REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y · PDF fileLínea Gratuita Nacional 01800 911 729 En noviembre de 2011 se enuncia que el proyecto en estudio permitirá inyectar a la red

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REPÚBLICA DE COLOMBIA MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME

DOCUMENTO UPME

ANÁLISIS PARA LA DEFINICIÓN DEL LÍMITE MÁXIMO DE POTENCIA DE LA AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

(SIN)

DIRECCIÓN GENERAL

JUNIO, 2015

http://www.upme.gov.co/


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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………………..3 2. REFERENCIAMIENTO INTERNACIONAL………………………………………………………………………..4 3. AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN EN COLOMBIA…………………………………………………..20 4. ANÁLISIS DE IMPACTO DE LA AUTOGENERACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO: Caso de estudio generación solar fotovoltaica……………………………………………………………………………………….24 5. PROPUESTAS DE CRITERIOS Y ALTERNATIVAS PARA EL LÍMITE MÁXIMO DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA ………………………………………………………………………………………………..34



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1. INTRODUCCIÓN El presente documento presenta una serie de análisis y revisión de literatura desarrollados con la intención de soportar la definición, por parte de la UPME, del límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, según lo que define la Ley 1715 de 2014 “Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional”, en sus artículos 5° y 6°, así como el artículo 3° del Decreto 2469 de 2014 “Por el cual se establecen los lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración”, expedido por el Ministerio de Minas y Energía. El documento presenta una revisión de literatura y reglamentación a nivel internacional relativa a los límites que se definen en diferentes países para conceptos relativos o similares a la autogeneración a pequeña escala, entre los que se encuentran: generación distribuida, micro y mini generación, pequeños medios de generación, e incluso algunas clasificaciones por tecnologías como las pequeñas centrales hidroeléctricas. Posteriormente, se resumen los inventarios de autogeneración y cogeneración para los sectores de industria, petróleo, comercial y público del país, tomados de los resultados del estudio realizado por la UPME a finales del año 2014. Estos valores dan una referencia acerca de las tecnologías que se han instalado para estas dos actividades, y sus capacidades, así como los recursos energéticos primarios para la generación. Además, se presentan los potenciales de crecimiento de estas capacidades, calculados para los próximos 5 años, con base en las expectativas de los propios agentes, en algunos casos, o basados en la aplicación de modelos econométricos en otros. Con el fin de cuantificar los posibles impactos de una significativa penetración de autogeneración a pequeña escala, se incluye el análisis de un caso de estudio de generación fotovoltaica conectada a nivel residencial (estratos 5 y 6), en 5 diferentes ciudades del país (Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla y Riohacha), teniendo en cuenta las características propias de cada una de ellas a nivel de radiación solar, estimación del área disponible para instalación de paneles, potenciales de generación teóricos, técnicos y económicos, cargos de distribución y transmisión, entre otros factores. En el análisis se cuantifican impactos relacionados con:

Pérdidas en transmisión y distribución

Costos marginales de generación del sistema

Tarifas de transmisión y distribución

Contribuciones que deben hacer los usuarios de estratos 5 y 6 por el servicio de energía. Finalmente, el documento propone una serie de criterios que se pueden tener en cuenta al momento de definir el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, y plantea algunas posibles alternativas para dicho límite. Es importante aclarar que este documento no está pensado como una evaluación exhaustiva de los impactos que puede tener la implementación de autogeneración a pequeña escala, sino como una base para identificar aspectos relevantes que la UPME debe tener en cuenta en el proceso de definición y actualización del límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala.



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2. REFERENCIAMIENTO INTERNACIONAL En esta sección se presenta una revisión de literatura y reglamentación a nivel internacional relativa a los límites que se definen en diferentes países para conceptos relativos o similares a la autogeneración a pequeña escala, entre los que se encuentran: generación distribuida, micro y mini generación, pequeños medios de generación, e incluso algunas clasificaciones por tecnologías como las pequeñas centrales hidroeléctricas. Se realizó una revisión detallada en algunos países de América Latina, Estados Unidos (estudiando particularmente algunos estados de la Unión), Europa y Asia, principalmente, en donde se revisaron tanto los límites establecidos para dicho tipo de generación como las tarifas aplicables (en los casos donde la información estaba disponible). Con esta información se realizó un análisis estadístico básico, que permitió sacar algunas conclusiones. Finalmente, se revisaron los valores de potencia comercial para las tecnologías solar y eólica, con el fin de evidenciar su modularidad y conocer de primera mano las capacidades normalizadas disponibles en el mercado. 2.1 Generación distribuida (GD) Los límites de potencia para la generación distribuida varían en cada país. En Estados Unidos se establecen límites que van desde 1 kW hasta varias decenas de MW. En España se consideran GD capacidades hasta de 50 MW. En Chile el límite de la GD (llamada “pequeños medios de generación distribuida”) llega hasta 9 MW.1 En la Tabla 1 se presentan los límites típicos de la literatura para la generación distribuida de las diferentes tecnologías de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) para GD.

Tabla 1. Límites típicos de potencia de FNCER para GD

Tecnología Valores típicos Celdas Fotovoltaicas 1 kW a 100 kW

Turbinas Eólicas Hasta 5 MW Minicentrales Hidráulicas Hasta 20 MW

La GD a pequeña escala suele estar conectada a la carga del usuario y únicamente vende el excedente de generación después del consumo propio. Algunas veces (por ejemplo, en Barbados) una empresa de servicios públicos compra la totalidad de la electricidad generada por la GD a pequeña escala y la descuenta de las facturas de los clientes (utilizando la misma tarifa minorista o bien otra tarifa; Barbados utiliza una tarifa diferente sobre la base del costo evitado). La GD a escala comercial suele estar conectada a la red de distribución y vende toda la electricidad de manera continua, sea como subproducto de procesos industriales (cogeneración industrial/ CHP, donde se captura el calor y se utiliza para generar electricidad que se vuelve a vender a la red a través de la conexión a la carga de los usuarios) o desde las centrales construidas específicamente para el suministro comercial de electricidad a la red eléctrica.

1 http://web.ing.puc.cl/~power/alumno10/impact/Impacto_de_PMGD/Generacion_Distribuida.html


http://web.ing.puc.cl/~power/alumno10/impact/Impacto_de_PMGD/Generacion_Distribuida.html


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En la Tabla 2 se muestran los principales tipos de generación distribuida y el tamaño aproximado de las centrales2.

Tabla 2. Principales tipos de generación distribuida

Característica Pequeña escala Escala comercial

Conexión Carga del usuario Carga del usuario Red de distribución

Venta de electricidad Generación excedente Toda la generación Toda la generación

Sectores Residencia, no residencial No residencial No residencial

Principales tecnologías Solar fotovoltaica, eólica, hidráulica

Cogeneración Industrial (CHP)

Solar, eólica, hidroeléctrica, cogeneración con biomasa

Tamaño aproximado Hasta 100 kW Hasta 1 MW Más de 1 MW

2.2 Pequeñas centrales hidroeléctricas De acuerdo con el documento elaborado por la ONUDI (Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial), las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) pueden ser clasificadas por distintos parámetros tales como, potencia, altura de carga, régimen de trabajo y otros. En la gran mayoría de países se toma como base para la clasificación la potencia instalada en kW o MW, en la Tabla 3 se presenta una clasificación de las PCH a nivel mundial de acuerdo con su capacidad de generación.

Tabla 3. Clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas (kW)

Pequeña central País, organización internacional

Pins ≤ 30.000 CEI ( antigua URSS)

Pins ≤ 30.000 Estados Unidos

Pins ≤ 12.000 China y países del sudeste de Asia

Pins ≤ 10.000 España

Pins ≤ 5.000 ONUDI, Austria, India, Canadá, Francia, Alemania y otros

Pins ≤ 2.000 Italia, Noruega, Suecia, Suiza

1.000 ≤ Pins ≤ 10.000 Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)

Minicentral País, organización internacional

Pins = 100 - 1000

CEI ( antigua URSS)

Estados Unidos

China y países del sudeste de Asia

América Latina (OLADE)

España

ONUDI, Austria, India, Canadá, Francia, Alemania y otros

2 Christiaan Gischler y Nils Janson. Generación distribuida con energías renovables. Banco Interamericano de Desarrollo, noviembre

de 2011.



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Microcentral País, organización internacional

Pins ≤ 100

CEI ( antigua URSS)

Estados Unidos

China y países del sudeste de Asia

América Latina (OLADE)

España

ONUDI, Austria, India, Canadá, Francia, Alemania y otros

Esta diversidad en la clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas ha sido el resultado de los diferentes niveles de desarrollo alcanzados en los distintos países, de las particularidades de las condiciones naturales, de los diferentes procedimientos de reconocimiento de los proyectos de aprovechamientos hidroeléctricos así como de otros factores3. 2.3 Revisión de países 2.3.1 Brasil La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil publicó el día 17 de abril de 2012 una nueva resolución normativa (482/2012) para facilitar la conexión a la red de distribución de mini y micro plantas de generación eléctrica, a partir de fuentes renovables. Además de establecer los procedimientos generales para la conexión a la red, la resolución propone la creación de un sistema de compensación de energía (net metering). Con él, el propietario de una pequeña planta no necesita consumir toda la energía producida en el momento de la generación, una vez que la misma se podrá inyectar en la red y, durante los meses siguientes, el consumidor recibirá créditos en kWh en la cuenta de energía referentes a esta electricidad generada pero no consumida4. En el artículo 2 de la mencionada resolución se presentan las siguientes definiciones5:

Microgeneración distribuida: Central generadora de energía eléctrica, con potencia instalada menor o igual a 100 kW y que utilice fuentes con base en energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o cogeneración cualificada, conforme a la reglamentación de ANEEL, conectada a la red de distribución por medio de instalaciones de unidades de consumo.

Minigeneración distribuida: Central generadora de energía eléctrica, con potencia instalada superior a 100 kW y menor o igual a 1 MW para fuentes con base en energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o cogeneración cualificada, conforme a la reglamentación de ANEEL, conectada a la red de distribución por medio de instalaciones de unidades de consumo.

2.3.2 Chile En el 2012 en Chile fue aprobada la Ley Nº 20.571, la cual regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales, a continuación se presenta parte del histórico antes de su aprobación:

3 Adrada, T., Mancebo, J.A. y Martínez, C. (2013). Energía Minihidráulica 4 Recuperado el 18 de 02 de 2015, de http://www.americadosol.org/es/microgeradores/ 5 Resolución Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012. Agencia Nacional de Energía Eléctrica – ANEEL



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En noviembre de 2011 se enuncia que el proyecto en estudio permitirá inyectar a la red toda la electricidad generada en forma residencial (no sólo el remanente), y acceder a los beneficios tributarios que en él se establecen, siempre que no se exceda el límite de 100 kilowatts de capacidad instalada o el que se establezca en definitiva6. En enero de 2012 se informa que en un hogar en Chile se consumen aproximadamente entre dos a cuatro kilowatts mensuales. El proyecto considera 100 kilowatts, más o menos a 18 hogares (un pequeño condominio que perfectamente puede ser parte de este sistema), o también una pequeña empresa, que se podría incorporar a la venta de energía al sistema, que es algo realmente positivo.7 En la regulación en enero de 2012 se fija un límite para la capacidad instalada, que inicialmente pretendían llegara a los 300 kilowatts. Con el Ministerio de Energía se estableció en 100 kilowatts, señalan que si bien la cifra pudo ser mayor, el Ministerio se encuentra trabajando en un conjunto de regulaciones complementarias que considerarán rangos diferenciados con el objeto de favorecer a los micros y pequeños generadores, para quienes se contemplarían exigencias más flexibles. 8

2.3.3 México En México se clasifica la generación a partir de fuentes no convencionales de energía renovable de acuerdo a como se muestra en la Tabla 49:

Tabla 4. Límites de FNCER en México Nivel de tensión Capacidad Escala

Menor o igual a 1 kV Servicio de uso residencial hasta 10 kW Servicio de uso general en baja tensión hasta 30 kW.

Pequeña escala

Igual o mayor a 1 kV y menor a 69 kV

Potencia máxima a instalar de hasta 500 kW y que no requieren hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas

Mediana escala

Mayor a 1 kV hasta 13.8 kV Hasta 8 MW10

Gran Escala Hasta 23 kV Hasta 16 MW11

Hasta 34.5 kV Hasta 20 MW12

Los estudios solicitados en este país para evaluar el impacto que tendrá la conexión de una nueva fuente de energía se muestran en la Tabla 5, estos estudios no aplican para proyectos en baja tensión.

6 Formula indicaciones al proyecto de ley, desde 2012 Ley Nº 20.571. Nov 2011. Documento “Historia de la Ley Nº 20.571”. Biblioteca del congreso Nacional de Chile 7 Regulación de Tarifas Eléctricas de generadoras residenciales. Enero 2012. Documento “Historia de la Ley Nº 20.571”. Biblioteca

del congreso Nacional de Chile 8 Regulación de pago de tarifas eléctricas en generación residencial. Enero 2012. Documento “Historia de la Ley Nº 20.571: Regula el pago de las tarifas eléctricas de las generadoras residenciales”. Biblioteca del congreso Nacional de Chile 9 Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional 10 En buses de la subestación del suministrador 11 En buses de la subestación del suministrador 12 En buses de la subestación del suministrador



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Tabla 5. Estudios para la interconexión en México

Estudio Responsable

Flujos de potencia Suministrador (CFE)

Análisis de fallas o cortocircuito Solicitante y Suministrador

Coordinación de protecciones Solicitante y Suministrador

Estabilidad transitoria y dinámica Suministrador

Estabilidad de tensión Suministrador

Análisis de contingencias Suministrador

Calidad de la energía para el Análisis de Armónicos de las corrientes y tensiones

Solicitante (a la entrada en operación)

En la Tabla 6 se presenta un resumen de los límites de escala para la generación con FNCER en los tres países mencionados.



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Tabla 6. Resumen Límites de escala de generación en diferentes países

País Clasificación Límite Norma

Chile

Clientes residenciales y los comerciales o industriales pequeños, que el sistema de generación eléctrica funcione a partir de fuentes de energía renovable o que corresponda a una instalación de cogeneración eficiente

Pins ≤ 100 kW

Ley 20571 de 2012. Aspectos legales aplicables a la Ley 20571 de 2012. Ministerio de Energía de Chile. Recuperado el 16 de 02 de 2015, de http://www.minenergia.cl/ley20571/aspectos_legales.html

Brasil

Microgeneración distribuida: Central generadora de energía eléctrica, que utilice fuentes con base en energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o cogeneración cualificada.

Pins ≤ 100 kW Resolución Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012

Minigeneración distribuida: Central generadora de energía eléctrica, para fuentes con base en energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o cogeneración cualificada.

100 kW < Pins ≤ 1000 kW

Resolución Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012

México

Pequeña escala: Conectadas a ≤ 1 kV y Servicio de uso general en baja tensión

Pins ≤ 10 kW Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional

Pequeña escala: Conectadas a ≤ 1 kV y Servicio de uso residencial


Medina escala: Conectadas entre 1 kV y 69 kV y que no requieren hacer uso del Sistema del Suministrador para portear energía a sus cargas


Gran escala: Conectadas Mayor a 1 kV hasta 13.8 kV, En buses de la subestación del Suministrador

Pins ≤ 8 MW Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional

Gran escala: Hasta 23 kV, En buses de la subestación del Suministrador


Gran escala: Hasta 34,5 kV, En buses de la subestación del Suministrador




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2.3.4 Estados Unidos En el Estado de California se permite hasta 1 MW de capacidad para aplicaciones residenciales y a grandes clientes comerciales e industriales. En otros estados, por ejemplo en la zona conocida como “PJM” (Pensilvania, New Jersey y Maryland), se permite hasta 50 kilowatts. En la Tabla 7 se muestran los límites para la autogeneración de uso residencial o comercial en diferentes Estados de la Unión.

Tabla 7. Límites de pequeña escala en Estados Unidos País Clasificación Límite Norma

California Para aplicaciones residenciales y a grandes clientes comerciales e industriales

Pins ≤ 1000 kW AB 58 Assembly Bill - Bill Analysis.13

Delaware Residencial Pins ≤ 25 kW PSCOrder No. 7984

No Residencial Pins ≤ 2000 kW PSCOrder No. 7984

Distrito de Columbia

Pins ≤ 1000 kW PSCOrder No. 15837

Illinois

Pins ≤ 2000 kW S.B. 1652

Indiana

Pins ≤ 1000 kW RM#09-10

Kentucky

Pins ≤ 30 kW PSCOrder No. 00169

Maryland

Pins ≤ 2000 kW H.B. 860

Michigan

Pins ≤ 2000 kW PSCOrder 15787

Carolina del Norte

Pins ≤ 1000 kW NCUCOrder

Pensilvania

Residencial Pins ≤ 50 kW PA PUC

No Residencial Pins ≤ 3000 kW PA PUC

Microred Pins ≤ 5000 kW PA PUC

Virginia Residencial Pins ≤ 20 kW H.B.1983

No Residencial Pins ≤ 500 kW H.B.1983

Virginia Occidental

Residencial Pins ≤ 25 kW PSCOrder No. 258.1

Comercial Pins ≤ 500 kW PSCOrder No. 258.1

Industrial Pins ≤ 2000 kW PSCOrder No. 258.1

2.3.5 España Según el RD 616/2007 sobre Fomento de la Cogeneración en España, se presenta la siguiente clasificación para la cogeneración de pequeña escala:

Unidad de microcogeneración: unidad de cogeneración con una potencia máxima inferior a los 50 kW

Cogeneración de pequeña escala: unidades de cogeneración con una potencia instalada inferior a 1 MW

13 AB 58 Assembly Bill - Bill Analysis. Recuperado el 20 de 02 de 2015 de http://www.leginfo.ca.gov/pub/01-02/bill/asm/ab_0051-

0100/ab_58_cfa_20020625_115237_sen_comm.html


http://www.leginfo.ca.gov/pub/01-02/bill/asm/ab_0051-0100/ab_58_cfa_20020625_115237_sen_comm.html

http://www.leginfo.ca.gov/pub/01-02/bill/asm/ab_0051-0100/ab_58_cfa_20020625_115237_sen_comm.html


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Adicionalmente, España cuenta con el Real Decreto 1699/2011 por el que se regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de pequeña potencia. La pequeña potencia se define para las instalaciones de régimen ordinario y régimen especial de potencia no superior a 100 kW de las tecnologías contempladas en las categorías b y c (se describen abajo) en cualquiera de los dos casos siguientes:

a) Cuando se conecten a las líneas de tensión no superior a 1 kV de la empresa distribuidora, bien directamente o a través de una red interior de un consumidor.

b) Cuando se conecten al lado de baja de un transformador de una red interior, a una tensión inferior a 1 KV, de un consumidor conectado a la red de distribución y siempre que la potencia instalada de generación conectada a la red interior no supere los 100 kW.

También aplica para las instalaciones de régimen ordinario y régimen especial de potencia no superior a 1000 kW de las tecnologías contempladas en la categoría a) y de los subgrupos b.6, b.7 y b.8, que se conecten a las líneas de tensión no superior a 36 kV de la empresa distribuidora, bien directamente o a través de una red interior de un consumidor. La clasificación de las plantas de generación de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos es en los siguientes grupos (REAL DECRETO 661/2007 y Real Decreto 413/2014):

Categoría a): Productores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad a partir de energías residuales. Categoría b): Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no fósiles.

Grupo b.1 Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.

Grupo b.2 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica

Grupo b.3 Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, hidrotérmica, aerotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.

Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW.

Grupo b.5 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW.

Grupo b.6 Centrales de generación eléctrica o de cogeneración que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos, de actividades agrícolas, ganaderas o de jardinerías, de aprovechamientos forestales y otras operaciones silvícolas en las masas forestales y espacios verdes.

Grupo b.7 Centrales de generación eléctrica o de cogeneración que utilicen como combustible principal biolíquido producido a partir de la biomasa.

Grupo b.8 Centrales de generación eléctrica o de cogeneración que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola o forestal.

Categoría c): Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en la categoría b), instalaciones que utilicen combustibles de los grupos b.6, b.7 y b.8



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cuando no cumplan con los límites de consumo establecidos para los citados subgrupos e instalaciones que utilicen licores negros.

Según el Real Decreto 413/2014, en el ANEXO XV: Acceso y conexión a la red, se indica:

Deberán observarse los criterios siguientes en relación con la potencia máxima admisible en la interconexión de una instalación de producción o conjunto de instalaciones que compartan punto de conexión a la red, según se realice la conexión con la distribuidora a una línea o directamente a una subestación: 1.º Líneas: la potencia total de la instalación, o conjunto de instalaciones, conectadas a la línea no superará el 50 por ciento de la capacidad de la línea en el punto de conexión, definida como la capacidad térmica de diseño de la línea en dicho punto. 2.º Subestaciones y centros de transformación (AT/BT): la potencia total de la instalación, o conjunto de instalaciones, conectadas a una subestación o centro de transformación no superará el 50 por ciento de la capacidad de transformación instalada para ese nivel de tensión.

2.3.6 Otros países de Europa y Asia En la Tabla 8 se muestra la clasificación de la generación a pequeña escala realizada por diferentes países de Europa y Asia.

Tabla 8. Límites de escala de FNCER en Europa y Asia

País Clasificación Límite

Alemania14

Escala Fotovoltaica Techo: Escala 1 Pins < 10 kW

Escala Fotovoltaica Techo: Escala 2 Pins > 10 kW < 40 kW

Escala Fotovoltaica Techo: Escala 3 Pins > 40 kW < 1000 kW

Fotovoltaica Techo y Montaje en Suelo Pins < 10 MW

Austria15

Pequeña Escala Fotovoltaica Pins < 5 kW

Mediana Escala Fotovoltaica Pins >5 kW < 20 kW

Grande Escala Fotovoltaica Pins > 20 kW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 1 Pins < 500 kW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 2 Pins >500 kW < 1.000 kW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 3 Pins >1 MW < 1.5 MW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 4 Pins >1.5 MW < 2 MW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 5 Pins >2 MW < 5 MW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 6 Pins >5 MW < 10 MW

Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 7 Pins > 10 MW

14 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Germany 2013 PV 15 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; http://www.e-

control.at/portal/page/portal/medienbibliothek/oeko-energie/dokumente/pdfs/einspeisetarife-2012.pdf


http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92


http://www.e-control.at/portal/page/portal/medienbibliothek/oeko-energie/dokumente/pdfs/einspeisetarife-2012.pdf

http://www.e-control.at/portal/page/portal/medienbibliothek/oeko-energie/dokumente/pdfs/einspeisetarife-2012.pdf


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Bélgica16

Pequeña Escala Fotovoltaica Pins > 1 MW

Mediana Escala Fotovoltaica Pins >1 MW > 50% de Auto Consumo

Grande Escala Fotovoltaica Pins >1 MW < 50% de Auto Consumo

Bulgaria17

Pequeña Escala Eólicas Pins < 800 kW

Grande Escala Eólicas Pins > 800 kW

Escala Fotovoltaica Techo: Escala 1 Pins < 5 kW

Escala Fotovoltaica Techo: Escala 2 Pins >5 kW < 30 kW



Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 1 Pins < 30 kW

Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 2 Pins > 30 kW < 200 kW

Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 3 Pins >200 kW < 10.000 kW

Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 4 Pins >10.000 kW

Pequeña Escala Biogas Pins < 150 kW

Mediana Escala Biogas Pins >150 kW < 1.000 kW

Grande Escala Biogas Pins >1 MW < 5 MW

Pequeña Escala Hidro Pins < 200 kW

Hidro: Run of the river - Baja Presión Pins < 10 MW

Hidro: Con Tubería de Carga - Alta Presión Pins < 10 MW

Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Pequeña Escala

Pins < 5 MW

Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Mediana Escala

Pins < 5 MW Ciclo Combinado

Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Grande Escala

Pins > 5 MW

Residuos Agricolas Pins < 5 MW

Cultivos Energéticos Pins < 5 MW

Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 1 Pins < 500 kW

Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 2 Pins < 1.5 MW

Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 3 Pins < 5 MW

Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 4 Pins < 5 MW Ciclo Combinado

Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 1 Pins < 5 MW

Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 2 Pins < 5 MW Ciclo Combinado

Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 3 Pins > 5 MW

Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 4 Pins > 5 MW Ciclo Combinado

Gran Eólica: Escala 1 Pins < 1.5 kW

16 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; http://www.cwape.be/?IDR=9271 17 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Bulgaria 2013



http://www.cwape.be/?IDR=9271



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Bretaña18 Eólica: Escala 2 Pins > 1.5 kW < 15 kW

Eólica: Escala 3 Pins > 15 kW < 100 kW

Eólica: Escala 4 Pins > 100 kW < 500 kW

Eólica: Escala 5 Pins > 500 kW < 1.5 MW

Eólica: Escala 6 Pins > 1.5 MW < 5 MW

Hidro: Escala 1 Pins < 15 kW

Hidro: Escala 2 Pins > 15 kW < 100 kW



Hidro: Escala 5 Pins > 2 MW < 5 MW

Fotovoltaica: Escala 1 Pins < 4 kW

Fotovoltaica: Escala 2 Pins > 4 kW < 10 kW





Fotovoltaica: Escala 7 Pins > 250 kW < 5 MW

Japón19

Pequeña Escala Eólicas Pins < 20 kW

Grande Escala Eólicas Pins > 20 kW

Pequeña Escala Geotérmicas Pins < 15 MW

Grande Escala Geotérmicas Pins > 15 MW

Pequeña Escala Hidro Pins < 200 kW

Mediana Escala Hidro Pins >200 kW<1 MW

Grande Escala Hidro Pins >1 MW<30 MW

Pequeña Escala Fotovoltaica Pins < 10 kW de excedentes de energía

Grande Escala Fotovoltaica Pins > 10 kW

Suiza20

Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo : Escala 1

Pins < 10 kW


Pins < 30 kW


Pins < 100 kW


Pins < 1000 kW


Pins > 1000 kW

18 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Great Britain Non PV 2013, Great Britain 2013 PV 19 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Agency for Natural Resources and Energy:

"Concerning the Results of the Hearings" and dated April 24, 2012. 20 Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Switzerland 2013






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2.3.7 Revisión de tarifas aplicables para generación solar fotovoltaica en diferentes países En varios de los países revisados se reconoce una tarifa por la entrega de energía en pequeña escala; en las Tablas 9, 10, 11 y 12 se muestran tarifas para energía solar fotovoltaica en países como Alemania, Bélgica, Bulgaria y Ecuador, que generalmente responden a los esquemas de medición neta (net metering) o facturación neta (net billing).

Tabla 9. Tarifas para generación solar en Alemania

Alemania - Fotovoltaica - Septiembre de 2013

Años del contrato

Tarifa (€/kWh)

Tarifa (USD/kWh)

Portion of Generation that

Qualifies for Tariffs (%)

<10 kW en techo 20 0,15 0,18 1,00

>10 kW<40 kW en techo 20 0,14 0,17 0,90

>40 kW<1000 kW en techo 20 0,12 0,15 0,90

En suelo y en techo <10 MW 20 0,10 0,13 1,00

Tabla 10. Tarifas para generación solar en Bélgica

Bélgica - Fotovoltaica - 2013 Años del contrato

Tarifa (€/kWh) Tarifa

(USD/kWh)

<1 MW 15 0,19 0,24

>1 MW >50% autoconsumo 15 0,09 0,11

>1 MW <50% autoconsumo 15 0,09 0,11

Tabla 11. Tarifas para generación solar en Bulgaria

Bulgaria - 2013 Tarifa (€/kWh) Tarifa (USD/kWh)

Fotovoltaicas en techo

<5 kW 0,19 0,24

>5 kW<30 kW 0,15 0,19

>30 kW<200 kW 0,12 0,15

>200 kW<1,000 kW 0,11 0,13

Fotovoltaicas en suelo

<30 kW 0,10 0,12

>30 kW<200 kW 0,10 0,12

>200 kW<10,000 kW 0,09 0,11

>10,000 kW 0,09 0,11

Tabla 12. Tarifas para generación solar en Ecuador

Ecuador, enero de 2013 Años del contrato

Tarifa (€/kWh) Tarifa (€/kWh)

Continental

Eólica 15 0,07 0,09

Solar fotovoltaica 15 0,32 0,40

Biomasa-Biogas <5 MW 15 0,09 0,11

Biomasa-Biogas >5 MW 15 0,08 0,10



16

Ecuador, enero de 2013 Años del contrato

Tarifa (€/kWh) Tarifa (€/kWh)

Geotérmica 15 0,11 0,13

Hidro <10 MW 15 0,06 0,07

Hidro >10 MW<30 MW 15 0,05 0,07

Hidro >30 MW<50 MW 15 0,05 0,06

Galápagos

Eólica 15 0,08 0,10

Solar fotovoltaica 15 0,35 0,44

Biomasa-Biogas <5 MW 15 0,10 0,12

Biomasa-Biogas >5 MW 15 0,08 0,11

Geotérmica 15 0,12 0,15

2.4 Resumen estadístico de límites potencia a pequeña escala A partir de los datos expuestos en el referenciamiento, se realizó la Tabla 13 en la cual se muestra de forma simplificada los límites de potencia para pequeña escala por país, y se obtuvieron algunos estadísticos básicos que dan una indicación de los valores de capacidad más utilizados para clasificar a la autogeneración, cogeneración y generación distribuida como pequeña escala.

Tabla 13. Límites de potencia instalada para pequeña escala

País o Ciudad Potencia (kW) País o Ciudad Potencia (kW)

Alemania 1.000 Gran Bretaña 5.000

Australia 30 Grecia 100

Austria 2.000 Hawái 500

Bélgica 1.000 Illinois 2.000

Brasil 1.000 Indiana 1.000

Bulgaria 1.500 Islas Caimán 1.000

California 1.000 Italia 3.750

Carolina del Norte 1.000 Japón 20

Chile 100 Kentucky 30

Chipre 150 Maryland 2.000

Croacia 1.000 México 500

Delaware 2.000 Michigan 2.000

Distrito de Columbia 1.000 Pensilvania 3.000

Egipto 500 Portugal 3.000

España 1.000 República Checa 100

Fort Collins Colorado 1.000 Suiza 1.000

Francia 100 Virginia 500

Gainesville Florida 1.000 Virginia Occidental 2.000



17

Tabla 14. Estadísticas límites de potencia instalada para pequeña escala (kW) Estadísticas límites de potencia Pequeña Escala

(kW)

Mediana 1000

Promedio 1219

Moda 1000

Percentil 5 30

Percentil 95 3188

Desviación Estándar 1120

2.5 Potencias comerciales de paneles solares y turbinas eólicas de pequeña escala Se realizó un referenciamiento en el tema de las capacidades comerciales para paneles solares y turbinas eólicas, enmarcados en los límites de potencia a pequeña escala estudiados, con el fin de identificar la disponibilidad en el mercado de equipos para generar en estas potencias. Los resultados se presentan en la Tabla 15.



18

Tabla 15. Potencias comerciales de paneles solares y turbinas eólicas

Empresa Potencia Paneles Solares (W) Potencia

Generadores Eólicos (W)

Fuente Página Web

Bronco Solar Led

Q-PEAK (195, 200, 205, 230, 235, 240, 245, 250, 255, 260, 265) YingliSolar (60, 65, 70, 100, 105, 110, 120, 125, 130, 135, 140, 145, 175, 180, 185, 190, 195, 230, 235, 240, 245, 250, 280, 285, 290, 295, 300, 305, 310)

No Aplica Fichas Técnicas Página Web

www.broncosolarled.com

Alta Ingeniería XXI

CANADIAN SOLAR (245) SUNTECH (30, 75, 90, 150, 190) Kyocera (140, 215)

AIR (400, 1.000, 2.000, 5.000, 10.000, 20.000, 50.000)

Información enviada por la empresa vía e-mail

www.altaingenieriaxxi.com

Bornay

Atersa (150, 305, 310, 315) Asiáticos (150, 170, 190, 240) Victron Energy (30, 50, 80, 100, 130, 140, 190, 280, 300)

BEE (800) Bornay (600, 1.500, 3.000, 6.000)

Catálogo empresa

www.bornay.com

Energías Renovables en Colombia - energreencol

SUNTECH (190) SWIFT (1500) Windon (10.000, 20.000, 30.000)

Catálogo empresa

www.energreencol.com

ReneSola ReneSola (250, 255, 260, 265, 270, 275, 300, 305, 310, 315)

No Aplica Página WEB www.renesola.com.pa

SunPower 320, 327, 335, 345 No Aplica Catálogo empresa

www.sunpowercorp.es


http://www.broncosolarled.com/

http://www.altaingenieriaxxi.com/

http://www.bornay.com/

http://www.energreencol.com/

http://www.renesola.com.pa/

http://www.sunpowercorp.es/


19

Empresa Potencia Paneles Solares (W) Potencia

Generadores Eólicos (W)

Fuente Página Web

Renovables del Sur

15, 80 Kyocera (140) EP (150) MunchenSolar (230, 235, 240, 245, 250)

Marlec (90) Air Breeze (160) Air Boliy (400) Eolos (450, 750) RS (450, 750, 1.000, 2.000) Enair (1.500, 3.500)

Fichas Técnicas Página Web

www.renovablesdelsur.es

Hybrytec YingliSolar (65. 100, 145, 195) No Aplica Página WEB www.hybrytec.com

Ambiente Soluciones

3, 10, 15, 60, 65, 95, 100, 135, 145, 180, 185, 195, 235, 250, 285, 300

No Aplica Página WEB www.ambientesoluciones.com

Vestas No Aplica

1.800.000, 2.000.000, 2.600.000, 3.000.000, 3.300.000


www.vestas.com

Gamesa No Aplica

2.000.000, 2.500.000, 4.500.000, 5.000.000


www.gamesacorp.com

ABB 100 kW a 7 MW Página WEB www.abb.com/product/es/9AAC100348.aspx


http://www.renovablesdelsur.es/

http://www.hybrytec.com/

http://www.ambientesoluciones.com/

http://www.vestas.com/

http://www.gamesacorp.com/

http://www.abb.com/product/es/9AAC100348.aspx


20

3. AUTOGENERACIÓN Y COGENERACIÓN EN COLOMBIA En esta sección se presentan de manera resumida los inventarios de autogeneración y cogeneración para los sectores de industria, petróleo, comercial y público del país, con base en los resultados del estudio realizado por la UPME a finales del año 2014. Estos valores dan una referencia acerca de las tecnologías que se han instalado para estas dos actividades, y sus capacidades, así como los recursos energéticos primarios para la generación. Además, se presentan los potenciales de crecimiento de estas capacidades, calculados para los próximos 5 años, con base en las expectativas de los propios agentes, en algunos casos, o basados en la aplicación de modelos econométricos en otros. Se esperaría que los sectores analizados sean los que primero respondan al incentivo de entrega de excedentes de autogeneración, ya que han sido los que históricamente han desarrollado dicha capacidad, y además, que desarrollen proyectos con tecnologías y capacidades similares a las encontradas en el inventario. 3.1 Capacidad instalada de autogeneración y cogeneración en Colombia En el país actualmente, se estima que existe un total de 1193 MW de autogeneración y 692 MW de cogeneración, de los cuales el mayor porcentaje de autogeneración se presenta en el sector petróleo, con el 80%; y en la cogeneración la mayor participación la tiene el sector industria con el 86%. Además, se estima que existen un poco más de 200 MW de capacidad instalada en equipos de emergencia. La Tabla 16 muestra el inventario completo de manera detallada.

Tabla 16. Capacidad de autogeneración, cogeneración y equipos de emergencia Sector Autogeneración

[MW] Cogeneración

[MW] Emergencia

[MW] Total [MW]

Industria 234,0 596,7 136,4 967,1

Petróleo 955,0 95,0 4,3 1054,3

Comercio/Público y Otros 4,1 0,0 65,0 69,1

Total 1193,1 691,7 205,7 2090,5

El principal energético para la autogeneración y la cogeneración es el gas natural, como se aprecia en la Figura 1, seguido por el crudo en la autogeneración y la biomasa residual en la cogeneración.



21

Figura 1. Fuentes energéticas para la autogeneración y cogeneración

Las principales tecnologías utilizadas para la autogeneración y la cogeneración son:

TG: Turbina de gas

MCI: Motor de combustión interna

Caldera – TV: Caldera-Turbina de vapor

PCH: Pequeña central hidroeléctrica En la Figura 2 se muestra la distribución por tecnología para los procesos de autogeneración y cogeneración, en donde se observa que las tecnologías más usadas son el MCI y las calderas o turbinas de vapor, respectivamente.

Figura 2. Tecnologías usadas en autogeneración y cogeneración

La Figura 3 presenta la distribución de la capacidad de los equipos instalados de autogeneración y cogeneración; se aprecia que la mayor cantidad de instalaciones se encuentran en el rango entre 0 a 5 MW.



22

Figura 3. Capacidad instalada de los equipos para autogeneración y cogeneración

3.2 Potenciales de crecimiento de la capacidad de autogeneración y cogeneración en Colombia Los potenciales de crecimiento estimados para las actividades de autogeneración y cogeneración se muestran en las Figuras 4 y 5; en ellas se puede apreciar que, al igual que la composición de la capacidad instalada, los sectores con mayor potencial de crecimiento son la autogeneración en el sector petróleo21 y la cogeneración en el sector azucarero.

Figura 4. Potencial proyectado de autogeneración para sector industrial y petróleo

21 Este potencial se estimó a finales de 2014, previo a la reducción de precios del petróleo.



23

Figura 5. Potencial proyectado de cogeneración



24

4. ANÁLISIS DE IMPACTOS DE LA AUTOGENERACIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO: Caso de estudio generación solar fotovoltaica Con el fin de cuantificar los posibles impactos de una significativa penetración de autogeneración a pequeña escala, en esta sección se analiza un caso de estudio de generación fotovoltaica conectada a nivel residencial (estratos 5 y 6) en 5 diferentes ciudades del país (Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla y Riohacha), teniendo en cuenta las características propias de cada una de ellas a nivel de radiación solar, estimación del área disponible para instalación de paneles, potenciales teóricos, técnicos y económicos, cargos de distribución y transmisión, entre otros factores. En el análisis se cuantificaron impactos relacionados con:

Pérdidas en transmisión y distribución

Costos marginales de generación del sistema

Tarifas de transmisión y distribución

Contribuciones que deben hacer los usuarios de estratos 5 y 6 por el servicio de energía. 4.1 Potencial de Generación Solar en Colombia Se partió de los resultados del estudio realizado por la UPME “Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia”22, en el cual se presenta el potencial de generación fotovoltaica para 5 ciudades (Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla y Riohacha), específicamente los potenciales teórico, técnico y de mercado. Para el potencial teórico, el estudio supone que por cada m2 es posible instalar 160W, haciendo una sensibilidad entre 130 W/m2 y 200 W/m2. De esta forma el potencial en potencia pico instalado y el potencial de energía anual se muestran en las Tablas 17 y 18, respectivamente.

Tabla 17 Potencial teórico de potencia pico por ciudad Ciudad Pp Max (MW) Pp med (MW) Pp min (MW)

Bogotá 61.472 49.178 39.957

Medellín 22.044 17.635 14.329

Cali 23.766 19.013 15.448

Barranquilla 30.800 24.640 20.020

Riohacha 4.928 3.942 3.203

Tabla 18. Potencial teórico de energía por ciudad

Ciudad Ea max (GWh) Ea med (GWh) Ea min (GWh)

Bogotá 96.705 77.364 62.858

Medellín 36.610 29.288 23.796

Cali 49.099 39.279 31.914

Barranquilla 63.967 51.174 41.579

Riohacha 10.612 8.490 6.898

22 Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia, PROYECTO BID ATN/FM-12825-CO – Informe final.



25

En la determinación del potencial teórico, el estudio realizó la corrección al área disponible, teniendo en cuenta la información del área construida residencial y dejando por fuera el espacio público y las superficies comerciales industriales y de servicios. Con dicha corrección el nuevo potencial de potencia pico instalada y de energía anual media para las ciudades, se muestra en la Tabla 19.

Tabla 19 Potenciales técnico por área residencial

Ciudad Área residencial (m2) Pp med (MW) Ea med (GWh)

Variación potencial teórico (%)

Bogotá 117.973.936 (2012) 18.876 29.695 38%

Medellín 63.290.000 (2010) 10.126 16.817 57%

Cali 54.811.351 (aprox) 8.770 18.118 46%

Barranquilla 71.032.797 (aprox) 11.365 23.604 46%

Riohacha 11.365.248 (aprox) 1.818 3.916 46%

Para el potencial de mercado se tomó la información de la Tabla 20 y se utilizaron los datos de los estratos 5 y 6. El primer criterio (Potencial por m2) hace referencia al área disponible, y el segundo criterio (Potencial por sistema) es la asignación de potenciales por tipo de usuario, para el estrato 1 y 2 se definieron sistemas tipos de 1 kW y para los estratos 5 y 6 sistemas tipo de 3 kW (como se calculó en el informe “Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia”).

Tabla 20 Estimación de potenciales de mercado por área y por predios para Bogotá

BOGOTÁ Criterio 1

Potencial por m2 Criterio 2

Potencial por sistema

Estrato 1 Pmed (MW) 306,99 21,41

Ea med (GWh) 482,94 33,67

Estrato 2 Pmed (MW) 1.257,73 101,18

Ea med (GWh) 1.978,59 159,18


Ea med (GWh) 371,92 128,78


Ea med (GWh) 459,08 121,43

TOTAL

P total (MW) 2.092,96 281,64

Ea total (GWh) 3.292,54 443,06

Variación potencial técnico (%) 11,1% 1,5%

4.2 Escenarios y casos de estudio Se realizaron simulaciones para el año 2016, en el escenario de demanda media de la UPME, considerando la penetración de la generación fotovoltaica en las subestaciones de subtransmisión (115/110 kV) cercanas a las demandas de los estratos 5 y 6. 4.2.1 Caso base



26

Se realizan simulaciones de flujo de carga, despacho de generación, cálculos de costo marginal del sistema, y cuantificación de inpactos en tarifas y contribuciones para el sistema eléctrico sin considerar la penetración de generación fotovoltaica, lo que se configuró en el caso base para la comparación. 4.2.2 Caso 1: Se considera una penetración de aproximadamente 1425 MW, repartidos en las 5 ciudades consideradas, tal como se muestra en la Tabla 21; dicha potencia podría generar en energía los valores que se muestran en la Tabla 22.

Tabla 21. Potencial de generación fotovoltaica estrato 5 y 6 (MW)

Ciudad Potencial por

m2 (MW) Potencial por sistema (MW)

Estrato 5 Estrato 6

Potencial por m2 (MW)

Potencial por sistema (MW)

Potencial por m2 (MW)

Potencial por sistema (MW)

Bogotá 528,24 159,05 236,42 81,86 291,82 77,19

Medellín 283,37 85,32 126,83 43,91 156,55 41,41

Cali 245,43 73,90 109,84 38,03 135,58 35,86

Barranquilla 318,05 95,76 142,35 49,29 175,70 46,48

Riohacha 50,88 15,32 22,77 7,88 28,11 7,43

Tabla 22. Potencial de generación fotovoltaica estrato 5 y 6 (GWh)

Ciudad Potencial por m2 (GWh/año)

Potencial por sistema (GWh)

Estrato 5 Estrato 6

Potencial por m2 (GWh)

Potencial por sistema (GWh)

Potencial por m2 (GWh)

Potencial por

sistema (GWh)

Bogotá 831,01 250,21 371,92 128,78 459,08 121,43

Medellín 470,62 141,70 210,63 72,93 259,99 68,77

Cali 507,03 152,66 226,93 78,57 280,10 74,09

Barranquilla 660,55 198,89 295,64 102,36 364,91 96,52

Riohacha 109,59 33,00 49,05 16,98 60,54 16,01

De acuerdo con lo anterior, se seleccionaron diferentes subestaciones en el nivel de 115/110 kV que alimentaran las cargas de los estratos 5 y 6 de cada ciudad, como se muestra en la Tabla 23.



27

Tabla 23. Localización de generación solar por subestación

Ciudad Nombre P (MW)

Riohacha Riohacha 50,87

Bogotá Aranjuez 37,58

Bogotá Usaquén 63,78

Bogotá Autopista 57,06

Bogotá Carrera5 29,74

Bogotá Concordia 25,00

Bogotá Morato 66,37

Bogotá Castellana 60,25

Bogotá Salitre 64,39

Bogotá Suba 42,41

Bogotá Chia10 32,75

Bogotá Gran Sabana 40,34

Bogotá Calle1 9,98

Medellín Envigado 74,78

Medellín Poblado 44,48

Medellín Oriente 21,74

Medellín Rionegro 39,60

Medellín San Diego 55,86

Medellín Guayabal 43,14

Barranquilla Las Flores 42,73

Barranquilla Silencio 48,76

Barranquilla Oasis 60,80

Barranquilla Nueva Barranquilla 38,44

Barranquilla Centro 58,83

Barranquilla Riomar 68,85

Cali Jamundi 17,05

Cali Pance 27,02

Cali Yumbo 67,52

Cali San Antonio 84,80

Cali Agua Blanca 49,19

4.3 Resultados



28

4.3.1 Impacto en las pérdidas del SIN Se calcularon las pérdidas técnicas en el SIN para el año 2016, considerando diferentes porcentajes de penetración de generación solar (25%, 50%, 75% y 100%) con respecto al valor de penetración definido. Las pérdidas se determinaron a partir del flujo de carga en condiciones normales de operación para todo el SIN, en demanda media y con una duración de la generación solar fotovoltaica de 11 horas (mayor escenario de penetración). Se debe tener en cuenta que la duración de la radiación solar depende del día, y en este análisis no se incluyó el cálculo detallado de esta duración para cada ciudad, por lo que se consideró una buena aproximación 11 horas. En la Tabla 24 se presentan las pérdidas de energía calculadas con y sin penetración de generación fotovoltaica para el SIN. Se observa que hay disminución de las pérdidas técnicas por estar la generación tan cercana a la carga, y que esta disminuye a medida que se disminuye el nivel de penetración de autogeneración (como era de esperarse).

Tabla 24. Pérdidas técnicas de energía

Caso Ploss(MW) Ploss (MWh/año) Diferencia (MWh/año)

Caso base 196,69 789.710,35

100% Solar 184,43 740.486,45 - 49.223,90

75% Solar 189,71 761.685,65 - 28.024,70

50% Solar 191,15 767.467,25 - 22.243,10

25% Solar 194,85 782.322,75 - 7.387,60

Los resultados de la Tabla 24 se presentan de manera gráfica en la Figura 6, donde se puede ver el comportamiento de las pérdidas para cada porcentaje de penetración de autogeneración fotovoltaica. La valoración económica de las pérdidas se realizó tomando el valor de la componente G de la tarifa de energía eléctrica en un valor de 144.19 $/kWh.



29

Figura 6. Pérdidas técnicas en la red del SIN en los casos con y sin autogeneración

4.3.2 Impacto en el costo marginal El impacto en el costo marginal del sistema se estima como la reducción de los costos marginales de generación debido a la penetración de la generación solar fotovoltaica. La esperada reducción de costos se presenta en los períodos que se tiene disponible la energía solar, es decir en los períodos de demanda media, que en la curva de duración de carga están representados por los bloques de demanda 2 y 3. Metodología Para realizar el análisis energético, y verificar los impactos en el costo marginal del sistema, se utiliza el modelo de simulación de sistemas hidrotérmicos SDDP “Stochastic Dual Dynamic Programming” (MPODE). Se modelan en forma detallada todas las plantas del SIN, incluyendo la generación solar fotovoltaica. Estas plantas se simulan considerando la estocasticidad de su generación, utilizando como base la información histórica de radiación solar suministrada por la UPME para diferentes tamaños de planta y 4 ciudades de Colombia. Con esta información histórica se calculan series sintéticas de generación, restringiendo su generación de tal forma que solamente se dé en los bloques de demanda media (2 y 3). En el análisis se busca determinar el beneficio económico de la conexión de la generación solar fotovoltaica para el sistema a partir de la reducción de los costos marginales, considerando las expectativas de generación, demanda y costos del SIN para los próximos 10 años. Para el cálculo de los costos marginales se simula la operación energética del sistema sin red, sin y con la generación fotovoltaica, para determinar su efecto en un despacho ideal y reflejar el impacto que tendría en los precios de bolsa en un mercado perfectamente competitivo. Resultados

178

180

182

184

186

188

190

192

194

196

198

100% Solar 75% Solar 50% Solar 25% Solar

Pérdidas técnicas

Ploss(MW) Ploss caso base (MW)



30

En la Figura 7 se presenta el beneficio en la reducción del costo marginal del sistema para el primer año de operación, para el cual se calcula una mediana de $43.5 mil millones de pesos.

Figura 7. Beneficios operativos de la generación solar fotovoltaica para el primer año

En la Figura 8 se muestran los beneficios para un horizonte de análisis de 25 años, los cuales tienen una mediana de $ 549.9 mil millones de pesos.

Figura 8. Beneficios operativos de la generación solar fotovoltaica, horizonte 25 años



31

En la Figura 9 se muestra el promedio de los beneficios mensuales que se obtienen con la penetración de la generación solar, los cuales están alrededor de los 3 mil millones de pesos con un máximo beneficio en el mes de marzo, cercano a los 9 mil millones de pesos.

Figura 9. Promedio de los beneficios mensuales

En la Figura 10 se presenta la diferencia promedio del costo marginal a nivel mensual, entre los casos sin y con generación fotovoltaica; se observa que la mayor diferencia se presenta en el mes de marzo con un valor de 9$/kWh y la mínima diferencia que es de 2.6$/kWh se presenta en los meses de mayo y junio.

Figura 10. Diferencia promedio del costo marginal a nivel mensual

4.3.3 Impacto en las tarifas de transmisión y distribución por reducción de la demanda A partir de la información publicada por XM de los cargos por uso del STN y STR se tomó los datos para el mes de febrero de 2015, y con la proyección de demanda de energía de la UPME (publicada en el mes de noviembre de 2014), se aplica un factor de crecimiento de 4.02% a la demanda, y al total de demanda de cada



32

área se resta la correspondiente demanda que será reemplaza por la generación fotovoltaica, de acuerdo con los valores de la Tabla 22. En las Tablas 25 y 26 se muestra el impacto en la componente de distribución debida a la reducción de la demanda por la penetración de la generación fotovoltaica; para el STR Norte se esperaría un incremento de 29.26$/kWh y para el STR Centro – Sur el incremento esperado es de 13.49$/kWh.

Tabla 25. Impacto en la tarifa del STR para el área STR Norte

Reciben ($) Demanda (kWh) %

Reducción demanda

Cargo ($/kWh) Diferencia ($/kWh)

Mes - 2015 19.208.967.648 1.141.008.125 16,84

Mes-2016 19.208.967.648 1.186.847.403 16,18

Impacto - 2016 19.208.967.648 416.707.288 64,89% 46,10 29,26

Tabla 26. Impacto en la tarifa del STR para el área STR Centro - Sur

Reciben ($) Demanda (kWh) %

Reducción demanda

Cargo ($/kWh) Diferencia ($/kWh)

Mes - 2015 63.816.581.068 3.749.799.364 17,02

Mes-2016 63.816.581.068 3.900.445.175 16,36

Impacto - 2016 63.816.581.068 2.091.791.266 46,37% 30,51 13,49

El impacto en la reducción de la demanda en el STR Norte es del 64.89% y para el STR Centro - Sur es del 46.37%, lo que conlleva al aumento de la tarifa mencionado en el párrafo anterior. En lo relacionado con el STN, en la Tabla 27 se muestra el impacto en la componente de transmisión, para la cual se espera un incremento de 21.50$/kWh y la reducción en la demanda es del 49.49%.

Tabla 27. Impacto en la tarifa del STN

Pagan ($) Demanda (kWh) Cargo Media o

monomio ($/kWh) Diferencia ($/kWh)

% Reducción de demanda

Mes - 2015 119.189.918.548 5.009.081.031 23,79

Mes-2016 119.189.918.548 5.210.317.684 22,88

Impacto - 2016 119.189.918.548 2.631.523.659 45,29 21,50 49,49

4.3.4 Impacto en disminución de la contribución de los estratos 5 y 6 Los usuarios de los estratos 5 y 6 pagan una contribución del 20% sobre el Costo Unitario – CU del servicio de energía eléctrica, con destino a cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los estratos 1, 2 y 3. En la Tabla 28 se muestra el CU para cada ciudad, y para cada Operador de Red principal en la ciudad se calcula la disminución de la contribución debido a lo que dejan de consumir los usuarios de estratos 5 y 6 que



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instalan autogeneración a partir de energía solar fotovoltaica, como se muestra en la Tabla 22. El valor total de la disminución de la contribución es 194 mil millones de pesos.

Tabla 28. Impacto en la contribución de los estratos 5 y 6

Ciudad OR principal CU-

Feb2015 ($/kWh)

CU5-6 Feb2015 ($/kWh)

Disminución contribución Estrato 5 ($)

Disminución contribución Estrato 6 ($)

Total ($)

Bogotá CODENSA 379,77 455,72 28.248.781.926,40 34.868.925.593,60 63.117.707.520,00

Medellín EPM 398,42 479,09 16.783.939.110,82 20.716.898.364,43 37.500.837.475,24

Cali EPSA 403,26 483,91 18.302.045.938,18 22.590.741.247,27 40.892.787.185,45

Barranquilla ELECTRICARIBE 342,77 411,32 20.267.148.537,55 25.016.323.856,81 45.283.472.394,35

Riohacha ELECTRICARIBE 342,77 411,32 3.362.402.714,50 4.150.310.295,85 7.512.713.010,35

4.3.5 Resumen de impactos En la Tabla 29 se muestran los costos, calculados para un año, debidos al impacto de la penetración de la generación fotovoltaica; y en la Tabla 30 se muestran los beneficios, calculados para ese mismo año, de la implementación de dicha generación. Como se puede ver, teniendo en cuenta los supuestos realizados en este análisis y la cuantificación de costos y beneficios, resulta en un impacto negativo para el sistema dicha penetración, ya que los costos son mayores que los beneficios (relación de 6 a 1). Sin embargo, los componentes de beneficio y costo contemplados en este análisis no incluyen otro tipo de beneficios que se pueden tener en cuenta, como el aumento en la confiabilidad y seguridad del sistema o la gestión de potencia reactiva y el control de voltaje, entre otros, ya que este no pretendía ser un análisis exhaustivo.

Tabla 29. Costos de los impactos de la generación solar fotovoltaica Componentes de costos Valor ($)

Incremento Tarifa STR Norte 22.535.797.081,63

Incremento Tarifa STR Centro - Sur 24.397.721.874,22

Incremento Tarifa STN 55.439.824.563,17

Reducción de contribuciones estrato 5 y 6 194.307.517.585,40

Total 296.680.861.104,42

Tabla 30. Beneficios de los impactos de la generación solar fotovoltaica

Beneficios Valor ($)

Reducción de pérdidas 7.742.829.972,00

Reducción costo marginal 43.500.002.000,00

Total 51.242.831.972,00

Para integrar de forma adecuada la autogeneración se deben considerar medidas para mitigar el impacto negativo del aumento de las componentes de transmisión y distribución del CU al resto de usuarios que no desarrollarán autogeneración; adicionalmente, se deben buscar medidas que ayuden a compensar la disminución en la contribución de los usuarios de estratos 5 y 6 que desarrollen este tipo de sistemas.



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5. PROPUESTAS DE CRITERIOS Y ALTERNATIVAS PARA EL LÍMITE MÁXIMO DE AUTOGENERACIÓN A PEQUEÑA ESCALA 5.1 Posibles criterios a considerar para la definición del límite de autogeneración a pequeña escala A partir del referenciamiento internacional, de los criterios establecidos en la Ley 1715, de los análisis realizados y de la información disponible, a continuación se presentan los criterios y las alternativas para la definición del límite de autogeneración a pequeña escala:

Promover el uso de FNCER para uso residencial, comercial e industrial, estableciendo un límite que evite excesiva capacidad a bajos niveles de voltaje, tal que estrese las redes de distribución por sus excedentes y tenga un impacto importante en el incremento de las tarifas de los usuarios que no instalen autogeneración a pequeña escala.

Incrementar la competencia en generación para maximizar el excedente del consumidor al lograrse tarifas más competitivas.

Promover la participación activa de la demanda en el mercado de energía.

Aumentar la confiabilidad del suministro al tener fuentes alternativas a pequeña escala principalmente frente a situaciones de sequía como el Fenómeno del Niño.

Reducir pérdidas técnicas de energía y necesidades de ampliación de redes de transmisión regional y nacional al instalar FNCER en niveles de tensión 3 o menor.

Seleccionar capacidades que permitan una amplia gama de capacidades y fabricantes para asegurar una gran competencia en el suministro de equipos.

Definir criterios y requisitos de conexión simplificados que impidan a las OR establecer potenciales barreras para su penetración

Es importante tener en cuenta que algunos de estos criterios pueden ser conflictivos entre si, por lo que cuantificaciones como la realizada en este documento permiten identificar de forma más clara cuales el posible impacto de estas tecnologías. 5.2 Posibles alternativas para el límite máximo de autogeneración a pequeña escala En este proceso es posible pensar en un límite por tipo de usuario, por ejemplo regulado y no regulado, y dentro de los regulados clasificarlos en residenciales, comerciales e industriales, y de acuerdo a cada nivel de tensión. Es decir, para cada nivel normalizado de tensión, por ejemplo en nivel 2 o 3 (11,4 kV, 13,2 kV, 34,5 kV, etc.), determinar hasta qué nivel de generación se permitirían conexiones en el circuito para unas condiciones y unos supuestos típicos. (ej, que la carga se distribuye uniformemente, una curva de carga típica, que las redes están configuradas telescópicamente, entre otros). Sería necesario considerar valores estándar o normalizados para las capacidades de las diferentes tecnologías que se van a conectar, por ejemplo, típicamente para las turbinas eólicas de un par de kW o hasta cientos de kW, o para arreglos de paneles de 3, 5, 50, 500 kW. Sin embargo, este tipo de enfoques puede dificultar la expedición de la reglamentación técnica y económica, más aún para los posibles niveles de penetración de estas tecnologías. En una etapa inicial de



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implementación en la que estos desarrollos están empezando a ganar terreno, se puede pensar en un límite uniforme, sin tener en cuenta los niveles de tensión, el tipo de usuarios o el tipo de tecnología. En la Tabla 31 se presentan algunas de las posibles alternativas planteadas para definir el límite máximo de potencia para la autogeneración a pequeña escala, basados en los análisis e información presentada a lo largo del documento.

Tabla 31. Alternativas Límites de Pequeña Escala

Alternativa Criterio Capacidad

1 Aplica para todas las fuentes de generación definidas en la Ley 1715: Biomasa, PCH, Eólica, Geotérmica, Solar, Mares.

< 1 MW

2 Tipo de usuario Regulado < 100 kW

No regulado < 1 MW

3 Tipo de usuario y nivel de tensión

Regulado residencial unifamiliar< 10 kW NT 1 Regulados Residencial conjunto multifamiliar Microred < 100 kW NT1 o NT2 Regulado comercial e Industrial NT 1 o NT2: < 100 kW

No regulado NT2: < 100 kW

NT2: 100 kW < P < 1 MW


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