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Antes que finalice el 2022, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicó el “Plan de Expansión de Transmisión 2022 – 2036” –VER-, “a través del cual se definen las obras necesarias para la incorporación de la segunda fase de renovables desde el Departamento de La Guajira, y obras relacionadas con la atención de la demanda, lo que contribuya a garantizar la confiabilidad y la seguridad del Sistema de Transmisión Nacional”, asegura la entidad.

En efecto, el plan contempla siete obras de transmisión, entre las que se destaca el proyecto “Guajira – Cesar – Magdalena”. Se trata de una línea en HVDC a 600 kV, tipo VSC, bipolo con retorno metálico, interconectando la subestación Colectora 2 -500 kV- en el Departamento de La Guajira con la subestación Primavera 500 kV.

“El Caribe concentra la mayor porción de la capacidad asignada, los siete departamentos agregan 9.042 MW de FNCER (Fuentes No Convencionales de Energías Renovables) y de fuentes convencionales”, asegura la UPME.

Y advierte que “actualmente la capacidad de transporte de la red existente y de las expansiones se encuentra agotada, condicionando la conexión de nuevos proyectos de generación”.

Es por ello que se propone la construcción de esta mega obra eléctrica que permitirá la incorporación de 2.000 MW de generación en 2028 y 1.000 MW adicionales en 2032, y que para ello la línea recorrerá un trazado terrestre aproximado de 713 km.

Su fecha de puesta en operación es para diciembre del 2032.  Los costos asociados a la obra considerando posibles atrasos ascienden a USD$1.953.000.000, pero, según cálculos dados a conocer por la UPME “se proyectan beneficios por reducción del costo marginal de energía, energía firme no comprometida, y emisiones evitadas por valor de USD$2.964.300.000, con una relación beneficio costo de 1,64 veces”.

Se destacan dos proyectos dentro del Plan de Expansión de Transmisión 2022 – 2036:

a- Segundo circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV

Al realizar una simulación del impacto de un evento de desconexión en ambos circuitos asociados a la Subestación Sahagún 500 kV, se observa lo siguiente:

Por lo anterior, se propone la apertura del circuito Cerromatoso – Chinú 2 500 kV para su reconfiguración en los circuitos Cerromatoso – Sahagún 2 500 kV y Sahagún – Chinú 2 500 kV. Se trata del ingreso de un nuevo circuito entre Cerromatoso y Chinú 500 kV a la subestación Sahagún para lograr mayor confiabilidad y seguridad teniendo en cuenta las nuevas capacidades a conectarse en la referida subestación.

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2025.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$9.457.313,49.

La obra propuesta brinda un aumento de confiabilidad significativo en la subestación Sahagún 500 kV, así como a la generación con capacidad asignada en dicha subestación, y la relación beneficio costo es de 2,57 veces con una probabilidad del 78,97%.

En el escenario de alto despacho en Sahagún 500 kV, la obra propuesta puede tener una relación beneficio costo de hasta 10,2 veces.

b- Corte central en el diámetro uno de la subestación Chinú 220 kV

La subestación Chinú 220 kV ubicada en el departamento de Córdoba, fue concebida y construida para operar en interruptor y medio (IM), sin embargo, por la forma en la que se encuentran conectados el transformador Chinú 500/220 kV y la línea Chinú – Montería 220 kV se encuentra operando actualmente en anillo.

Para el año 2023 se tiene programada la conexión de un nuevo usuario, el cual se conectará en el diámetro uno, en el cual a su vez se encuentra conectado el transformador Chinú 500/220 kV, sin embargo, este diámetro no cuenta con un corte central.

Por lo anterior se propone la instalación del corte central del diámetro uno de la subestación Chinú 220 kV.

La fecha de puesta en operación del proyecto es noviembre de 2023.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$431.718,73.

La obra propuesta permite mejorar la confiabilidad de la subestación Chinú 220 kV al evitar la pérdida de generación adicional, ante la salida del transformador Chinú 500/220 kV o viceversa; adicionalmente, permite que la subestación comience a operar en la configuración para la cual fue diseñada y la correcta conexión del proyecto de generación de 99.9 MW para la fecha en la cual está previsto.

Los beneficios estimados del proyecto son de USD$30.911.568,30, por lo que su relación beneficio costo es de 71,6011 veces.

Bahía de compensación, corte central para el nuevo diámetro, bahía de transformador en el diámetro dos (2), protección diferencial para el barraje en la subestación San Marcos 500 kV.

En el área de influencia de la Subestación San Marcos 500 kV, para los años 2024 y 2029, se presentan tensiones con valores fuera de los rangos admisibles por la regulación vigente, en un escenario de demanda y generación mínimas, esto es las subestaciones Alférez, San Marcos, Virginia, Cartago y Yumbo.

Para mejorar estos perfiles de tensión es necesario el despacho de hasta 6,1 Unidades Equivalentes de generación en el área, lo cual, podría ocasionar un costo adicional al sistema y sus usuarios.  Por lo anterior se propone el siguiente proyecto:

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2024.

Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$9.456.773,20.

La obra propuesta permite completar el diámetro 2 de subestación San Marcos 500 kV para operar en su configuración diseñada (Interruptor y medio) y no en anillo, y reducir el número de Unidades Equivalentes de generación, lo que representa menores costos operativos, de tal forma que sus beneficios ascienden a USD$87.007.796, por lo que su relación beneficio costo es de 9,6 veces.

Tercer Transformador en la subestación Bolívar 500/220 kV  Ante contingencia de uno de los transformadores en la subestación Bolívar 500/220 kV, se presenta una sobrecarga en el transformador restante cercana al límite de emergencia definido para el activo.

Por lo anterior se propone la instalación de un tercer transformador en la subestación Bolívar 500/230 kV – 450 MVA.

La fecha de puesta en operación del proyecto es junio de 2026.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$11.626.420,65.

La obra propuesta permite ampliar la capacidad de nueva generación con un valor de 650 MW, de tal forma que sus beneficios ascienden a USD$183.444.000, por lo que su relación beneficio costo es de 15,77 veces.

Aun con la conexión de generación con capacidades del orden de 100 MW, el proyecto sigue siendo viable con una relación beneficio costo superior a 1.

Instalación segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 kV mediante traslado de transformador existente.

Con la salida del Circuito La Virginia – San Marco 500 kV, se genera una sobrecarga del único transformador La Virginia 500/230 kV, por el alto flujo de potencia desde el centro del país, para atender la demanda de los departamentos de Caldas, Quindío, Risaralda, Valle, Cauca, Nariño y la exportación hacia Ecuador.

Esta condición de sobrecarga permanece hasta la entrada en operación del proyecto de expansión Refuerzo Suroccidental 500 kV completo, incluido el circuito La Virginia – Alférez 500 kV a partir del año 2025.

En los años 2022, 2023 y 2024, para mitigar esta condición de sobrecarga se debe despachar generación térmica fuera de mérito al interior del área, más específicamente en el Valle del Cauca, la cual debe superar los 254 MW.  Por lo anterior se propone Traslado Transformador 500/230 kV – 450 MVA a la subestación La Virginia 500/230 kV, el cual está siendo remunerado actualmente al Grupo Energía Bogotá – GEB.

Esta propuesta se da por el atraso de la entrada en operación del Refuerzo Suroccidental completo (con el circuito La Virginia – Alférez 500 kV), por lo cual se daría el traslado de uno de sus transformadores 500/230 kV de la subestación Alférez 500 kV o la subestación Norte 500 kV, a la subestación La Virginia 500/230 kV.

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2024.

Teniendo en cuenta que el transformador ya está remunerado, no se consideran costos asociados al proyecto.  La obra propuesta permite mitigar la restricción durante los años 2023, 2024 y hasta la entrada completa en operación del Refuerzo Suroccidental en el año 2025.

La obra se podrá ejecutar dependiendo de la disponibilidad de espacio en la subestación La Virginia 500/230 kV y los acuerdos a que se llegue entre el GEB y el propietario de la subestación.

Reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia – BPT.

Dadas las condiciones de radialidad en la subárea de Arauca se identifican restricciones en el sistema que producen condiciones de demanda no atendida ante las contingencias de los siguientes elementos del sistema.

Por lo anterior se propone la reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra Sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia – BPT, esta obra se propone en consideración de la entrada en operación de la obra Alcaraván – Banadía – La Paz 230 kV adoptadas en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016 – 2030.

La fecha de puesta en operación del proyecto es noviembre de 2025.

Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$7.973.157.

La obra propuesta junto con el desarrollo del proyecto Alcaraván – Banadía – La Paz 230 kV, que se pretende ejecutar mediante el mecanismo de ampliación (Resolución CREG 193 de 2020, por medio de la cual se modifica la Resolución CREG 022 de 2001) permite la conexión de 120 MW de generación, y el ahorro de energía no suministrada, contribuyendo a la eliminación de la baja confiabilidad del sistema de la subárea Arauca.

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