evolución del sin en los últimos diez años - xm.com.co de... · además el trabajo requerido en...

Evolución del SIN en los últimos diez años

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Dirigido a: Encuentro Nacional de Operadores de Sistemas Eléctricos

18 de mayo de 2011

Evolución del SIN en los últimos diez años

2

Temario

• Introducción

• Evolución de la demanda

• Expansión de la generación

Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P

• Expansión de la transmisión

• Interconexiones internacionales

• Retos futuros

Ley 142-SPD Ley 143-Eléctrica

IntroducciónEvolución del sector eléctrico Colombiano

1967 1991 1992 1994 1997 1998 1999 2000 2003

Incremento en Restricciones

Decisión CAN 536

El Niño 1997 - 1998No racionamiento

Ataques contra el SIN

Cargo por Confiabilidad

Interconexión Nacional

Reforma Constitución

El Niño 1991-1992Racionamiento

Subastas Energía Firme

2008 2009

El Niño 2009

2010

Fenómeno de la NIÑA

DERIVEXCRCC

2006 20071995

Entrada Bolsa de Energía

2011


Monopolio Estatal Mercado eléctrico

Creación y consolidación de CND, CREG, UPME, CNO y CAC

CompetenciaParticipación privadaComportamiento de la carteraBalance hidráulico - térmicoDisponibilidad de generaciónReserva de PotenciaOperaciones de cubrimientoPérdidas de energía

Desarrollo InstitucionalCubrimiento del servicio

Evolución de las TarifasAtención de la DemandaSubsidios del ServicioClientes No Regulados

Clientes Mercado

2011

Redes Inteligentes

4

Evolución de la demanda


Plantilla opcional para títulos


Evolución de la demanda

5

Demanda de energía del SIN y Evolución del PIB

Comportamiento trimestral del PIB y la demanda de energía


6

Seguimiento de la demanda de energía del SIN – 1998 a abril 2011


7Seguimiento de la demanda de energía del mercado no regulado SIN - 2003 - abril 2011


Recesión Económica Cerromatoso – 3.7%

8

Expansión de la generación




Expansión de la generación

Vulnerabilidad a los ciclos climáticos

El Niño 97 - 98El Niño 09 - 10


10

Evolución de la Capacidad Efectiva Neta

12,000

13,000

14,000

Capacidad Efectiva Neta [MW]


8,000

9,000

10,000

11,000

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

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20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

A partir de diciembre de 2006 entró en funcionamiento un nuevo esquema con una nueva definición

REMUNERACIÓN GENERADOR

DISPONIBILIDADACTIVOS

(PARÁMETROS DECLARADOS)

OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME

SUBASTA O ASIGNACIÓN CREG

“Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un


CONFIABILIDADEN CONDICIONES

CRÍTICAS

DECLARADOS)

CAPACIDAD GENERACIÓN DE

RESPALDO

MERCADO SECUNDARIODE RESPALDO

“Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un

agente generador por la disponibilidad de activos de

generación con las características y parámetros

declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el

cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue

asignada en una Subasta para la Asignación de

Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que

haga sus veces.

Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación

de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de

1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los

usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de

energía eléctrica bajo condiciones críticas.“

(Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones)

Participación en la Subasta 2012-20138 Plantas Nuevas y 42 Existentes

Energía Declarada Plantas Nuevas

1500

2000

2500

3000

GW

h-a

ño


0

500

1000

ME

RIL

EC

TR

ICA

-CC

TE

RM

OC

AN

DE

LAR

IA-C

C AM

OY

A

GE

CE

LCA

2

GE

CE

LCA

3

GE

CE

LCA

7

TA

SA

JER

O2

TE

RM

OA

ND

INA

I

TE

RM

OC

OL

TE

RM

OD

IAL

I

Especiales (ES - EODS) - ParteNueva

Nuevas (N)

Tipo Planta-

GW

h

Resumen de la Subasta


Diciembre 1 de 2012*Fecha de Entrada :

Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Información Adicional :

S/E Santa Marta 220 kV / 110 kVConexión :

4,596,475 kWh/día(1.678 TWh/año)

ENFICC :

Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)Tecnología :

201.6 MWCapacidad Efectiva :

Diciembre 1 de 2012*Fecha de Entrada :

Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Información Adicional :

S/E Santa Marta 220 kV / 110 kVConexión :

4,596,475 kWh/día(1.678 TWh/año)

ENFICC :

Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)Tecnología :

201.6 MWCapacidad Efectiva :

3,060,000 kWh/día(1.116 TWh/año)

ENFICC :

CarbónTecnología :

150 MWCapacidad Efectiva :

3,060,000 kWh/día(1.116 TWh/año)

ENFICC :

CarbónTecnología :


Proyectos Resultado de la Subasta


Junio 1 de 2012*Fecha de Entrada :

S/E Cerromatoso 110 kVConexión :

(1.116 TWh/año)

Junio 1 de 2012*Fecha de Entrada :

S/E Cerromatoso 110 kVConexión :

(1.116 TWh/año)

Enero 30 de 2011*Fecha de Entrada :

Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Conexión :

587,031 kWh/día(0.214 TWh/año)

ENFICC :

HidráulicaTecnología :


Enero 30 de 2011*Fecha de Entrada :

Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Conexión :

587,031 kWh/día(0.214 TWh/año)

ENFICC :

HidráulicaTecnología :


* Según Comunicación CREG S-2008-001282

Proyectos Resultado de la Subasta de GPPS

Capacidad Efectiva : 400 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 1923 GWh/año


Las Plantas con periodo dePlaneación Superior al Periodo dePlaneación (GPPS) participaron porcubrir el 50% del Incrementointeranual esperado de la Demanda.

Se asignaron los incrementosinteranuales ofrecidos por planta atodos los proyectos GPPS, a 13.998USD/MWh, dado que no se superóel CM*
















* El CM se define como el 50% del crecimientointeranual de la demanda establecida por elregulador.

Evolución futura de la capacidad efectiva neta16

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

Capacidad Efectiva Neta [MW] a 2018


8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

19

95

19

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19

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20

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15

20

16

20

17

20

18

Cumplimiento de los Objetivos

• Nuevas Inversiones privadas en el país, generando empleo.

• El desarrollo de la infraestructura requerida para la construcción de

los proyectos. Además el trabajo requerido en la parte ambiental,

vial y transporte de energía.

• Seguridad y confiabilidad en el suministro de energía en el largo

plazo.

• En el mediano y largo plazo lograr un impacto positivo sobre el


• En el mediano y largo plazo lograr un impacto positivo sobre el

Producto Interno Bruto.

• Un reconocimiento de la industria por:

• Innovadora

• Con capacidad de gestión

• Estabilidad y constante desarrollo de un esquema de Mercado

• Seguridad jurídica y Financiera

• Vinculación en los procesos de la industria Eléctrica el Sectorfinanciero colombiano e internacional.

• Generar un acercamiento de Sector al Público en General.

18

Expansión de la transmisión



Expansión de la transmisión

19

Expansión de la red de 500 kVProyecto: Línea de transmisión a 500 kV Primavera - BacatáFecha de entrada: 2006.


Voltajes SINVoltajes SIN

20

Compensación reactiva en el área Oriental

Proyecto: Compensación capacitivaen S/E Noroeste (1x75 MVar)Fecha de entrada: 2004

Proyecto: Compensación capacitivaen S/E El Sol (1x75 MVar)Fecha de entrada: 2006


Proyecto: Compensación capacitivaen S/E Tunal (2x75 MVar)Fecha de entrada: 2006.

Proyecto: Compensación capacitivaen S/E Salitre (4x45 MVar)Fecha de entrada: 2008.

21

Expansión de la red de 500 kVProyecto: Línea de transmisión a 500 kV Bolívar – Copey – Ocaña – PrimaveraFecha de entrada: 2007.

Medellín

Cartagena

Barranquilla Santa Marta

CúcutaProyecto UPME 02“Línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Bolívar-Copey-Ocaña-Primavera y obras asociadas”Fortalece la infraestructura hacia la

96 km Líneas 230 kV (1c)653.9 km Líneas 500 kV (1c)

6.4 km Líneas 230 kV (2c)3 Subestaciones 500 kV1 Subestación 220 kV3 Ampliaciones S/E 220kV

Medellín

Cartagena

Barranquilla Santa Marta

CúcutaProyecto UPME 02“Línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Bolívar-Copey-Ocaña-Primavera y obras asociadas”Fortalece la infraestructura hacia la

96 km Líneas 230 kV (1c)653.9 km Líneas 500 kV (1c)

6.4 km Líneas 230 kV (2c)3 Subestaciones 500 kV1 Subestación 220 kV3 Ampliaciones S/E 220kV

Copey220 kV

Copey500 kV

Valledupar220 kV

3x20 Mvar2650 ΩΩΩΩ

Sabanalarga220 kV

Ternera220 kV

T/Cartagena220 kV Bolívar

220 kV

Bolívar500 kV

3x150 MVA

3x150 MVA1X150 MVA Rpto

AA

AC

GR

EE

LY

0.7

km

166.5 km

96km

241.1 km

70 km10 km

64 km17.5 kmT153 T154

T155

ACAR 1200 ACAR 1200

AC

AR

1080

,6

AC

AR

10

80,6

2.5

km

ACAR 900

2.5

km

0.7

km

Copey220 kV

Copey500 kV

Valledupar220 kV

Valledupar220 kV


Sabanalarga220 kVSabanalarga220 kV

Ternera220 kV

Ternera220 kV

T/Cartagena220 kVT/Cartagena220 kV Bolívar

220 kVBolívar220 kV

Bolívar500 kVBolívar500 kV

3x150 MVA

3x150 MVA1X150 MVA Rpto

AA

AC

GR

EE

LY

0.7

km

166.5 km

96km

241.1 km

70 km10 km

64 km17.5 kmT153 T154

T155

ACAR 1200 ACAR 1200

AC

AR

1080

,6

AC

AR

10

80,6

2.5

km

ACAR 900

2.5

km

0.7

km


Medellín

Bogotá

Cali

Fortalece la infraestructura hacia la Costa

Permite optimizar los recursos entre el centro y norte del país

Acerca la transmisión nacional hacia la frontera con Venezuela

Red ExistentesRed 500 kVRed 230 kV

Plan de ExpansiónRed a 230 kVRed a 500 kV

Medellín

Bogotá

Cali

Fortalece la infraestructura hacia la Costa

Permite optimizar los recursos entre el centro y norte del país

Acerca la transmisión nacional hacia la frontera con Venezuela





Ocaña 500 kV

Ocaña 230 kV

3x40 Mvar650 ΩΩΩΩ1x40 Mvar de Rpto

Primavera 500 kV

3x120 MVA1x120 MVA Rpto




2650 ΩΩΩΩ1x20 Mvar de Rpto Existente


247 km

ACAR 1200

Ocaña 500 kVOcaña 500 kV

Ocaña 230 kVOcaña 230 kV

3x40 Mvar650 ΩΩΩΩ1x40 Mvar de Rpto

Primavera 500 kVPrimavera 500 kV

3x120 MVA1x120 MVA Rpto




2650 ΩΩΩΩ1x20 Mvar de Rpto Existente


247 km

ACAR 1200

El proyecto comprende la entrada de las subestaciones Ocaña, Copey y Bolívar a 500 kV y sutransformación asociada 500/230 kV. Adicionalmente, se tienen previstas algunasreconfiguraciones sobre las líneas Sabana – Ternera y Sabana – Cartagena con la entrada de lasubestación Bolívar a 220 kV, y el nuevo circuito a 220 kV Copey - Valledupar.

22

Expansión de la red de 500 kV

Proyecto: S/E Porce 500 kV y las líneas de transmisión asociadas,necesarias para interconectar la central Porce III.Fecha de entrada: 2010.

La S/E permitirá conectar 660 MW adicionales al

STN


PANAMA

GUAJIRA

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO

MAGDALENA

CESAR

NORTE SANTANDER

ANTIOQUIA CHOCO

CORDOBA

ARAUCA

SANTA MARTA

BARRANQUILLA

FUNDACIÓN

COPEY

VALLEDUPAR

CUATRICENTENARIO

GUAJIRA

CUESTECITA

FLORES

TEBSA

CARTAGENA

CANDELARIA

URABÁ

CERROMATOSO

OCAÑA

URRÁ

CHINU

SAN MATEO

CUCUTA

CAÑOLIMÓN

TASAJERO

BANADIA

SAMORÉ

TOLEDO

SABANALARGA

GUATIGUARÁ

BARRANCA

MERILECTRICA

COMUNEROS

BUCARAMANGA

PALOS

SALTO PORCE II

COROZO

VENEZUELA

CIRA INFANTA

SILENCIO

TERNERA

PORCE 4

PORCE 3 ITUANGO

PRIMAVERA

Ecopetrol

BOLIVARBOSQUE

TERMOCOL

PANAMÁ II 230 kV

SOGAMOSO

GUADALUPE IV

BARBOSA LA TASAJERA

23

Sistema de TransmisiónNacional con Expansión 2011 - 2024


SANTANDER

CASANARE CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA BOYACÁ

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

JAMONDINO

MOCOA

ALTAMIRA

BETANIA

SAN BERNARDINO

MIROLINDO

JUANCHITO

SALVAJINA PAEZ

PANCE

A.ANCHICAYA YUMBO

SAN MARCOS

LA VIRGINIA

LA ENEA

SAN FELIPE

MIEL 1

REFORMA

CIRCO

PARAISO

GUACA

LA MESA

BALSILLAS

PAIPA

SOCHAGOTA

TERMOCENTRO MALENA

LA SIERRA

PURNIO

ORIENTE

GUATAPÉ

SAN CARLOS

ECUADOR

TORCA

COLOMBIA

OCCIDENTE

QUIMBO

ALFÉREZ

NUEVA ESPERANZA

S.MATEO

SALITRE

NOROESTE

GUAVIO

JAGUAR

BACATÁ

NUEVA GRANADA

TUNAL

MIEL 2

LA HERMOSA

CARTAGO ARMENIA

CHIVOR

CHIVOR 2

NORTE

CHOCÓ

GUAYABALBARBOSA

JAGUAS

PLAYAS

LA TASAJERA

BELLO

MIRAFLORES

ENVIGADO

ANCON SUR

ESMERALDA

GUAVIARE

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA

SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA

SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA

SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA

SUBESTACIÓN STN 500 kV

SUBESTACIÓN STN 220 kV

220 kV

500 kV

RED STN DEFINIDA

RED 500 kV PROPUESTA

RED 220 kV PROPUESTA

CONEXIÓN HVDC 2 POLOS

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA

Lineas del SIN Año 2000 (km) Año 2010 (km)

220-230 kV 10221.03 11,654.60

500 kV 1447.59 2,646.30

24

Interconexiones internacionales




25

EL COROZOSAN MATEO

230 kV

CUATRICENTENARIOCUESTECITAS

220 kV

LA FRÍAZULIA

115 kV

EL COROZOSAN MATEO

230 kV

CUATRICENTENARIOCUESTECITAS

220 kV

LA FRÍAZULIA

115 kV



POMASQUIJAMONDINO

230 kV

TULCANPANAMERICANA

138 kV

POMASQUIJAMONDINO

230 kV

TULCANPANAMERICANA

138 kV

Jamondino – Pomasqui 230 kV

Capacidad

Panamericana – Tulcán 138 kV

Zulia – La Fría 115 kV

San Mateo – El Corozo 230 kV

Cuestecitas – Cuatricentenario 220 kV

Enlace

Jamondino – Pomasqui 230 kV

Capacidad

Panamericana – Tulcán 138 kV

Zulia – La Fría 115 kV

San Mateo – El Corozo 230 kV

Cuestecitas – Cuatricentenario 220 kV

Enlace

150 MW

150 MW

36 MW

35 MW

250 MW *

XM, 2011

500 MW

26

INTERCONEXIONES INTERNACIONALESEl 01 de Marzo de 2003, entró en operación comercial la Interconexión Pasto - Quito a 230 kV.

El 01 de Marzo de 2003, entrEl 01 de Marzo de 2003, entróó en operacien operacióón n comercial la Interconexicomercial la Interconexióón Pasto n Pasto -- Quito a Quito a 230 kV.230 kV.


Interconexión Eléctrica(Integración Física)

InterconexiInterconexióón Eln Elééctricactrica(Integraci(Integracióón Fn Fíísica)sica)

Características del ProyectoCaracterísticas del Proyecto

ConfiguraciónConfiguración 230 kV - 2C230 kV - 2C

LongitudLongitud 212 km212 km

CompensaciónCapacitivaInductiva

CompensaciónCapacitivaInductiva

72 Mvar25 Mvar

72 Mvar25 Mvar

CapacidadCapacidad 260 MW260 MW

27


Interconexión EléctricaInterconexiInterconexióón Eln Elééctricactrica Feb 03Feb 03Feb 03 Mar 03Mar 03Mar 03

Marzo

01 de 2003

Marzo

01 de 2003

Marzo

01 de 2003

Integración de MercadosIntegraciIntegracióón de Mercadosn de Mercados

CorredorVe-Co-Ec

35 MW

CorredorCorredorVeVe--CoCo--EcEc

35 MW35 MW35 MW35 MW35 MW

250 MW250 MW250 MW

CorredorVe-Co-Ec250 MW

CorredorCorredorVeVe--CoCo--EcEc250 MW250 MW

260 MW260 MW260 MW

250 MW250 MW250 MW


Panamericana-Tulcán17 km - 138kV - 35 MW1998 (Radial)

Panamericana-Tulcán17 km - 138kV - 35 MW1998 (Radial)

Colombia - EcuadorColombia - Ecuador

• Cuestecitas - Cuatricenten

128 km - 230kV - 150 MW

1992 (Coordinada)

• Zulia - La Fría

25 km - 115kV - 36 MW

1969 (Radial)

• Corozo - San Mateo

69 km - 230kV - 150 MW

1996 (Radial)

• Cuestecitas - Cuatricenten

128 km - 230kV - 150 MW

1992 (Coordinada)

• Zulia - La Fría

25 km - 115kV - 36 MW

1969 (Radial)

• Corozo - San Mateo

69 km - 230kV - 150 MW

1996 (Radial)

Colombia - VenezuelaColombia - Venezuela

Pasto - Quito212 km -230kV-260 MW2003 (Coordinada)

Pasto - Quito212 km -230kV-260 MW2003 (Coordinada)

Colombia - EcuadorColombia - Ecuador

28

Refuerzo de la interconexión con EcuadorProyecto: Línea de transmisión a 230 kV Circuito doble Betania – Altamira –Mocoa - JamondinoFecha de entrada: 2007

VENEZUELACartagena

BarranquillaSanta Marta

Cúcuta

Se espera que todos los equipos asociados al Proyecto estén en servicio a más tardar el 5 de diciembre de 2007

295

km

136

km

Altamira

25 Mvar(Nuevo)

83 km

Betania

Mocoa

150 MVA

Propiedad Electrificadora del Huila

VENEZUELACartagena


Cúcuta


295

km

136

km

Altamira

25 Mvar(Nuevo)

83 km

Betania

Mocoa

150 MVA


VENEZUELACartagena


Cúcuta


295

km

136

km

295

km

136

km

Altamira

25 Mvar(Nuevo)

83 km

Betania

Mocoa

150 MVA



Medellín

Bogotá

Cali

Cúcuta

Ibagué

ECUADOR

Pasto

Popayán

Red Existente

Red Futura

75 k

m

Jamondino

25 Mvar(Nuevo)

Frontera Colombia - Ecuador

25 Mvar(Nuevo)

Mocoa50 MVA

Actualmente energizado a 110 kV. La adjudicación de la propiedad de esta línea salió a convocatoria por parte del Ministerio de Minas. Se espera que se adjudique en noviembre para entrar el 5 de diciembre de 2007

Propiedad Empresa de Energía de Putumayo

Medellín

Bogotá

Cali

Cúcuta

Ibagué

ECUADOR

Pasto

Popayán

Red Existente

Red Futura

75 k

m

Jamondino

25 Mvar(Nuevo)


25 Mvar(Nuevo)

Mocoa50 MVA



Medellín

Bogotá

Cali

Cúcuta

Ibagué

ECUADOR

Pasto

Popayán

Red Existente

Red Futura

75 k

m

Jamondino

25 Mvar(Nuevo)


25 Mvar(Nuevo)

Mocoa50 MVA



30

Panamá IIPanamá II

Interconexión Colombia – Panamá (HVDC)


CerromatosoCerromatoso

ConversorConversor

Panamá II

DCMonopolar -

AéreaConversorConversor

CerromatosoDC

Monopolar -Cable

Fecha estimada de entrada 2014

300/600 300/600

MWMW

31

Retos futuros



Retos futuros

La demanda como jugador del mercadoLos desarrollos tecnológicos en computación, comunicaciones y

electrónica de potencia han otorgado poder de mercado a la

demanda.

• Elasticidad de la Demanda (Precios Horarios Universales)

• Confiabilidad a la medida (ESPIS)

• Demanda Inteligente (Smart Grid)

• Interconexiones Internacionales


600 MW

800 MW

1000 MW

1200 MW

1400 MW

1600 MW

1800 MW

Nuevos tipos de Demanda – PHEV

Los Autos Eléctricos Híbridos Recargables (PHEV) son una realidad.

Se empieza a borrar la línea entre electricidad y otros energéticos.

Se hace más evidente que la Electricidad no es una fuente de energía, es un transportador de energéticos.


600 MW

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Año 2020 Año 2020 + PHEV

Chevy Volt ® - 201116 kWh/día (2 kW x 8 Horas)

Algunos números sobre el impacto en el sistema de potencia en una ciudad como Medellín (8,000 MW – 1,800 MW)

Media Penetración (2018) – 10,000 autosPotencia requerida con 100% coincidencia: 20 MW (5%)

Nuevas tendencias en generación – El próximo Reto

• Penetración en Latinoamérica ?

• En especial donde hay potencial hídrico

• Es un tema de cómo exportarla ?

Generación Sostenible (Green Generation)

• Poca Información sobre el comportamiento esperado


• Parte de la demanda• Flujo de energía en dos sentidos• Optimiza la red ?• Cogeneración y autogeneración

(Un uso común de gen distribuida)

Generación Distribuida

Como se garantiza la

seguridad y confiabilidad

del sistema ?

comportamiento esperado de la Generación Distribuida

• Comportamientos no predecibles en el corto/mediano plazo

Retos para la Expansión en las Grandes Ciudades• Crecimientos de la Economía entre 3% y 8 %• Población cada vez más concentrada en las

ciudades• Planeación urbana “deficiente”• Costos de la tierra crecientes• Limitación en servidumbres• Redes de subtransmisión y distribución al límite

de su capacidad y vida útil.

• Como se atenderá a las ciudades “hambrientas” de energía con mayor confiabilidad ?

• Como hacerlo de la manera más económica posible ?

• Es el cableado subterráneo la única opción ?


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Retos para la PlaneaciónOperación de RedesControl de la OperaciónMantenimiento del SPNuevos Problemas Operativos

Crecimiento de DemandaExpansión GeneraciónExpansión TransmisiónPlaneación Urbana

Coordinación Gas – ElectricidadElectricidad en el TransporteEconomía del Hidrógeno ?


Cuando no hay planeamiento cada quien resuelve su problema

SostenibilidadGeneración VerdeGeneración DistribuidaDemanda y Transmisión Inteligentes

Economía del Hidrógeno ?

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evolución del sin en los últimos diez años - xm.com.co de... · además el trabajo requerido en...

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