Ministerio de Minas y Energía

RESOLUCIÓN 40790 DE 2018

(Julio 31)

“Por la cual se adopta el plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031”.

El Ministro de Minas y Energía,

en uso de las facultades legales y en especial la establecida en el numeral 8 del artículo 5º del Decreto 381 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 18 1313 del 2 de diciembre de 2002;

Que de acuerdo con lo establecido 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 optimizar el balance de los recursos energéticos para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad, en concordancia con el plan nacional de desarrollo y el plan energético nacional;

Que el numeral 8 contenido en el artículo 5º del Decreto 381 de 2012, señala que corresponde al despacho del Ministro de Minas y Energía “... Adoptar 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 la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), elaboró la versión preliminar del documento “Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031”, la cual fue publicada en la página web de la mencionada unidad desde el día 22 de diciembre de 2017 y hasta el día 31 de enero de 2018, a efectos de recibir comentarios;

Que el Grupo de Energía de Bogotá, Asocodis, SER, Emgesa, Enertolima, Isagen, Universidad del Cauca, Acolgen, EPM, Tebsa, Transelca, Electricaribe, Angulo Martínez & Abogados, Begonia, Eolos Energía, Vientos del Norte, XM, Consejo Nacional de Operación, Universidad de los Andes, Andesco, Usaene, ANDEG, JEMEWAAKA, Enerfin, Intercolombia, presentaron observaciones a dicho documento, algunas de las cuales fueron incluidas en lo que se consideró pertinente;

Que mediante oficios Nº 20181520012601 del 16 de marzo de 2018, radicado en el Ministerio de Minas y Energía bajo el Nº 2018028271 del 17 de abril de 2018, la UPME sometió a consideración del Ministerio de Minas y Energía el plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031, el cual contiene las recomendaciones a nivel de generación, al igual que los proyectos de transmisión requeridos en el sistema interconectado nacional (SIN);

Que adicionalmente la UPME allegó los siguientes documentos: i) Copia del acta “CAPT” Nº 162 del 24 de noviembre de 2017, en la que el Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT), emite concepto favorable al “Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031”, ii) Comunicación del Presidente del CAPT con el asunto “Concepto del Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión CAPT al plan de expansión de referencia generación transmisión 2017 - 2031” en la que el Comité formaliza su concepto favorable sobre el “Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031;

Que mediante oficio UPME Nº 20181520027871 del 11 de julio de 2018, con Radicado MME Nº 2018052714 del 12 de julio de 2018, se remite alcance al plan de expansión de referencia generación y transmisión 2017 - 2031, señalándose que a nivel de transmisión, en términos generales se mantienen las obras recomendadas en la comunicación referida y se adicionan a las obras inicialmente propuestas, las adecuaciones requeridas para ampliar la capacidad de intercambios de energía eléctrica con Ecuador;

Que de acuerdo con los resultados de la expansión de generación, se identifican requerimientos por 2.886 MW de renovables no convencionales en un escenario en el que se recupere Hidroituango o 4312 MW de renovables no convencionales en el escenario en que no se recupere. En tal sentido, el enlace en corriente directa (HVDC) para el transporte de energía desde la Alta Guajira (Fase 2B), si bien se analizó en el presente plan, su definición, fecha y características dependerán de las necesidades energéticas y los resultados de los mecanismos del cargo por confiabilidad y las eventuales subastas de contratación de largo plazo;

Que se debe resaltar que en este periodo también se analizó, conjuntamente con XM Compañía de Expertos en Mercados y el Consejo Nacional de Operación (CON), lo referente al impacto de la guía de caudal ambiental propuesta por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, cuyos resultados más relevantes se incluyen como anexo del presente Plan;

Que a través de correo del 30 de julio de 2018, la UPME allegó los parámetros para suplir la no entrada en operación del Proyecto Hidroituango, los cuales se relacionan en la parte resolutiva de la presente resolución;

Que la Resolución 18 0924 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 el artículo 6º de la Resolución CREG 011 de 2009 y el artículo 1º de la Resolución CREG 147 de 2011, esta última modificatoria del artículo 6º de la Resolución CREG 22 de 2001, establece 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 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”, la UPME publicó en su página web, la versión preliminar del plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031, el 22 de diciembre de 2017, recibiendo comentarios hasta el 31 de enero de 2018, con el objeto de recibir opiniones, sugerencias o propuestas alternativas del público en general, las cuales se incluyeron y hacen parte integral del presente documento en lo que se consideró pertinente;

Que en mérito de lo expuesto,

RESUELVE:

ART. 1º—Adoptar el “Plan de expansión de referencia generación - transmisión 2017 - 2031 “elaborado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), anexo a la presente resolución y que contiene las recomendaciones a nivel de generación, cuyas obras de transmisión requeridas, que deben ser ejecutadas a través de: (i) Convocatorias públicas del STN o del STR, o (ii) reconocimiento de activos de nivel de tensión IV a los operadores de red, o, (iii) Ampliaciones del STN, según corresponda, son las siguientes:

I. Generación

Parámetros para suplir la no entrada en operación de Hidroituango 

Ante la situación de Ituango, considerando un atraso de cinco años, el escenario de expansión más robusto desde el punto de vista de cumplimiento de criterios de confiabilidad, reducción de emisiones y costo del servicio corresponde al escenario 4A del anexo XXI, el cual presenta la siguiente distribución para la matriz recomendada:

• Hidro mayor: 54.8%

• Térmica a gas: 14.2%

• Térmica a carbón: 6.4%

• Plantas menores: 4.0%

• Cogeneración-biomasa: 1.3%

• Eólica: 12.5%

• Solar fotovoltáica: 6.4%

• Líquidos: 0.4%

La anterior distribución debe ser revisada en función de: i) El desarrollo de la subasta del cargo por confiabilidad. ii) El desarrollo del mecanismo para contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica en el mercado de energía mayorista y iii) la evolución de la situación del Proyecto Hidrotuango.

II. Obras del sistema de transmisión nacional (STN):

Ampliación capacidad importación / exportación con Ecuador:  

Los intercambios (importaciones y exportaciones) pueden incrementarse en el mediano plazo con refuerzos en el sistema de transmisión regional (STR) de Cauca y Nariño, por lo que se recomienda reforzar el STR con la adición del segundo circuito Pasto-Catambuco 115 kV y Catambuco-Jamondino 115 kV y la instalación del tercer transformador 230/115 kV de 150 MVA en Jamondino. Se estima una fecha de entrada en operación del proyecto en noviembre de 2022.

Adicionalmente, para el corto plazo, es necesario implementar esquemas complementarios al esquema actual de separación de áreas (ESA) en Jamondino 230 kV e implementar una nueva lógica de separación de áreas.

Las obras a nivel del sistema de transmisión nacional (STN), que se presentaron en comunicación con Radicado UPME 20181520012601 y que se ratifican en el presente corresponden a:

Obras Antioquia  

• Nueva Subestación Hispania 230 kV, interconectada mediante el seccionamiento de los circuitos Ancón Sur-El Siete 230 kV y el Siete-Esmeralda 230 kV, con dos líneas doble circuito de aproximadamente 14 km desde el punto de seccionamiento a la subestación Hispania 230 kV.

• Nueva Subestación Salamina 230 kV, alimentada mediante el seccionamiento de los circuitos San Carlos-Esmeralda 230 kV_2 y San Carlos-Esmeralda 230 kV_1 (San Lorenzo-Esmeralda 230 kV_1), realizado aproximadamente a 48.93 km de Esmeralda 230 kV, con dos líneas doble circuito de 16.2 km.

Fecha de puesta en operación: noviembre de 2023.

Obras Valle  

• Subestación Pacífico 230 kV.

• Dos circuitos de 74 km Pacífico-San Marcos 230 kV.

Fecha de puesta en operación: noviembre de 2023.

Conexiones renovables  

Fase 2.A

• Segundo Circuito Cuestecitas-La Loma 500 kV.

• Nuevo Circuito La Loma-Sogamoso 500 kV.

Fecha de puesta en operación: diciembre de 2023.

Fase 2.B

• Colectora 3 en 500 kV en AC.

• Colectora 2 en 500 kV en AC.

• Interconexión en 500 kV en AC entre colectora 2 y 3 mediante dos circuitos en 500 kV.

• Red HVDC VSC colectora 2 - Cerromatoso 550 kV.

Subestación Mocoa  

• Cambio de configuración de la subestación Mocoa de barra principal más transferencia a doble barra.

Fecha de puesta en operación: marzo de 2020.

ART. 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.

ART. 3º—La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 31 de julio de 2018.

NOTA: El anexo a la presente resolución puede ser consultado en el Diario Oficial 50675 de agosto 4 de 2018.