documento

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
Avenida calle 26 No 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
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1
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
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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
Conexión
Venta de electricidad
Sectores
Pequeña escala
Carga del usuario
Generación excedente
Residencia, no residencial
Principales tecnologías
Solar fotovoltaica, eólica,
hidráulica
Tamaño aproximado
Hasta 100 kW
Escala comercial
Red de distribución
Toda la generación
No residencial
Solar, eólica,
Cogeneración Industrial
hidroeléctrica,
(CHP)
cogeneración con biomasa
Hasta 1 MW
Más de 1 MW
Carga del usuario
Toda la generación
No residencial
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
Pins ≤ 30.000
Pins ≤ 30.000
Pins ≤ 12.000
Pins ≤ 10.000
Pins ≤ 5.000
Pins ≤ 2.000
1.000 ≤ Pins ≤ 10.000
País, organización internacional
CEI ( antigua URSS)
Estados Unidos
China y países del sudeste de Asia
España
ONUDI, Austria, India, Canadá, Francia, Alemania y otros
Italia, Noruega, Suecia, Suiza
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE)
Minicentral
País, organización internacional
CEI ( antigua URSS)
Estados Unidos
China y países del sudeste de Asia
América Latina (OLADE)
España
ONUDI, Austria, India, Canadá, Francia, Alemania y otros
Pins = 100 - 1000
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Christiaan Gischler y Nils Janson. Generación distribuida con energías renovables. Banco Interamericano de Desarrollo, noviembre
de 2011.
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Microcentral
Pins ≤ 100
País, organización internacional
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:
Adrada, T., Mancebo, J.A. y Martínez, C. (2013). Energía Minihidráulica
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
3
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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
Menor o igual a 1 kV
Igual o mayor a 1 kV y menor a
69 kV
Mayor a 1 kV hasta 13.8 kV
Hasta 23 kV
Hasta 34.5 kV
Capacidad
Servicio de uso residencial hasta 10 kW
Servicio de uso general en baja tensión hasta 30 kW.
Potencia máxima a instalar de hasta 500 kW y que no
requieren hacer uso del Sistema del Suministrador para
portear energía a sus cargas
Hasta 8 MW10
Hasta 16 MW11
Hasta 20 MW12
Escala
Pequeña escala
Mediana escala
Gran Escala
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.
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
Flujos de potencia
Análisis de fallas o cortocircuito
Coordinación de protecciones
Estabilidad transitoria y dinámica
Estabilidad de tensión
Análisis de contingencias
Calidad de la energía para el Análisis de
Armónicos de las corrientes y tensiones
Responsable
Suministrador (CFE)
Solicitante y Suministrador
Solicitante y Suministrador
Suministrador
Suministrador
Suministrador
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
Chile
Brasil
México
Clasificación
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
Microgeneración distribuida: Central generadora
de energía eléctrica, que utilice fuentes con base
en energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o
cogeneración cualificada.
Minigeneración distribuida: Central generadora de
energía eléctrica, para fuentes con base en
energía hidráulica, solar, eólica, biomasa o
cogeneración cualificada.
Pequeña escala: Conectadas a ≤ 1 kV y Servicio
de uso general en baja tensión
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
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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Límite
Norma
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
Pins ≤ 100 kW
Resolución Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012
100 kW < Pins ≤
1000 kW
Resolución Normativa Nº 482, de 17 de abril de 2012
Pins ≤ 10 kW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
Pins ≤ 30 kW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
Pins ≤ 500 kW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
Pins ≤ 8 MW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
Pins ≤ 16 MW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
Pins ≤ 20 MW
Reglas Generales de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional
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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
California
Delaware
Clasificación
Para aplicaciones residenciales y
a grandes clientes comerciales e
industriales
Residencial
No Residencial
Distrito de Columbia
Illinois
Indiana
Kentucky
Maryland
Michigan
Carolina del Norte
Pensilvania
Virginia
Virginia Occidental
Residencial
No Residencial
Microred
Residencial
No Residencial
Residencial
Comercial
Industrial
Límite
Norma
Pins ≤ 1000 kW
AB 58 Assembly Bill - Bill
Analysis.13
Pins ≤ 25 kW
Pins ≤ 2000 kW
Pins ≤ 1000 kW
Pins ≤ 2000 kW
Pins ≤ 1000 kW
Pins ≤ 30 kW
Pins ≤ 2000 kW
Pins ≤ 2000 kW
Pins ≤ 1000 kW
Pins ≤ 50 kW
Pins ≤ 3000 kW
Pins ≤ 5000 kW
Pins ≤ 20 kW
Pins ≤ 500 kW
Pins ≤ 25 kW
Pins ≤ 500 kW
Pins ≤ 2000 kW
PSCOrder No. 7984
PSCOrder No. 7984
PSCOrder No. 15837
S.B. 1652
RM#09-10
PSCOrder No. 00169
H.B. 860
PSCOrder 15787
NCUCOrder
PA PUC
PA PUC
PA PUC
H.B.1983
H.B.1983
PSCOrder No. 258.1
PSCOrder No. 258.1
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:


13
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
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_00510100/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
Alemania14
Austria15
14
15
Clasificación
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 1
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 2
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 3
Fotovoltaica Techo y Montaje en Suelo
Pequeña Escala Fotovoltaica
Mediana Escala Fotovoltaica
Grande Escala Fotovoltaica
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 1
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 2
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 3
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 4
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 5
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 6
Biomasa Solida excluyendo desperdicio: Escala 7
Límite
Pins < 10 kW
Pins > 10 kW < 40 kW
Pins > 40 kW < 1000 kW
Pins < 10 MW
Pins < 5 kW
Pins >5 kW < 20 kW
Pins > 20 kW
Pins < 500 kW
Pins >500 kW < 1.000 kW
Pins >1 MW < 1.5 MW
Pins >1.5 MW < 2 MW
Pins >2 MW < 5 MW
Pins >5 MW < 10 MW
Pins > 10 MW
Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Germany 2013 PV
Wind-Works
by
Paul
Gipe:
http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92;
control.at/portal/page/portal/medienbibliothek/oeko-energie/dokumente/pdfs/einspeisetarife-2012.pdf
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http://www.e-
12
País
Bélgica16
Clasificación
Pequeña Escala Fotovoltaica
Mediana Escala Fotovoltaica
Grande Escala Fotovoltaica
Bulgaria17
Gran
16
17
Pequeña Escala Eólicas
Grande Escala Eólicas
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 1
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 2
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 3
Escala Fotovoltaica Techo: Escala 4
Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 1
Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 2
Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 3
Escala Fotovoltaica Montaje en suelo: Escala 4
Pequeña Escala Biogas
Mediana Escala Biogas
Grande Escala Biogas
Pequeña Escala Hidro
Hidro: Run of the river - Baja Presión
Hidro: Con Tubería de Carga - Alta Presión
Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Pequeña
Escala
Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Mediana
Escala
Biomasa - Residuos de madera y residuos forestales: Grande
Escala
Residuos Agricolas
Cultivos Energéticos
Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 1
Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 2
Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 3
Biomasa - Residuos vegetales y animales: Escala 4
Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 1
Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 2
Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 3
Gasificación Térmica de Biomasa: Escala 4
Eólica: Escala 1
Límite
Pins > 1 MW
Pins >1 MW > 50% de Auto
Consumo
Pins >1 MW < 50% de Auto
Consumo
Pins < 800 kW
Pins > 800 kW
Pins < 5 kW
Pins >5 kW < 30 kW
Pins >30 kW < 200 kW
Pins >200 kW < 1000 kW
Pins < 30 kW
Pins > 30 kW < 200 kW
Pins >200 kW < 10.000 kW
Pins >10.000 kW
Pins < 150 kW
Pins >150 kW < 1.000 kW
Pins >1 MW < 5 MW
Pins < 200 kW
Pins < 10 MW
Pins < 10 MW
Pins < 5 MW
Pins < 5 MW Ciclo Combinado
Pins > 5 MW
Pins < 5 MW
Pins < 5 MW
Pins < 500 kW
Pins < 1.5 MW
Pins < 5 MW
Pins < 5 MW Ciclo Combinado
Pins < 5 MW
Pins < 5 MW Ciclo Combinado
Pins > 5 MW
Pins > 5 MW Ciclo Combinado
Pins < 1.5 kW
Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; http://www.cwape.be/?IDR=9271
Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Bulgaria 2013
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13
País
Bretaña18
Japón19
Clasificación
Eólica: Escala 2
Eólica: Escala 3
Eólica: Escala 4
Eólica: Escala 5
Eólica: Escala 6
Hidro: Escala 1
Hidro: Escala 2
Hidro: Escala 3
Hidro: Escala 4
Hidro: Escala 5
Fotovoltaica: Escala 1
Fotovoltaica: Escala 2
Fotovoltaica: Escala 3
Fotovoltaica: Escala 4
Fotovoltaica: Escala 5
Fotovoltaica: Escala 6
Fotovoltaica: Escala 7
Pequeña Escala Eólicas
Grande Escala Eólicas
Pequeña Escala Geotérmicas
Grande Escala Geotérmicas
Pequeña Escala Hidro
Mediana Escala Hidro
Grande Escala Hidro
Pequeña Escala Fotovoltaica
Suiza20
Grande Escala Fotovoltaica
Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo :
Escala 1
Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo :
Escala 2
Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo :
Escala 3
Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo :
Escala 4
Fotovoltaica - Integrado al edificio, Montaje en suelo y Techo :
Escala 5
Límite
Pins > 1.5 kW < 15 kW
Pins > 15 kW < 100 kW
Pins > 100 kW < 500 kW
Pins > 500 kW < 1.5 MW
Pins > 1.5 MW < 5 MW
Pins < 15 kW
Pins > 15 kW < 100 kW
Pins > 100 kW < 500 kW
Pins > 500 kW < 2000 kW
Pins > 2 MW < 5 MW
Pins < 4 kW
Pins > 4 kW < 10 kW
Pins > 10 kW < 50 kW
Pins > 50 kW < 100 kW
Pins > 100 kW < 150 kW
Pins > 150 kW < 250 kW
Pins > 250 kW < 5 MW
Pins < 20 kW
Pins > 20 kW
Pins < 15 MW
Pins > 15 MW
Pins < 200 kW
Pins >200 kW<1 MW
Pins >1 MW<30 MW
Pins < 10 kW de excedentes de
energía
Pins > 10 kW
Pins < 10 kW
Pins < 30 kW
Pins < 100 kW
Pins < 1000 kW
Pins > 1000 kW
Wind-Works by Paul Gipe: http://www.wind-works.org/cms/index.php?id=92; Great Britain Non PV 2013, Great Britain 2013 PV
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
18
19
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14
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)
<10 kW en techo
>10 kW<40 kW en techo
>40 kW<1000 kW en techo
En suelo y en techo <10 MW
20
20
20
20
0,15
0,14
0,12
0,10
0,18
0,17
0,15
0,13
Portion of
Generation that
Qualifies for
Tariffs (%)
1,00
0,90
0,90
1,00
Tabla 10. Tarifas para generación solar en Bélgica
Bélgica - Fotovoltaica - 2013
<1 MW
>1 MW >50% autoconsumo
>1 MW <50% autoconsumo
Años del
contrato
15
15
15
Tarifa (€/kWh)
0,19
0,09
0,09
Tarifa
(USD/kWh)
0,24
0,11
0,11
Tabla 11. Tarifas para generación solar en Bulgaria
Bulgaria - 2013
<5 kW
>5 kW<30 kW
>30 kW<200 kW
>200 kW<1,000 kW
Fotovoltaicas en suelo
<30 kW
>30 kW<200 kW
>200 kW<10,000 kW
>10,000 kW
Tarifa (€/kWh)
Fotovoltaicas en techo
0,19
0,15
0,12
0,11
0,10
0,10
0,09
0,09
Tarifa (USD/kWh)
0,24
0,19
0,15
0,13
0,12
0,12
0,11
0,11
Tabla 12. Tarifas para generación solar en Ecuador
Ecuador, enero de 2013
Eólica
Solar fotovoltaica
Biomasa-Biogas <5 MW
Biomasa-Biogas >5 MW
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Años del
contrato
Continental
15
15
15
15
Tarifa (€/kWh)
Tarifa (€/kWh)
0,07
0,32
0,09
0,08
0,09
0,40
0,11
0,10
15
Ecuador, enero de 2013
Años del
contrato
15
15
15
15
Galápagos
15
15
15
15
15
Geotérmica
Hidro <10 MW
Hidro >10 MW<30 MW
Hidro >30 MW<50 MW
Eólica
Solar fotovoltaica
Biomasa-Biogas <5 MW
Biomasa-Biogas >5 MW
Geotérmica
Tarifa (€/kWh)
Tarifa (€/kWh)
0,11
0,06
0,05
0,05
0,13
0,07
0,07
0,06
0,08
0,35
0,10
0,08
0,12
0,10
0,44
0,12
0,11
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
Alemania
Australia
Austria
Bélgica
Brasil
Bulgaria
California
Carolina del Norte
Chile
Chipre
Croacia
Delaware
Distrito de Columbia
Egipto
España
Fort Collins Colorado
Francia
Gainesville Florida
Potencia (kW)
1.000
30
2.000
1.000
1.000
1.500
1.000
1.000
100
150
1.000
2.000
1.000
500
1.000
1.000
100
1.000
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País o Ciudad
Gran Bretaña
Grecia
Hawái
Illinois
Indiana
Islas Caimán
Italia
Japón
Kentucky
Maryland
México
Michigan
Pensilvania
Portugal
República Checa
Suiza
Virginia
Virginia Occidental
Potencia (kW)
5.000
100
500
2.000
1.000
1.000
3.750
20
30
2.000
500
2.000
3.000
3.000
100
1.000
500
2.000
16
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.
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17
Tabla 15. Potencias comerciales de paneles solares y turbinas eólicas
Empresa
Potencia Paneles Solares (W)
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)
Alta Ingeniería
XXI
CANADIAN SOLAR (245)
SUNTECH (30, 75, 90, 150, 190)
Kyocera (140, 215)
Bornay
Atersa (150, 305, 310, 315)
Asiáticos (150, 170, 190, 240)
Victron Energy (30, 50, 80, 100, 130, 140,
190, 280, 300)
Energías
Renovables en
Colombia energreencol
SUNTECH (190)
ReneSola
SunPower
Potencia
Generadores
Eólicos (W)
Fuente
Página Web
Fichas Técnicas
Página Web
www.broncosolarled.com
Información
enviada por la
empresa vía email
www.altaingenieriaxxi.com
Catálogo
empresa
www.bornay.com
SWIFT (1500)
Windon (10.000,
20.000, 30.000)
Catálogo
empresa
www.energreencol.com
ReneSola (250, 255, 260, 265, 270, 275,
300, 305, 310, 315)
No Aplica
Página WEB
www.renesola.com.pa
320, 327, 335, 345
No Aplica
Catálogo
empresa
www.sunpowercorp.es
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No Aplica
AIR (400, 1.000,
2.000, 5.000,
10.000, 20.000,
50.000)
BEE (800)
Bornay (600,
1.500, 3.000,
6.000)
18
Empresa
Potencia Paneles Solares (W)
Renovables del
Sur
15, 80
Kyocera (140)
EP (150)
MunchenSolar (230, 235, 240, 245, 250)
Hybrytec
YingliSolar (65. 100, 145, 195)
Ambiente
Soluciones
3, 10, 15, 60, 65, 95, 100, 135, 145, 180,
185, 195, 235, 250, 285, 300
Vestas
No Aplica
Gamesa
No Aplica
ABB
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Potencia
Generadores
Eólicos (W)
Marlec (90)
Air Breeze (160)
Air Boliy (400)
Eolos (450, 750)
RS (450, 750,
1.000, 2.000)
Enair (1.500,
3.500)
No Aplica
No Aplica
1.800.000,
2.000.000,
2.600.000,
3.000.000,
3.300.000
2.000.000,
2.500.000,
4.500.000,
5.000.000
100 kW a 7 MW
Fuente
Página Web
Fichas Técnicas
Página Web
www.renovablesdelsur.es
Página WEB
www.hybrytec.com
Página WEB
www.ambientesoluciones.com
Fichas Técnicas
Página Web
www.vestas.com
Fichas Técnicas
Página Web
www.gamesacorp.com
Página WEB
www.abb.com/product/es/9AAC100348.aspx
19
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]
234,0
955,0
4,1
1193,1
596,7
95,0
0,0
691,7
136,4
4,3
65,0
205,7
967,1
1054,3
69,1
2090,5
Industria
Petróleo
Comercio/Público y Otros
Total
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.
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20
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.
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21
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.
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22
Figura 5. Potencial proyectado de cogeneración
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23
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
Bogotá
Medellín
Cali
Barranquilla
Riohacha
Pp Max (MW)
61.472
22.044
23.766
30.800
4.928
Pp med (MW)
49.178
17.635
19.013
24.640
3.942
Pp min (MW)
39.957
14.329
15.448
20.020
3.203
Tabla 18. Potencial teórico de energía por ciudad
Ciudad
Bogotá
Medellín
Cali
Barranquilla
Riohacha
22
Ea max (GWh)
96.705
36.610
49.099
63.967
10.612
Ea med (GWh)
77.364
29.288
39.279
51.174
8.490
Ea min (GWh)
62.858
23.796
31.914
41.579
6.898
Integración de las energías renovables no convencionales en Colombia, PROYECTO BID ATN/FM-12825-CO – Informe final.
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24
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)
Bogotá
Medellín
Cali
Barranquilla
Riohacha
117.973.936 (2012)
63.290.000 (2010)
54.811.351 (aprox)
71.032.797 (aprox)
11.365.248 (aprox)
18.876
10.126
8.770
11.365
1.818
Ea med
(GWh)
29.695
16.817
18.118
23.604
3.916
Variación potencial
teórico (%)
38%
57%
46%
46%
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
Criterio 1
Potencial por m2
Criterio 2
Potencial por sistema
Pmed (MW)
306,99
21,41
Ea med (GWh)
482,94
33,67
Pmed (MW)
1.257,73
101,18
Ea med (GWh)
1.978,59
159,18
Pmed (MW)
236,42
81,86
Ea med (GWh)
371,92
128,78
Pmed (MW)
291,82
77,19
Ea med (GWh)
459,08
121,43
P total (MW)
2.092,96
281,64
Ea total (GWh)
3.292,54
443,06
Variación potencial técnico (%)
11,1%
1,5%
BOGOTÁ
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 5
Estrato 6
TOTAL
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
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25
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)
Estrato 5
Ciudad
Potencial por
m2 (MW)
Potencial por
sistema (MW)
Bogotá
528,24
Medellín
Estrato 6
Potencial por
m2 (MW)
Potencial por
sistema (MW)
Potencial por
m2 (MW)
Potencial por
sistema (MW)
159,05
236,42
81,86
291,82
77,19
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)
Estrato 5
Ciudad
Potencial por
m2 (GWh/año)
Potencial por
sistema (GWh)
Bogotá
831,01
Medellín
Estrato 6
Potencial
Potencial por
por
m2 (GWh)
sistema
(GWh)
459,08
121,43
Potencial por
m2 (GWh)
Potencial por
sistema
(GWh)
250,21
371,92
128,78
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.
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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
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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
Diferencia
(MWh/año)
Caso
Ploss(MW)
Ploss (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.
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Pérdidas técnicas
198
196
194
192
190
188
186
184
182
180
178
100% Solar
75% Solar
Ploss(MW)
50% Solar
25% Solar
Ploss caso base (MW)
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
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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
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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
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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)
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%
Diferencia ($/kWh)
46,10
29,26
Tabla 26. Impacto en la tarifa del STR para el área STR Centro - Sur
Reciben ($)
Demanda (kWh)
%
Reducción
demanda
Cargo ($/kWh)
Mes - 2015
63.816.581.068
3.749.799.364
17,02
Mes-2016
63.816.581.068
3.900.445.175
16,36
Impacto - 2016
63.816.581.068
2.091.791.266
46,37%
Diferencia ($/kWh)
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 ($/kWh)
Mes - 2015
119.189.918.548
5.009.081.031
23,79
Mes-2016
119.189.918.548
5.210.317.684
22,88
Impacto - 2016
119.189.918.548
2.631.523.659
45,29
Diferencia ($/kWh)
% Reducción
de demanda
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
CUFeb2015
($/kWh)
CU5-6
Feb2015
($/kWh)
Disminución
contribución
Estrato 5 ($)
Disminución
contribución
Estrato 6 ($)
Total ($)
Bogotá
CODENSA
379,77
455,72
28.248.781.926,40
34.868.925.593,60
63.117.707.520,00
Medellín
EPM
398,42
479,09
16.783.939.110,82
20.716.898.364,43
37.500.837.475,24
Cali
EPSA
403,26
483,91
22.590.741.247,27
40.892.787.185,45
Barranquilla
ELECTRICARIBE
342,77
411,32
20.267.148.537,55
25.016.323.856,81
45.283.472.394,35
Riohacha
ELECTRICARIBE
342,77
411,32
3.362.402.714,50
4.150.310.295,85
7.512.713.010,35
18.302.045.938,18
4.3.5 Resumen de impactos
En la Tabla 29 se muestran los costos, calculados para un año, debidos al impacto de la penetración de la
generación fotovoltaica; y en la Tabla 30 se muestran los beneficios, calculados para ese mismo año, de la
implementación de dicha generación. Como se puede ver, teniendo en cuenta los supuestos realizados en
este análisis y la cuantificación de costos y beneficios, resulta en un impacto negativo para el sistema dicha
penetración, ya que los costos son mayores que los beneficios (relación de 6 a 1). Sin embargo, los
componentes de beneficio y costo contemplados en este análisis no incluyen otro tipo de beneficios que se
pueden tener en cuenta, como el aumento en la confiabilidad y seguridad del sistema o la gestión de potencia
reactiva y el control de voltaje, entre otros, ya que este no pretendía ser un análisis exhaustivo.
Tabla 29. Costos de los impactos de la generación solar fotovoltaica
Componentes de costos
Incremento Tarifa STR Norte
Incremento Tarifa STR Centro - Sur
Incremento Tarifa STN
Reducción de contribuciones estrato 5 y 6
Total
Valor ($)
22.535.797.081,63
24.397.721.874,22
55.439.824.563,17
194.307.517.585,40
296.680.861.104,42
Tabla 30. Beneficios de los impactos de la generación solar fotovoltaica
Beneficios
Reducción de pérdidas
Reducción costo marginal
Total
Valor ($)
7.742.829.972,00
43.500.002.000,00
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
1
2
3
Criterio
Capacidad
Aplica para todas las fuentes de generación definidas en
la Ley 1715: Biomasa, PCH, Eólica, Geotérmica, Solar,
Mares.
Tipo de usuario
Tipo de usuario y
nivel de tensión
< 1 MW
Regulado
< 100 kW
No regulado
< 1 MW
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
NT2: < 100 kW
No regulado
NT2: 100 kW < P < 1 MW
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