MINMINAS - Resolución 40779 de 2019

RESOLUCIÓN 40779 DE 2019

(octubre 21) Diario Oficial No. 51.114 de 22 de octubre 2019 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA Por la cual se adopta el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033. Resumen de Notas de Vigencia NOTAS DE VIGENCIA: - Modificada por la Resolución 40492 de 2022, 'por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones 40779 del 21 de octubre de 2019, 40193 del 10 de julio de 2020 y 40039 del 11 de febrero de 2021, asociadas a proyectos de los Planes de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2015-2029, 2016-2030, 2017-2031 y 2019-2033', publicada en el Diario Oficial No. 52.225 de 21 de noviembre de 2022. - Mediante la Resolución 40193 de 2020, 'se adopta un Complemento al Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033', publicada en el Diario Oficial No. 51.374 de 13 de julio de 2020. LA MINISTRA DE MINAS Y ENERGÍA, en uso de las facultades legales y en especial la establecida en el numeral 8 del artículo 5o del Decreto 0381 de 2012, y CONSIDERANDO: Que de conformidad con lo establecido en el Parágrafo del artículo 17 de la Ley 143 de 1994. compete a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), elaborar los Planes de Expansión del Sistema

Interconectado Nacional, siguiendo los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 181313 del 2 de diciembre de 2002. Que de conformidad con lo estipulado en el artículo 18 de la Ley 143 de 1994. modificado por el artículo 67 de Ley 1151 de 2007 y vigente conforme a lo dispuesto por los artículos 276 de la Ley 1450 de 2011 y 267 de la Ley 1753 del 2015, compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación y de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución. Que de igual manera la citada norma señala que los planes de generación y de interconexión serán de referencia y buscarán orientar y racionalizar el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional. Que la Resolución 180924 del 15 de agosto de 2003. expedida por el Ministerio de Minas y Energía, estableció y desarrolló la convocatoria pública como mecanismo para la ejecución de los proyectos definidos en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional. Que adicionalmente, el artículo 6o de la Resolución CREG 011 de 2009 y el artículo 1o de la Resolución CREG 147 de 2011, por medio del cual se modifica el artículo 6o de la Resolución CREG 022 de 2001. establecen que harán parte del Plan de Expansión de Referencia los proyectos consistentes

en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación. Que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), en cumplimiento del artículo 17 de la Ley 143 de 1994. elaboró el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033” Que de acuerdo con el numeral 8 contenido en el artículo 5o del Decreto 381 de 2012, corresponde al Despacho del Ministro de Minas y Energía “[a]doptar los planes generales de expansión de generación de energía y de la red de interconexión y establecer los criterios para el planeamiento de la transmisión y distribución”. Que dentro de las obras de transmisión propuestas en el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033, se incluyen obras relacionadas con la conexión de algunos de los proyectos de generación asignados con obligaciones de energía firme en la subasta del cargo por confiabilidad, ubicados en Córdoba y La Guajira, y atención de la demanda en Bolívar y Putumayo. Que la Ley 143 de 1994, artículo 17. señala igualmente que previo a la adopción de los planes, sobre estos deberá conceptuar un cuerpo consultivo permanente, por lo cual la UPME sometió a consulta del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), las obras propuestas en el referido Plan y recibió observaciones de XM Compañía de Expertos en Mercados, EPSA, Intercolombia y GEB, como miembros de dicho Comité, observaciones de las cuales algunas fueron incluidas en el documento final del “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033” previo análisis de estas. Que mediante oficio con radicado UPME 20191520035341 (MME 2019054932), esta Unidad

sometió a consideración del Ministerio de Minas y Energía el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”, Que mediante oficio con radicado UPME 2019150038951 (MME 2019065170) se remitió para aprobación y posterior adopción por parte del Ministerio de Minas y Energía, proyecto del “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”, incluyendo en el proyecto definitivo, las observaciones presentadas por dicho Ministerio. Que en cumplimiento de lo ordenado en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011. “Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo”, el Ministerio de Minas y Energía publicó en su página web, del 5 al 14 de septiembre de 2019, el proyecto de Resolución “por la cual se adopta el Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033”, con el objeto de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas del público en general, las cuales fueron incorporadas a esta Resolución en lo que se consideró pertinente. Que. en mérito de lo expuesto.

RESUELVE: ARTÍCULO 1o. Adoptar el “Plan de Expansión de Transmisión 2019-2033” elaborado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), anexo a la presente Resolución que contiene las siguientes obras de transmisión las cuales deben ser ejecutadas a través de (i) Convocatoria Pública o (ii)

Ampliaciones del STN, según corresponda: Obras en Guajira - Cesar - Magdalena: – Segundo circuito en 500 kV entre Cuestecitas y Copey, con fecha de entrada en operación - FPO a más tardar en agosto de 2022.

– Nuevo circuito Bonda (Termocol) - Río Córdoba 220 kV, con fecha de puesta en Operación - FPO en noviembre de 2023.

Obra en Córdoba: – Nueva subestación Sahagún 500 kV. seccionando uno de los circuitos Cerro - Chinú 500 kV, con fecha de puesta en operación - FPO en junio de 2023.

Obra Bolívar: <Inciso modificado por el artículo 5 de la Resolución 40492 de 2022. El nuevo texto es el siguiente:> Nueva subestación Pasacaballos 220 kV, seccionando uno de los circuitos Toluviejo – Bolívar 220 kV, con Fecha de Puesta en Operación – FPO el 31 de enero de 2027.

Notas de Vigencia - Inciso modificado por el artículo 5 de la Resolución 40492 de 2022, 'por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones 40779 del 21 de octubre de 2019, 40193 del 10 de julio de 2020 y 40039 del 11 de febrero de 2021, asociadas a proyectos de los Planes de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2015-2029, 2016-2030, 2017-2031 y 2019-2033', publicada en el Diario Oficial No. 52.225 de 21 de noviembre de 2022. Legislación Anterior Texto original de la Resolución 40779 de 2019: <INCISO> – Nueva subestación Pasacaballos 220 kV, seccionando uno de los circuitos ToluviejoBolívar 220 kV. con fecha de puesta en operación - FPO en junio de 2024.

Obra Putumayo: – Cambio de configuración de la subestación Mocoa, de barra principal y transferencia a doble barra con bahía de acople, incluido el lote y obras de mitigación de riesgos, con fecha de puesta en operación - FPO en septiembre 2020 □ ARTÍCULO 2o. Los proyectos aquí relacionados se consideran de utilidad pública e interés social por así disponerlo los artículos 56 de la Ley 142 de 1994 y 5o de la Ley 143 de 1994. □ ARTÍCULO 3o. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación.

Publíquese y cúmplase. Dada en Bogotá, D. C. a 21 de octubre de 2019. La Ministra de Minas y Energía, Maria Fernanda Suárez PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN – TRANSMISIÓN 2019 – 2033

REPÚBLICA DE COLOMBIA

Ministerio de Minas y Energía Unidad de Planeación Minero Energética – UPME

MARIA FERNADA SUAREZ

Ministra de Minas y Energía Ricardo Humberto Ramírez Director General UPME Javier Martínez Gil Subdirector Energía Eléctrica UPME

Elaboró: Subdirección de Energía Eléctrica Grupos de Generación, Transmisión y Convocatorias Con la asesoría del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión – CAPT, conformado por:

Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Codensa S.A. E.S.P.

ISAGEN S.A. E.S.P.

Electricaribe S.A. E.S.P.

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P

Cerro Matoso S.A. DIACO Ecopetrol S.A Empresa de Energía del Pacífico S.A E.S.P. Grupo Energía Bogotá S.A. E.S.P.

INTERCOLOMBIA S.A. E.S.P

Invitados permanentes de CAPT: Ministerio de Minas y Energía

XM – Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P.

CONVOCATORIAS:

Carmen Andrea Rojas Juliana A. Moreno Tiusabá

DEMANDA:

Carlos A. García Botero William A. Martínez Moreno

GENERACIÓN:

Luis A. Hernández Beleño William J. Henao Ramírez Henry J. Zapata Lesmes Juan C. Aponte Gutiérrez John Sebastián Zarate

TRANSMISIÓN:

Baisser A. Jiménez Rivera Raúl Gil Naranjo Yohana Carolina Galvis Silva Cristian C. Viasús Figueredo Alexandra Moreno Garzón Silvana P. Fonseca Consuegra Andrés Felipe Hernández Leonel Santiago Tirado INTRODUCCIÓN Con el objetivo de alcanzar un adecuado abastecimiento de la demanda de energía eléctrica, la UPME realiza anualmente una revisión del Plan de expansión de los recursos de generación y de las redes de transmisión. Los análisis de planeamiento realizados tienen un horizonte de largo plazo y se fundamentan en información de la infraestructura eléctrica actual, los proyectos en construcción y las proyecciones nacionales y regionales de demanda de energía y potencia. Esta versión del Plan fue desarrollada durante el primer semestre del 2019, razón por la cual se utilizó la proyección de demanda, revisión de febrero. Respecto a transmisión, se analiza el Sistema de Transmisión Nacional – STN en relación a la conexión de las plantas acreedoras del cargo por

confiabilidad y análisis de los STRs de acuerdo a lo indicado en la Resolución CREG 024 de 2013.

TABLA DE CONTENIDO

1. PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN. 1.1. INTRODUCCIÓN. 1.2. ANÁLISIS DE PLANTAS QUE NECESITAN EXPANSIÓN, NO ESTA DEFINIDA Y SE ANALIZA EN EL PRESENTE PLAN. 1.2.1. Conexión de Alpha y Beta. 1.2.2. Conexión de Tesorito.

1.3. PLANTAS QUE NECESITAN EXPANSIÓN Y YA ESTA DEFINIDA.

1.3.1. Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Winpechi. 1.3.2. La Loma Solar. 1.3.3. Puerto Solo 1. 1.3.4. Ituango. 1.3.5. TermoEBR (Esteción Rubiales) y TermoProyectos (estación Jaguey). 1.3.6. Ampliación Capacidad Candelaria.

1.4. PLANTAS QUE NO NECESITAN EXPANSIÓN.

1.4.1. Miel II. 1.4.2. Yopal. 1.4.3. Termovalle. 1.4.4. Termosolo 2. 2.1. ANALISIS 2018 - TERMOCARIBE. 2.1.1. Expansión Pasacaballos – Bolivar - ConexiónTermocaribe.

2.2. OBRAS ADICIONALES MOCOA.

2.3. ANÁLISIS SISTEMAS DE TRASMISIÓN REGIONALES – STR.

2.3.1. Área Caribe – Atlántico. 2.3.2. Área Caribe – Bolívar.

2.3.3. Área Caribe – Chinú.

LISTA DE SIGLAS

AEO: Annual Energy Outlook.

BTU: British Thermal Unit.

CND: Centro Nacional de Despacho.

CNO: Condición Normal de Operación

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

CRO: Costo de Racionamiento.

CAPT: Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión.

DOE EIA: U.S. Energy Information Administration.

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística.

ENFICC: Energía en Firme.

ENS: Energía No Suministrada.

EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga por Baja Frecuencia. FACTs: Sistemas

Flexibles de Transmisión de Potencia Alterna.

GNC: Gobierno Nacional Central.

GNL: Gas Natural Licuado.

HVDC: Sistemas de transmisión de Corriente Directa en Alto Voltaje.

kV: Kilo Voltio.

MVA: Mega Voltio Amperio.

MW: Mega Vatio.

MVAr: Mega Voltio Amperio Reactivo.

MPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

OR: Operador de Red.

OEF: Obligación de Energía Firme.

PIB: Producto Interno Bruto.

PST: Transformadores de desplazamiento de fase

SIN: Sistema Interconectado Nacional.

S/E: Subestación.

STN: Sistema de Transmisión Nacional.

STEO: Short Term Energy Outlook.

STR: Sistema de Transmisión Regional.

SDL: Sistema de Distribución Local.

SVC: Compensador Estático de Potencia Reactiva.

STATCOM: Compensador Estático Síncrono.

TRM: Tasa Representativa del Mercado.

TRF: Transformador.

TPC: Terapiés cúbicos.

VPN: Valor Presente Neto

XM: Expertos del Mercado.

ZCIT: Zona de confluencia intertropical.

ZNI: Zona No Interconectada 2.3.4. Área Caribe – Cerromatoso. 2.3.5. Área Caribe – Guajira – Cesar – Magdalena. 2.3.6. Área Nordeste – Santander. 2.3.7. Área Nordeste – Norte de Santander. 2.3.8. Área Nordeste – Boyacá – Casanare.

2.3.9. Área Nordeste – Arauca. 2.3.10. Área Antioquia – Antioquia. 2.3.11. Área Antioquia – Chocó. 2.3.12. Área Oriental – Bogotá. 2.3.13. Área Oriental – Meta – Guaviare. 2.3.14. Área Suroccidental – Caldas – Quindío – Risaralda. 2.3.15. Área Suroccidental – Valle. 2.3.16. Área Suroccidental – Cauca – Nariño. 2.3.17. Área Suroccidental – Tolima – Huila – Caquetá. 2.3.18. Área Suroccidental – Putumayo.

ANEXO I. DIAGRAMAS UNIFILARES.

ANEXO II. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL ACTUAL 2017.

ANEXO III. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL VISIÓN 2031.

ANEXO IV. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL A LARGO PLAZO.

ANEXO V. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL Y SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

REGIONALES CON EXPANSIÓN.

ANEXO VI. DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN ACTUAL

ANEXO VII. DIAGRAMA UNIFILAR SISTEMA DE TRANSMISIÓN VISIÓN 2031.

LISTA DE GRÁFICAS Gráfica 1-1 Alternativas Conexión alpha y Beta. Gráfica 1-2 Mapa Alternativas Conexión Apha y Beta. Gráfica 1-3 Alternativa Línea Virual Gráfica 1-4 Nivel de Corto. Gráfica 1-5 Reducción Costo Maginal. Gráfica 1-6 Nivel de Corto Circuito. Gráfica 1-7 Posibles ubicaciones SE Pasacaballos. Gráfica 1-8 Alternativa Analizada a nivel del STR. Gráfica 1-9 Alternativa STN y STR. Gráfica 1-10 Nivel de corto trifásico - 2028. Gráfica 1-11 Nivel de corto monofásico - 2028 Gráfica 1-12 Perfil de beneficios a 25 años. Gráfica 1-13 Costo marginal con y sin proyecto de generación. Gráfica 1-14 Costo marginal con y sin proyecto de generación. Gráfica 1-15 Relación Beneficio/Costo. Gráfica 1-30: Área Caribe Actual. Gráfica 1-31: Área Nordeste. Gráfica 1-32: Área Antioquia. Gráfica 1-33 Área Oriental. Gráfica 1-34: Área Suroccidental.

LISTA DE TABLAS

Tabla 1-1 Plantas Ganadoras del Cargo. Tabla 1-2 Demanda Máxima años 2020 – 2022 - 2024. Tabla 1-3 Demanda Media años 2020 – 2022 - 2024.

Tabla 1-4 Expansión Considerada en el Área. Tabla 1-5 Capacidad Aprobada Área Caribe. Tabla 1-6 Capacidad Líneas Área de Influencia. Tabla 1-7 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta - sin expansión adicional – Demanda Max –Gen Max. Tabla 1-8 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta – Sin expansión adicional – Demanda Med – Gen Max. Tabla 1-9 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta - sin expansión adicional –Demanda Max – Gen Max. Tabla 1-10 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta - sin expansión adicional –Demanda Med – Gen Max. Tabla 1-11 Desempeño del sistema 2022, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santa Marta – Demanda Max – Gen Max. Tabla 1-12 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santa Marta – Demanda Max – Gen Max. Tabla 1-13 Desempeño del sistema 2020, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santamarta y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda med – Gen Max. Tabla 1-14 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con Repotenciación a 1000 A Guajira –Termocol – Santamarta y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Max – Gen Max. Tabla 1-15 Ubicación Baterías.

Tabla 1-16 Esquema de Operación Propuesto. Tabla 1-17 Desempeño - Demanda máxima – máxima generación – Absorbe en Termocol – Entrega San Marta. Tabla 1-18 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación – Entrega en Termocol – Absorbe San Marta. Tabla 1-19 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación Renovable –Mínima Térmica – Entrega en Termocol – Absorbe San Marta. Tabla 1-20 Operación Propuesta Desempeño Adecuado. Tabla 1-21 Ubicación y Capacidad Baterías. Tabla 1-22 Esquema propuesto Analizado Tabla 1-23 Desempeño - Demanda máxima – máxima generación– Absorbe en Termocol – Entrega San Marta. Tabla 1-24 Desempeño - Demanda mínima – máxima generación (sin Termonorte) – Entrega en Termocol – Absorbe Santa Marta San Marta. Tabla 1-25 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con circuito entre Termocol y Rio Córdoba y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Media – Gen Max. Tabla 1-26 Desempeño del sistema 2024, con Alpha y Beta – Con circuito entre Termocol y Rio Córdoba y segundo Cto Cuestecitas –Copey 500 kV – Demanda Máxima – Gen Max Tabla 1-27 Datos evaluación económica – Cargo por confiabilidad. Tabla 1-28 VPN Beneficios. Tabla 1-29 VPN Beneficios. Tabla 1-30 VPN Costo del Cargo por Confiabilidad. Tabla 1-31 VPN Costos. Tabla 1-32 Costo Referencia Baterias.

Tabla 1-33 Costo Referencia Baterías – Alternativa 3 y 4. Tabla 1-34 Ucs Nuevo Circuito Termocol - Rio Cordoba. Tabla 1-35 Costo en UCs. Tabla 1-36 Relación Beneficio/Costo. Tabla 1-37 Demanda Máxima años 2020 – 2022 - 2024. Tabla 1-38 Demanda Media años 2020 – 2022 - 2024. Tabla 1-39 Expansión Considerada en el Área Tabla 1-40 Capacidad Aprobada Área Caribe. Tabla 1-41 Capacidad Líneas Área de Influencia. Tabla 1-42 Escenarios de Análisis. Tabla 1-43 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 1 Tabla 1-44 Alternativa de conexión directa a Chinú – Escenario 2. Tabla 1-45 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1. Tabla 1-46 Desempeño del sistema – Alternativas de expansión – Escenario 1. Tabla 1-47 Costo de Racionamiento y precio de Escasez. Tabla 1-48 Beneficio. Tabla 1-49 UCs Proyecto. Tabla 1-50 Costos Totales. Tabla 1-51 Conexión de Chemesky, Tumawind, Casa Eléctrica y Winpechi. Tabla 1-52 Conexión La Loma. Tabla 1-53 Conexión de Puerto Solo. Tabla 1-54 Conexión de Hidrio Ituango. Tabla 1-55 Conexión de TermoEBR y TermoProyectos. Tabla 1-56 Aumento de Capacidad Termocandelaria. Tabla 1-57 Conexión de Miel II. Tabla 1-58 Conexión de Yopal.

Tabla 1-59 Conexión Termovalle. Tabla 1-59 Conexión Termovalle. Tabla 1-60 Demandas Industriales. Tabla 1-61 Demandas Industriales. Tabla 1-62 Desempeño alternativa STR. Tabla 1-63 Escenarios Analizados. Tabla 1-64 Desempeño del Sistema Sin Proyecto. Tabla 1-65 Desempeño del Sistema Con Proyecto. Tabla 1-66 Desempeño del Sistema Con Proyecto y generación. Tabla 1-67 Costo del proyecto en UCs. Tabla 1-68 Bloques de demanda industrual. Tabla 1-69 Costos Adicionales en Mocoa. Tabla 1-70: Desempeño del sistema en Atlántico. Tabla 1-71: Desempeño del sistema en Bolívar. Tabla 1-72: Desempeño del sistema en Chinú. Tabla 1-73: Desempeño del sistema en Cerromatoso. Tabla 1-74: Desempeño del sistema en Guajira – Cesar – Magdalena. Tabla 1-75: Desempeño del sistema en Santander. Tabla 1-76: Desempeño del sistema en Norte de Santander. Tabla 1-77: Desempeño del sistema Boyacá – Casanare. Tabla 1-78: Desempeño del sistema en Antioquia. Tabla 1-79: Desempeño del sistema en Chocó. Tabla 1-80: Desempeño del sistema en Bogotá. Tabla 1-81: Desempeño del sistema en Meta. Tabla 1-82: Desempeño del sistema en Caldas – Quindío – Risaralda. Tabla 1-83: Desempeño del sistema en Valle. Tabla 1-84: Desempeño del sistema en Cauca – Nariño.

Tabla 1-85: Desempeño del sistema en Tolima – Huila – Caquetá.

1. PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN 1.1. INTRODUCCIÓN 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 funciones, la UPME realiza anualmente la actualización del Plan de Expansión de Transmisión, definiendo las prioridades del sistema en el corto, mediano y largo plazo.

Este ejercicio se fundamenta en la información de la infraestructura eléctrica actual, los proyectos futuros y las proyecciones de demanda de energía eléctrica, además de las nuevas plantas de generación que se conectan en el sistema. En el presente año se llevó a cabo la subasta del cargo por confiabilidad, por tanto se analizó la conexión de las plantas ganadoras del cargo, de acuerdo con los numerales 1.3 y 2.2 del anexo general de la Regulación CREG 106 de 2006; en el marco de la formulación del Plan de Expansión. A continuación, se presentan las plantas que fueron ganadoras del cargo: Tabla 1-1 Plantas Ganadoras del Cargo FIT<!]!O<,Ío.¡jonia,:11"0 1pClrllilo.f,f,l.o,..,m _tl X,'MI 1·a1 OEFL ~WAlt\ 'M lddaid lilt"IIO'f!KllOI~ IM:1plH'lll'aal!a ea ~ 1200 H~ cOUCO Lal.amtdllr SO!Hl n.na.rlndl 15'.i',71 cOUCO

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demanda máxima y media, para el caso de la conexión en Cuestecitas de los proyectos Alpha y Beta sin infraestructura adicional. Año 2022 T lilo 1-TDNimpo6>,ll,la-21!22,°""Al¡¡lootE!iü-ilo_,li!ft-.,J--MM-Gffl ,-Guajiro - ¡,¡ ir., IN T--~ ,_ _ s., r..\iiiñ kV Tliblo 1-'I -- olr.bimo =•"""' Al.,,._ y· Bolol<IPllllliltl odlokmol -l!lmnamla líliod -Gen,~ Falla1 ,C(¡P"l' ,t3 .... - La S"'1to Mar1b ,c,u-..,.,, •. :'.;PI-'!' c uoi.19 .,. CIJIGllllollao hD1a L,J,,.. - Tlll11>0oal un. .. ,Ei,XJl~V MMta, 220 • 2:21111<V Lama, E!00 &Oll'2llD ll<V OOal'II 15XX11

Sitllt: a1 Mmfa - a: ll5 nnnoool l!NkV Cuo,;ii,olb,,: - ' 22111:'>' Como se observa en las tablas anteriores, se presenta la restricción para el año inicial de análisis correspondiente a la sobrecarga del elemento Santa Marta – Termocol (Bonda) 220 kV ante la falla de la línea Guajira – Santa Marta 220 kV; por lo cual no sería posible conectar la generación de Alpha y Beta sin expansión adicional; lo anterior es independiente del escenario de demanda máxima o media, siendo el escenario de demanda máxima más crítico; esta condición se presenta debido a la distribución

de los flujos hacia la demanda de Guajira, Magdalena, Bolívar y Atlántico. Año 2024 cuoie .q 19p .. 1,. 5 ~y .JLa C. -. LC all Lll Dol ft 'x I\ ZI 10.U5 =.teo ·tf ac;. C -i -:. Sa m~ Juan. 1220 , .O hdu ,a ojl r;o TO ""~ "- "°d lL .oa c1 ,! o.. ro ;m o .11 Vl il ln lll l eJ dll ui1 p1 a1 r1 -~ ll', all :a tn ,,.b i, ,6 Lcmo 600 Mllfilo 2211 &ODn :2 Tennoooll 23> = -

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• Línea Virtual – Baterías - Línea Virtual – Baterías y Repotenciación Termocol (Bonda) – Santa Marta a por lo menos 1000 A

Se analizaron las siguientes alternativas: .... Gráfica 1-1 Alternativas Conexión alpha y BetaTabla 1-11 DIHITINl'IO <11t1lo la1111=1,, 0011 .Alplu,y Bala-con~ OIt ollll A llulillr01-.Tilmloool-hnh Melllll1IIIHIII Mu-OIII MH ~- CWldl!olboo cu.t,,.-a Gu .. - lan..\!IJll'Iaanm -1..al..ona1 600'.!311 hila Volledlpor MwlaUIID 600 u.<bi:t 122D Tftllloool =· 1210 Claldnoliaa; -San.lu.ln 1 2:!D 1[11 55.;3 B1,S o ........ Malf.o222D s1;2 ~-lan 1110 Si\,9 hllJwm-VII r1210 '-'5¡6 1;on1.oM wta-nrmooa1 1210 S~6. Tabll 1-1:tDKlll11HG:I <11l1lo bi11111211t,4a,a n Npru,y Bala-con RopatmOI tollll A llulillrOl-sTormoaal-hnh Me___________ ccllll=l1IIIHIIIMIIX-0111Mn

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:22111 1 2l!O hn..!IU111-V1181dup11r1 :2mI 1 2 aanta-ia-T"""""°" 122D Como se observa, con la entrada de la repotenciación del anillo Guajira – Santa Marta - Termocol (Bonda) 220 kV, se libera el corte relacionado con estos circuitos, pero persisten las sobrecargas en las líneas de 110 kV y 220 kV entre San Juan y Valledupar por encima de su valor máximo de sobrecarga. Alternativa 1 - Años 2022 y 2024 – Con Repotenciación en Santa Marta – Termocol (Bonda) – Guajira 220 kV a por lo menos 1000 A, segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV y Conexión de Apha y Beta TIiia -Dl .. ll\ptll6,dtl2ll2ll,, ... -. lílfM)' llilll-C. ..... n<lttf"" •-ollllllIJn-T•---111 -bi f -CtDCWHJo.-.1-C1 llltW-11--d-O•- l.111 Ouiapwt.S•.luaa 1 tfll !11,3 Tibia t-14 Otu111ptll6._. •I ftlo M2.t_.,. Mplla )' llibi -Coa ..,.,._l~fi • fODil,A !11 .4o,-1-8-llorla f w¡¡unda,Cl<,0..- - YG kY--•d• MH -Offl MH Lwo 00,S Como se observa, con la entrada de la repotenciación y el segundo circuito Cuestecitas – Copey 500

kV, se libera el corte relacionado con el anillo Guajira – Santa Marta - Termocol (Bonda) 220 kV y las líneas en 220 kV y 110 kV en Valledupar, lo que permitirá conectar las plantas de generación Alpha y Beta al sistema sin restricción. Alternativa 2 - Año 2024 – Línea Virtual – Baterías, segundo circuito Cuestecitas - Copey 500 kV y Conexión de Apha y Beta La Unidad, adicional a las alternativas convencionales, analizó la posibilidad de tener una línea virtual, de acuerdo a la siguiente gráfica: Gli 1-3 A'.Alma:HL.Ybe!al l Vll'lAII ~--------------~ _______________ J ----- - ---- --- ------ ~ ( r Con el uso de baterías, se busca almacenar la energía en un punto del sistema y entregarla en otro punto a través de la misma tecnología; con este fin, mediante una metodología heurística, se determinaron las siguientes capacidades y ubicaciones: T-1-t61Ubloaollln BIIIK1lio Lllllcliludcm C8)Jo,ollllldl lan llllrul 44Utl TellllOCDI rm,ndal 44Utl A continuación, se plantea el esquema operativo propuesto para que las baterías puedan prestar este servicio:

• -- -- -~H~1doQ¡,o_J'Mtl<_ - - do do Qontllo'llfi C<aillel6I, do "" d.!n dlll'illftdll E.i.li.i<.II. .. 11-.0Mli.l:

IIWL1 C-1 lttiila■ , Clinwi.1:!111 ~ ,ta,,i,o Mil "'

llfl.,.l!ll5n rr'lfi'.miii '_T-,lo o C-2 l!Mtm■ , O '_T-l lf ol,o o,n ,d.4,"

• -

e-~ Eiffllp ttfiood,!n 'T-loo f IIIOhlllO _,1>'11, - Caso 12022 - Demanda máxima – Generación máxima – Absorbe en Termocol (Bonda) – Entrega

Santa Marta: --

- ,_..,.. Qa» 4m,lll- -- ~--• btT.«.oml 11112211 2 NI- &il:lla Mira 2220 51,.ó u 118 .. ,._,_oe;olt2m 11,$ ~3 111,1 i!lfitallbi· -·T..,.Detd12:!ll 21~ En este caso, se observa que con la entrada de las baterías, para el caso en que se presente generación máxima, demanda máxima y que la batería de Termocol (Bonda) absorba y entregue en Santa Marta, no se presentan violaciones en condición normal de operación ni en contingencia sencilla; sin embargo, las baterías deben ser cargadas y descargadas previamente, cambiando su condición, para lo cual se verifican los siguientes dos casos. - Caso 2 - 2022 - Demanda mínima – Generación máxima – Entrega en Termocol (Bonda) – Absorbe Santa Marta: T-llllla 1-18 IDNl!lmpafto -Dnmarufa.mlnlmarml1dmaQ IIWf'1l(llml -EmJ;IIQII Tannoool -Amor:be1 lrill Marh

illlllll'rahnh OU!iJfBTormooof 1 Marfa. aant. l..lnN 220 Tl!NTNJDOl1 Mma2 2211 2211, illlllllr,1-&ant. Mlmf.o2% ID 136 OUl!lli',1-11 '"'1IE!00ll 1 22D !:5,6 l.llllalbJibi-1' 122111 157 Se observa que este esquema (para el caso en que se presente generación máxima, demanda mínima y que la batería de Termocol (Bonda) entregue y absorba en Santa Marta) no permite asegurar una condición adecuada para el sis