.-17 jul.-17 ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido ene.-22 jul.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul Numero de casos Quimbo* abr jun Hidráulico Tasajero II nov Carbón Carlos lleras Restrepo dic Hidráulico San Miguel dic Hidráulico VEREC [%] 9.00% 6.00% 3.00% Numero de casos Gecelca 3.2 dic Carbón Termonorte dic Líquidos Porvenir II nov Hidráulico Ituango* nov feb may ago-19 1,20 1,20 ago-21 1,50 1,50 dic-21 1,80 1,80 mar-22 2,10 2,10 jun-22 2,40 2,40 Hidráulico Exp.Carb. 1 dic Carbón Exp.Carb. 2 dic Carbón Exp.Carb. 3 jul No Aplica Carbón Exp.Carb. 4 dic Carbón Irraipa ene-19 No Aplica 99.0 Eólica Carrizal ene-20 No Aplica Eólica Casa Eléctrica Menores ene-21 No Aplica 18 Eólica Crecimiento según proyección estimada 0% ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-20 jul-20 ene-21 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 el valor esperado es de 59.8 USD$/MWh para ambas alternativas, ya que la expansión base considerada durante este intervalo es similar. El mismo se reduce en el periodo a 56 USD$/MWh en el caso del escenario 5, y a 54.8 USD$/MWh en la alternativa 7. Dicho comportamiento se debe a la entrada en operación de plantas hidroeléctricas de pequeña y gran escala. El costo marginal promedio en el periodo es de 50.9 y 48.5 USD$/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 , el costo marginal toma un valor promedio de 54.5 y 53.6 USD$/MWh, respectivamente. jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28

5 ene.-14 jul.-14 ene.-15 jul.-15 ene.-16 jul.-16 ene.-17 jul.-17 ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 ene.-22 jul.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul.-27 Energía [GWh] ene.-14 jul.-14 ene.-15 jul.-15 ene.-16 jul.-16 ene.-17 jul.-17 ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 ene.-22 jul.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul.-27 Costo marginal [U$/MWh] 5 En el escenario 7, el recurso eólico ocasiona una reducción promedio de 1.23 USD$/MWh en el periodo , tomando como referencia la alternativa 5. Costo marginal [U$/MWh] Costo Marginal [USD$/MWh] ene-14 jul-14 Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional* Fig. 7. Evolución del Costo Marginal escenario 5. Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional* ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-20 jul-20 Fig. 8. Evolución del Costo Marginal escenario 7. Fig. 9. Comparación del Valor Esperado del Costo Marginal escenarios 5 y 7. 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: En el periodo 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 ene-21 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 jul-21 Promedio Escenario 5 Promedio Escenario 7 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 jul-28 mantiene para las dos alternativas en 5,440 GWh-mes, ello en el periodo y debido a la entrada de proyectos hidroeléctricos de mediana y gran escala. En el periodo , este promedio es de 5,891 y 5,859 GWh-mes, según el escenario, incrementándose a partir de este instante, periodo , 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 es de 782 y 793 GWh-mes, en los escenarios 5 y 7. Se reduce en el periodo 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 el promedio es de 425 y 346 GWh-mes, siendo evidente la reducción por los tres parques eólicos. En el periodo 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 el valor esperado es de 56.4 GWhmes, el cual se incrementa a GWh-mes en el periodo A partir de este último año, es decir periodo , el promedio de la generación es de GWh-mes. 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. 7,00 6,50 6,00 5,50 5,00 4,50 4,00 3,50 Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Escenario 5 Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Escenario 7 Fig. 10. Comparación del Valor Esperado de la generación hidroeléctrica escenarios 5 y 7.

6 MW Potencia Horaria [MW] Diferencia de Potencia entre una hora y la siguiente [MW] ene.-14 jul.-14 ene.-15 jul.-15 ene.-16 jul.-16 ene.-17 jul.-17 ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 ene.-22 jul.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul.-27 Energía [GWh] 6 1,40 1,20 1, Valor Esperado Generación Térmica Escenario 5 Valor Esperado Generación Térmica Escenario 7 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. Estocástico Promedio 95% Excederse Dif Irraipa Dif Casa E Dif Carrizal Dif Totales Generación [GWh] ene-14 jul-14 ene-15 jul-15 ene-16 jul-16 ene-17 jul-17 ene-18 jul-18 ene-19 jul-19 ene-20 jul-20 ene-21 jul-21 ene-22 jul-22 ene-23 jul-23 ene-24 jul-24 ene-25 jul-25 ene-26 jul-26 ene-27 jul-27 ene-28 Fig. 12. Valor Esperado de la generación eólica - escenario 7. jul % 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. 14. Función de probabilidad acumulada, de la variación horaria de potencia de los tres parques eólicos. 25 Promedio generación eólica Promedio Generación hidroeléctrica 7, Irraipa Casa E Carrizal Totales 375 Generación eólica [GWh] ,500 6,000 5,500 5,000 Generación hidroeléctrica GWh ene.-18 jul.-18 ene.-19 jul.-19 ene.-20 jul.-20 ene.-22 jul.-22 ene.-23 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 ene.-24 ene.-25 jul.-25 jul.-26 ene.-27 jul.-27 4, % 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 Tecnología aerogenerador 3 MW m/s Fig. 16. Curva característica de potencia y viento aerogenerador 3 MW.

7 2010 / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / Potencia [MW] MW 7 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 Horas del día del 2010 Serie inferior Promedio Serie Superior Fig. 17. Producción promedio de los tres parques eólicos, para 24 periodos horarios característicos de todos los meses del año 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. 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 [3]) 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 III. ANÁLISIS ELÉCTRICO 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 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 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 i = 1,n,1 Para la alternativa i Análisis Eléctricos Análisis Económicos Cuantificación de la relación Beneficio / Costo Bi/Ci Se establece la recomendación K: Recomk = max(b1/c1, B2/C2,, Bn/Cn) Se establecen las M convocatorias asociadas a cada proyecto k = k+1 k < M? 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 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, no si Se emiten señales de expansión para cada STR del SIN 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 y , 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 Y , RELACIONADA CON LA SUB-ÁREA GCM. Obra Compensaciones capacitivas clásicas de 35 y 50 MVAr, en las subestaciones 220 kv Termocol y Valledupar, respectivamente. 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. Justificación 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. 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. Fecha de entrada en operación 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 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. SABANALARGA GAIRA PTO. DRUMMOND CIENAGA AGRIFUELS BOLIVAR CHINÚ 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. Escenario LIBERTADOR RIO CORDOBA FUNDACIÓN SANTA MARTA EL BANCO TABLA V ESCENARIOS CRÍTICOS CONSIDERADOS. Generación en la subárea GCM MANZANARES TERMONORTE EL PASO TERMOCOL COPEY COPEY Demanda en la subárea GCM TERMOGUAJIRA Valledupar110 VALLEDUPAR Importación de potencia desde Venezuela por el enlace Cuestecitas Cuatricentenario 220 kv Esc 1. Máxima Máxima Sin importaciones Esc 2. Máxima Máxima Con importaciones (150 MW) Esc 3. Máxima Mínima Sin importaciones Esc 4. Máxima Mínima 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 kv de dicha subestación, y solamente la expansión en transmisión definida (Tabla IV), lo anterior para los años 2018 y 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. CODAZZI LA LOMA 500 LA JAGUA LA LOMA MINA INTERCOR RIOHACHA SAN JUAN Valledupar 34.5 GUATAPU 34.5 PTO BOLIVAR SALGUERO 34.5 VALENCIA 34.5 JEPIRACHI OCAÑA MAICAO CUESTECITAS CUATRICENTENARIO 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. TABLA VI COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO 474 MW. LÍMITE MÁXIMO DE INCORPORACIÓN DE NUEVA CAPACIDAD INSTALADA. Horizonte 2018 y 2022 Escenarios Contingencia que limita Observación en el transformador 500/220 kv de la subestación Copey, al igual que en la línea Valledupar Esc 1. Cuestecitas 220 kv. Esc 2. Esc 3. Esc 4. N -1 Cuestecitas Copey 500 kv Límite máximo que se podría incorporar: 440 MW. 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: 290 MW 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 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 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. TABLA VII COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO LA ALTERNATIVA 1 DE REFUERZO Y 474 MW. LÍMITE MÁXIMO DE INCORPORACIÓN DE POTENCIA. Horizonte Alternativa Escenarios Contingencia que limita Observación en el doble circuito Valledupar Cuestecitas 220 Esc 1. kv. Esc 2. Esc 3. Esc 4. N -1 Cuestecitas Copey 500 kv Límite máximo que se podría incorporar: MW. en el doble circuito Valledupar Cuestecitas 220 kv. Límite máximo que se podría incorporar, considerando la importación de 150 MW desde Venezuela: MW en el doble circuito Valledupar Cuestecitas 220 kv. Límite máximo que se podría incorporar: MW. en el doble circuito Valledupar Cuestecitas 220 kv. Límite máximo que se podría incorporar, considerando la importación de 150 MW desde Venezuela: MW TABLA VIII COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA CONSIDERANDO LA ALTERNATIVA 2 DE REFUERZO Y 474 MW. LÍMITE MÁXIMO DE INCORPORACIÓN DE POTENCIA. Horizonte Alternativa Escenarios Contingencia que limita Observación Esc 1. Esc 2. Esc 3. Esc 4. Ninguna 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. 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 y , 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 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. SABANALARGA GAIRA PTO. DRUMMOND CIENAGA AGRIFUELS BOLIVAR CHINÚ CERROMATOSO LIBERTADOR RIO CORDOBA FUNDACIÓN SANTA MARTA EL BANCO MANZANARES TERMONORTE EL PASO TERMOCOL COPEY COPEY TERMOGUAJIRA Valledupar110 VALLEDUPAR 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. CODAZZI LA LOMA 500 LA JAGUA LA LOMA MINA INTERCOR RIOHACHA SAN JUAN Valledupar 34.5 GUATAPU 34.5 PTO BOLIVAR SALGUERO 34.5 VALENCIA 34.5 JEPIRACHI OCAÑA MAICAO CUESTECITAS CUATRICENTENARIO

11 11 Fig. 22. Diagrama unifilar conexión parques eólicos Irraipa, Casa Eléctrica y Carrizal. Color magenta red de 500 kv y café 115 kv. Frecuencia [Hz COLECTORA CUESTECITAS 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 P.E. CASA ELECTRICA P.E. IRRAIPA P.E. CARRIZAL 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 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. IV. EVALUACIÓN ECONÓMICA 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 ). 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 ( {OEF i (CRO P escasez )k + E b i (CM sproyi CM cproyi ) + (CR sproy i CR cproy i ) Dónde: i=1 + (Perd sporyi Perd cporyi )} n + {E c i ( (CM sproy i CM cproyi ) )} 2) ni i=1 q PER(q,i) i PER(i,q) 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 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. OEF i : Obligación de Energía en Firme del proyecto de generación en el mes i. CRO: Costo de racionamiento del SIN, escalón 1. P escasez : 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. E b :Energía que se espera sea transada en el mercado i spot durante el mes i. Es el 20 % de la demanda de energía proyectada. E c : Energía que se tranza en contratos durante el mes i i. Es el 80 % de la demanda de energía proyectada. PER(q, i): Es el periodo de conjuntos i que pertenecen al conjunto q. CM sproyi : Es el costo marginal del sistema sin considerar el proyecto de generación en el mes i. CM cproyi : Es el costo marginal del sistema considerando el proyecto de generación en el mes i. CR sproyi : Es el sobrecosto operativo del sistema debido a las limitaciones y restricciones de red en el mes i, sin considerar el proyecto de generación. CR cproyi : Es el sobrecosto operativo del sistema debido a las limitaciones y restricciones de red en el mes i, considerando el proyecto de generación. Perd spory i : Corresponde a las pérdidas del Sistema Interconectado Nacional en el mes i, sin considerar el proyecto de generación. Perd cpory 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 ( {C prima OEF i + (Perd cpory i Perd spory i ) + (CR cproy i CR sproy i ) 3 } + C red ) Dónde: i=1 C prima : Valor de la prima asociada a la obligación de Energía en Firme del Cargo por Confiabilidad. C red : 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: B C = VPN ( n i=1 E bi (CM sproy i CM cproy i ) + {E ci ( (CM sproy i CM cproy ) n i i=1 q PER(q,i) i PER(i,q) )} ni C red + n i=1(perd cpory i Perd spory 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 ). 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 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). ) 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.

13 ene.-19 jun.-19 nov.-19 abr.-20 ago.-20 nov.-21 may.-22 sep.-22 mar.-23 dic.-23 may.-24 oct.-24 mar.-25 ago.-25 jun.-26 nov.-26 abr.-27 sep.-27 feb.-28 Costo Marginal [USD$/MWh] Diferencia Costo Marginal [USD$/MWh] Diferencia Valores Esperados Costo Marginal Valor Esperado Costo Marginal Escenario 5 Valor Esperado del Costo Marginal Escenario % 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1% 5% 1% 3% 75% 24% Enfoque 1: Alternativa 1 de refuerzo incluyendo la conexión 95% Enfoque 2: Alternativa 1 de refuerzo excluyendo la conexión 60% 39% Enfoque 1: Alternativa 2 de refuerzo incluyendo la conexión 97% Enfoque 2: Alternativa 2 de refuerzo excluyendo la conexión Fig. 24. Diferencia entre el costo marginal considerando los escenarios 5 y 7 de la tabla III. 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. TABLA IX VALOR PRESENTE DE LOS COSTOS ASOCIADOS A LA CONEXIÓN DE 474 MW EÓLICOS. Ítem VPN Costo [USD$ Dic 2013] 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 38,442, ,446, ,328, ,000,000 TABLA X RELACIÓN B/C PARA CADA UNA DE LAS ALTERNATIVAS DE REFUERZO, BAJO DOS ENFOQUES. Tópico Valor Beneficio [US$ Dic 2013] 229,000,00 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. Alternativa 1 de Refuerzo Alternativa 2 de Refuerzo Costo Conexión Pérdidas Fig. 25. Participación porcentual de cada uno de los componentes de la tabla IX en el costo total de las alternativas de refuerzo. 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). 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 14 Beneficio/Costo 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. Costo marginal [USD/MWh] ene.-19 abr jul.-19 oct.-19 ene.-20 MW abr.-20 jul oct.-20 abr.-21 oct ene.-22 abr.-22 jul.-22 oct.-22 ene abr.-23 Fig. 27. Rango de reducción costo marginal, en función del incremento de la capacidad instalada eólica en el norte de la Guajira. 0 oct.-23 ene.-24 abr oct.-24 ene abr.-25 jul oct d [km] abr Rango reducción Costo Marginal jul.-26 oct.-26 ene.-27 abr.-27 jul.-27 oct.-27 abr.-28 oct.-28 V. RECOMENDACIONES 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. VI. REFERENCIAS [1] Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia UPME IDEAM. [2] Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión UPME [3] Versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión UPME. M.Sc. Marco A. Caro. M.Sc. Henry J. Zapata. M.Sc. Baisser A. Jiménez. M.Sc. Jorge E. Fonseca. M.Sc. Raúl Rodríguez. M.Sc. William J. Henao. VII. CONTACTOS ( marco.caro@upme.gov.co) ( henry.zapata@upme.gov.co) ( antonio.jimenez@upme.gov.co) ( jorge.fonseca@upme.gov.co) ( raul.rodriguez@upme.gov.co) ( william.henao@upme.gov.co) Dora L. Castaño. ( dora.castano@upme.gov.co) COLECTORA d1 d2 d3 d4 d5 d6 Raúl Gil. Juan C. Aponte. ( raul.gil@upme.gov.co) ( juan.aponte@upme.gov.co) 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.