Confiabilidad y Agotamiento de la Red. Restricciones.

CRITERIOS PARA EVALUACIÓN DE BENEFICIOS DE LAS OBRAS DEL PLAN DE EXPANSIÓN Mayo de 2012

Confiabilidad y Agotamiento de la Red. Restricciones.
CONTENIDO Beneficios cuantificados por la UPME en los proyectos del Plan de Expansión. Confiabilidad y Agotamiento de la Red. Restricciones. Caso Piloto: Proyecto San Felipe – Mirolindo – Betania 230 kV. Valoración de Beneficios para la conexión al SIN de proyectos de generación y su relación con la reducción de Restricciones. Resolución UPME 0515 de 2008 – Proyectos OEF. Reducción del Costo Operativo. Proyectos definidos por la UPME en sus Planes de Expansión para la reducción y/o eliminación de Restricciones.

METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LA CONFIABILIDAD – AGOTAMIENTO DE LA RED
Inicio Establecer las condiciones base para el año j (generación , demanda y topología) Análisis de contingencia Agotamiento de la Red: Se establece la ENS Violaciones Selección de N contingencias críticas (Ranking) Para la contingencia i Se establece la ENS i = i + 1 i < N Fin Análisis bajo condiciones normales de operación no si

Inicio Establecer las condiciones base para el año j (generación , demanda y topología) Análisis de contingencia Agotamiento de la Red: Se establece la ENS Violaciones Selección de N contingencias críticas (Ranking) Para la contingencia i Se establece la ENS i = i + 1 i < N Fin Análisis bajo condiciones normales de operación no si ENS [Kwh-año] = PNS x t x 365

Inicio Establecer las condiciones base para el año j (generación , demanda y topología) Análisis de contingencia Se establece la ENS Violaciones Selección de N contingencias críticas (Ranking) Para la contingencia i i = i + 1 i < N Fin Análisis bajo condiciones normales de operación no si ENS [Kwh-año] = PNS x t x 365 Agotamiento de la Red: Se establece la ENS ENS [Kwh-año] = PNS x ( λ . r) x K

Inicio Establecer las condiciones base para el año j (generación , demanda y topología) Análisis de contingencia Violaciones Selección de N contingencias críticas (Ranking) Para la contingencia i Se establece la ENS i = i + 1 i < N Fin Análisis bajo condiciones normales de operación no si Demanda máxima, media o mínima ENS [Kwh-año] = PNS x t x 365 Agotamiento de la Red: Se establece la ENS ENS [Kwh-año] = PNS x ( λ . r) x K

Inicio Establecer las condiciones base para el año j (generación , demanda y topología) Análisis de contingencia Se establece la ENS Violaciones Selección de N contingencias críticas (Ranking) Para la contingencia i i = i + 1 i < N Fin Análisis bajo condiciones normales de operación no si Demanda máxima, media o mínima ENS [Kwh-año] = PNS x t x 365 ENS [Kwh-año] = PNS x ( λ . r) x K

RESTRICCIONES si no Inicio Para las M Restricciones identificadas
Para la Restricción i Se establece la medida de administración del riesgo si la hay (MW de Generación de Seguridad) i = i + 1 no si Se establece la probabilidad P del escenario restrictivo Se valora el costo de la restricción como la diferencia entre su Reconciliación + y el Precio de Bolsa (Rec + - Pb) i < M Fin

RESTRICCIONES Beneficio = (MW).(Rec+ - Pb).P si no Inicio
Para las M Restricciones identificadas Para la Restricción i Se establece la medida de administración del riesgo si la hay (MW de Generación de Seguridad) i = i + 1 no si Se establece la probabilidad P del escenario restrictivo Se valora el costo de la restricción como la diferencia entre su Reconciliación + y el Precio de Bolsa (Rec + - Pb) i < M Fin Beneficio = (MW).(Rec+ - Pb).P

RESTRICCIONES Contingencia 1 Contingencia 2
Inicio Para las M Restricciones identificadas Para la Restricción i Se establece la medida de administración del riesgo si la hay (MW de Generación de Seguridad) i = i + 1 no si Se establece la probabilidad P del escenario restrictivo Se valora el costo de la restricción como la diferencia entre su Reconciliación + y el Precio de Bolsa (Rec + - Pb) i < M Fin Contingencia 1 Contingencia 2 Beneficio = (MW).(Rec+ - Pb).P

RESTRICCIONES Contingencia 1 Contingencia 2
Inicio Para las M Restricciones identificadas Para la Restricción i Se establece la medida de administración del riesgo si la hay (MW de Generación de Seguridad) i = i + 1 no si Se establece la probabilidad P del escenario restrictivo Se valora el costo de la restricción como la diferencia entre su Reconciliación + y el Precio de Bolsa (Rec + - Pb) i < M Fin Contingencia 1 Contingencia 2 Beneficio = (MW).(Rec+ - Pb).P Contingencia 1: Despachar el generador del STR. Contingencia 2: Limitación del Generador A y redespacho del B.

RESTRICCIONES Explicar las ecuaciones (incluyendo la independencia de las exportaciones, salvo su impacto en la determinación de la fecha de entrada del proyecto) y recalcar que la disminución de la generación requerida depende exclusivamente si no se tiene ese despacho en mérito. Es decir, hay que calcular la probabilidad de no tener la generación requerida en mérito. Explicar la gráfica y lo que significa la “probabilidad de utilidad del proyecto” Después de esto, comentar que se calculo la probabilidad con información histórica real y simulaciones del MPODE.

CASO PILOTO: ÁREA SUROCCIDENTAL
PROBLEMÁTICA Limitación en los intercambios de potencia entre el área y el resto del sistema debido a los voltajes post–contingencias ante escenarios de falla. Para mantener los voltajes en la zona y evitar violaciones ante contingencias en transformación 500/230 kV, es necesario limitar las transferencias por la línea San Carlos – Virginia 500 kV Lo anterior puede generar restricciones en el sistema. Exponer la problemática del área. Específicamente lo que pasa cuando se tienen más de 550MW circulando por el enlace San Carlos – Virginia y ocurre una contingencia en el Transformador de San Marcos (Violaciones en el TR de Virginia). Especificar que se pueden generar restricciones en el sistema (generación de seguridad en el área) si y solo si el despacho necesario no esta en mérito.

PROYECTO SAN FELIPE – MIROLINDO – BETANIA 230 kV Nuevo doble circuito de 85 Km entre las S/E San Felipe y Mirolindo 230 kV. Nuevo circuito de 206 Km entre las S/E Mirolindo y Betania 230 kV (utilizando la infraestructura existente) Compensación serie capacitiva en los dos circuitos Betania – Mirolindo 230 kV. Mencionar que uno de los proyectos candidatos para resolver el problema de limitación a la importación de Suroccidente, es el corredor San Felipe – Mirolindo – Betania 220 kV. Describirlo, haciendo énfasis en: i) Mas de 200 km entre Betania – Mirolindo, lo que hace necesario implementar compensación capacitiva serie en el circuito actual y en el que se propone (al ser circuitos tan largos, se presentan pérdidas de potencia activa y reactiva en los enlaces). Mencionar que en el escenario de alta demando y altas exportaciones al Ecuador, El flujo que pueda venir de Miel, Miel II, Paraiso o Guaca al final entraría al área por el doble circuito Betania – Mirolindo.

METODOLOGÍA Sin proyecto, se determina el límite de importación en el área para cada año. Se reduce progresivamente la generación en el área y se realizan contingencias sencillas en la red asociada hasta encontrar violaciones por sobrecarga o baja tensión. Se realiza el mismo ejercicio considerando el proyecto San Felipe – Mirolindo –Betania 220 kV. Los beneficios del proyecto dependen de la probabilidad de utilidad del mismo. Y esta probabilidad depende de la generación requerida en cada año. Aparte de mencionar lo de Hituango, aclarar que en la practica los cortes se reducen progresivamente con el crecimiento de la demanda o en el mejor de los casos se mantienen si la red no crece o no aumento de la capacidad instalada de generación. Se mantiene el corte con el animo de realizar una valoración optimista del proyecto. Se cuantifican los beneficios que tendría el proyecto para el Sistema. Es decir, no se tiene en cuenta el aumento de la capacidad de importación del área debido a la entrada de Hidroituango (conexión con Virginia)

RESULTADOS: El proyecto reduce en 105 MW la generación requerida. Con o sin proyecto, el evento de falla que impuso el límite de importación fue la contingencia del transformador de San Marcos 500/230 kV (violación por sobrecarga en TR Virginia) . Las gráficas de la izquierda representan la evolución de la generación requerida en el área Suroccidental (Sin Ituango). Los beneficios del proyecto en demanda máxima se agotan alrededor del año 2025 (la generación requerida es superior a la capacidad instalada) La probabilidad de utilidad del proyecto oscila entre 0 y 14 %. Resaltar la congruencia entre la evolución de la generación requerida en demanda máxima y la probabilidad de utilización del proyecto en este mismo periodo.

EVALUACIÓN ECONÓMICA (B/C) Beneficios: Reducción de la generación requerida en el área Suroccidental si y solo si este despacho no esta en mérito. Se valoró como la diferencia entra las reconciliaciones positiva y negativas (Actualmente es R+ - Pb) Costos: Valoración de activos mediante Unidades constructivas de la resolución CREG 011 de 2009. CONCLUSIONES La reducción de la generación requerida es de tan solo 105 MW. Con base en la información histórica del despacho, la cual considera diferentes periodos de verano, se encontró que la máxima probabilidad de utilización del proyecto es del 14%. Esto quiere decir que la generación requerida en el área estaría en mérito la mayor parte del tiempo. En virtud de lo anterior, la relación beneficio /costo de este proyecto es inferior a 1.

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 DEFINICIONES:
Cargo X Confiabilidad: Remuneración que se le paga a un Agente generador por la disponibilidad de Activos de Generación, que garantiza el cumplimiento de las obligaciones de Energía en Firme que le fueron asignadas en la Subasta. Energía en Firme para el cargo por confiabilidad (ENFICC): Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología en un periodo de un año. Obligaciones de Energía en Firme: Vínculo resultante de la subasta ,que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el despacho ideal, una cantidad diaria de energía durante el periodo de vigencia de la obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Periodo de Vigencia de la Obligación: Periodo de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de sus Obligaciones de Energía Firme. Precio de Escasez: Valor que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía en Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía. Costo Incremental de Racionamiento: Costo económico en que se incurre cuando se deja de atender una unidad de demanda.

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 METODOLOGÍA

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 Beneficios por confiabilidad Energética
METODOLOGÍA Beneficios por confiabilidad Energética

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 METODOLOGÍA Beneficios por confiabilidad Energética Beneficios por Reducción de Costo Operativo

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 METODOLOGÍA Beneficios por confiabilidad Energética Beneficios por Reducción de Costo Operativo Costo del Cargo x Confiabilidad

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 METODOLOGÍA Beneficios por confiabilidad Energética Beneficios por Reducción de Costo Operativo Costo del Cargo x Confiabilidad Costo de la Red de Conexión

RESOLUCIÓN UPME 0515 de 2008 METODOLOGÍA Beneficios por confiabilidad Energética Beneficios por Reducción de Costo Operativo Costo del Cargo x Confiabilidad Costo de la Red de Conexión DONDE: Ei: Obligación de Energía firme Anual asignada a la planta para el año i. n: Periodo de Vigencia de la Obligación de Energía Firme. CR1: Costo incremental de Racionamiento del primer Escalón. PE: Precio de Escasez. P%: Probabilidad de tener una condición de baja hidrología, como un Fenómeno del Niño (19%) Cc: Costo del Cargo por Confiabilidad

REDUCCIÓN DEL COSTO OPERATIVO
CONSIDERACIONES: Poferta G1 < Poferta G2 < Poferta G3 < Poferta G4 Precio de Bolsa = Poferta G3 Por limitaciones de la red de transmisión, específicamente la contingencia de la línea LG1G4, no es posible garantizar la confiabilidad y seguridad del Sistema bajo el despacho ideal. Por lo anterior, se establece un despacho que permita atender la demanda del sistema aún bajo condiciones de contingencia sencilla. Para este ejercicio, la limitación de la Red implica que la planta de generación G4 deba ser despachada fuera de mérito. Esto ocasiona restricciones al Sistema.

SOBRECOSTO OPERATIVO REAL El Generador 1 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (10 x Pb). El Generador 2 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (50 x Pb). El Generador 3 recibe por bolsa (40 x Pb) y por concepto de R+ (40 x PofertaG3) = (40 x Pb) El Generador 4 recibe por concepto de R (20 x Poferta G4) Valor Despacho Ideal = (140 x Pb) = (140 x Poferta G3) Valor Despacho Real (140 x Pb) – (60 x Pb) + [(40 x Pb) + (20 x Poferta G4)]

SOBRECOSTO OPERATIVO REAL El Generador 1 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (10 x Pb). El Generador 2 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (50 x Pb). El Generador 3 recibe por bolsa (40 x Pb) y por concepto de R+ (40 x PofertaG3) = (40 x Pb) El Generador 4 recibe por concepto de R (20 x Poferta G4) Valor Despacho Ideal = (140 x Pb) = (140 x Poferta G3) Valor Despacho Real (140 x Pb) – (60 x Pb) + [(40 x Pb) + (20 x Poferta G4)] R- R+

CONEXIÓN DE UNA NUEVA PLANTA Se pretenden conectar en el sistema una planta G5 de 20 MW (Ver figura) Se asume que el precio de oferta del generador G5 es el menor de todas las plantas. El precio de bolsa sigue siendo Poferta G3 2 x 50 MW 100 MW G3 G1 G2 80 MW 40 MW 100 MW 100MW 50 MW 80 MW 100 MW 100 MW G3 60 MW 30 MW G4 20 MW

SOBRECOSTO OPERATIVO REAL CON G5 El Generador 5 recibe por bolsa (20 x Pb) El Generador 1 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (10 x Pb). El Generador 2 recibe por bolsa (50 x Pb) y devuelve por concepto de R- (50 x Pb) El Generador 3 recibe por bolsa (20 x Pb) y por concepto de R+ (60 x Poferta G3) = (60 x Pb) Valor Despacho Ideal = (140 x Pb) = (140 x Poferta G3) Valor Despacho Real (140 x Pb) – (60 x Pb) + (60 x Poferta G3) = (140 x Pb) – (60 x Pb) + (60 x Pb) = (140 x Pb)

CONCLUSIONES La incorporación del nuevo Generador implica una reducción del sobrecosto operativo del sistema, es decir, reducción de restricciones. Por otro lado, si bien es cierto que en el caso estudiado no hubo un desplazamiento del precio de bolsa, en la práctica esto puede llegar a suceder en aquellos casos donde el precio de oferta de la nueva planta sea menor al precio de bolsa (sin considerar el nuevo generador). Adicionalmente, la capacidad ofertada del nuevo generador debe ser superior a la capacidad asignada al último generador despachado (sin considerar el proyecto). En conclusión, la conexión de un nuevo generador puede tener beneficios por reducción del precio de bolsa y reducción de restricciones. Desde el punto de vista de la expansión de la transmisión, hubiera sido podido obtener la misma reducción del costo operativo con una nueva línea de transmisión (en detrimento de la conexión del Generador 5). En este sentido, la ubicación estratégica de nuevos proyectos de generación pueden implicar tener el mismo efecto de reducción de restricciones. La decisión de instalar un nuevo generador o desarrollar una nueva línea dependerá de factores como tecnología de la planta, ubicación, capacidad instalada, disponibilidad, etc.

METODOLOGÍA PARA CUANTIFICACIÓN DE LOS BENEFICOS: Reducción del Precio de Bolsa (Costo Marginal): A través del MPODE se analiza en el largo plazo el comportamiento del Costo Marginal del Sistema con y sin el nuevo proyecto de generación. La diferencia de estos dos valores multiplicado por la demanda será el beneficio Energético de la incorporación de la nueva Planta. Beneficio = (Pbsin proy – Pbcon proy) x Demanda Reflexión: En el MPODE el precio de Oferta de un generador es la suma de sus costos fijos y costos variables. En la práctica, estos Agentes afectan sus ofertas con una utilidad adicional. Según información histórica, aproximadamente el 20 % de la demanda del país se tranza en bolsa. En este sentido, los beneficios por reducción de costo marginal solamente lo verían estos usuarios. Por otro lado, si bien es cierto que el valor del KWh acordado a través de contratos puede tener directa relación con el precio de bolsa (valor promedio), pueden existir elementos exógenos que afecten este valor promedio.

METODOLOGÍA PARA CUANTIFICACIÓN DE LOS BENEFICOS: Reducción del Precio de Bolsa (Costo Marginal): A través del MPODE se analiza en el largo plazo el comportamiento del Costo Marginal del Sistema con y sin el nuevo proyecto de generación. La diferencia de estos dos valores multiplicado por la demanda será el beneficio Energético de la incorporación de la nueva Planta. Beneficio = (Pbsin proy – Pbcon proy) x Demanda x K% Reflexión: En el MPODE el precio de Oferta de un generador es la suma de sus costos fijos y costos variables. En la práctica, estos Agentes afectan sus ofertas con una utilidad adicional. Según información histórica, aproximadamente el 20 % de la demanda del país se tranza en bolsa. En este sentido, los beneficios por reducción de costo marginal solamente lo verían estos usuarios. Por otro lado, si bien es cierto que el valor del KWh acordado a través de contratos puede tener directa relación con el precio de bolsa (valor promedio), pueden existir elementos exógenos que afecten este valor promedio. En consecuencia, el benefició se afecta por un factor que representa el porcentaje de la demanda que se tranza en bolsa.

METODOLOGÍA PARA CUANTIFICACIÓN DE LOS BENEFICOS: Reducción del costo Operativo (Restricciones) Reflexión: Con el MPODE es posible calcular los sobrecostos operativos, a través de un despacho del sistema considerando la red de transmisión y sus restricciones de capacidad (fuljo de carga DC). Sin embargo, no es factible realizar contingencias sencillas en le red de tal manera de establecer posibles restricciones a la evacuación de las plantas. Es por ello que los límites de intercambio entre áreas son introducidos artificialmente. Es por ello que no se calcula la reducción del costo operativo a través de un despacho con red. Del modelo eléctrico, se calcula la generación mínima requerida, y con el Modelo energético se cuantifica para todo el horizonte de análisis, la probabilidad de tener un despacho inferior al mínimo requerido.

Restricción que alivia
Proyecto Descripción Restricción que alivia Nueva Esperanza S/E Nueva esperanza 500/230 kV – 450 MVA y obras asociadas a nivel de transmisión. Reducción de la generación requerida para el cubrimiento de la restricción Primavera – Bacatá 500 kV. Bosque S/E Bosque 220/66 kV – 300 MVA y obras asociadas. Reducción de la generación requerida a nivel de 66 kV para el cubrimiento de la contingencia de cualquiera de los transformadores de Ternera. Armenia S/E Armenia 230/115 kV – 150 MVA. Reducción de la generación requerida a nivel de 115 kV (plantas filo de agua), para el cubrimiento de la contingencia de cualquiera de los transformadores de conexión en el área. Reactores inductivos en el Sur del País Reactores de 25 MVAr en las subestaciones a nivel de 230 kV Mocoa, Altamira y San Bernardino. Evita la programación de generación de seguridad en el sur del país para la absorción de potencia reactiva. Corredor de línea Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá Nuevas subestaciones a nivel de 230 kV, Chivor II y Norte, junto con el doble circuito desde Chivor hasta Bacatá. Adicionalmente, obras complementarias a nivel de 115 kV. Mitiga las siguientes restricciones: Eliminación de la restricción Guavio – Chivor, cuando se tiene un desbalance de generación entre estas dos plantas. Reducción de la generación requerida para el cubrimiento de la contingencia Primavera – Bacatá 500 kV. Reducción de la generación requerida para el cubrimiento de contingencias a nivel de 115 kV en el norte de la sabana de Bogotá.

Restricción que alivia
Proyecto Descripción Restricción que alivia Alférez Nueva subestación Alférez 230/115 kV – 336 MVA Este proyecto se definió por agotamiento de la capacidad de transformación del área. Caracolí Nueva subestación Caracolí 220/110 kV -300 MVA y líneas de transmisión y sub transmisión asociadas. Mitiga las siguientes restricciones: Elimina el atrapamiento de la generación a nivel de 220 kV, y subsecuentemente, sobrecostos operativos por la programación de otras plantas (Rec +) Reducción de la generación requerida para el cubrimiento de la contingencia de cualquiera de los transformadores del área. Reducción de la generación requerida para el cubrimiento de contingencias a nivel de 115 kV en el área Atlántico. Chinú – Montería - Urabá Nuevas subestaciones a nivel de 220 kV, Chinú y Montería, junto con el nuevo corredor de línea Chinú – Montería – Urabá 220 kV. Tiene beneficios por agotamiento del área Córdoba – Sucre, y la eliminación de la restricción asociada al cubrimiento de la contingencia del transformador 500/230 kV de la subestación Cerromatoso. Segundo Circuito Cartagena – Bolívar 220 kV Segundo Circuito Cartagena – Bolívar 220 kV. Evita en el mediano y largo plazo, la programación de generación de seguridad en el área Caribe, para cubrir la contingencia del circuito Bolívar – Bosque 220 kV. Bello – Guayabal - Ancón Nueva subestación Guayabal 230/110 kV – 300 MVA y corredor de línea a nivel de 220 kV, Bello – Guayabal - Ancón . Evita el atrapamiento de la generación en el Nororiente de Antioquia, y subsecuentemente, sobre costos operativos por la programación de otras plantas (Rec +)

CONEXIÓN DE ITUANGO E INCREMENTO DE LOS LÍMITES DE IMPORTACIÓN A LAS ÁREAS CARIBE Y SUROCCIDENTAL Mayo de 2012

ANTECEDENTES En junio de 2008, la sociedad Hidroeléctrica Pescadero Itaungo S.A. E.S.P. fue habilitada para participar en la subasta del Cargo por Confiabilidad. Así mismo, fue merecedora de una obligación de Energía en Firme de 1085 GWh/año, cuyo periodo de vigencia iniciará a partir del 1 de diciembre del año 2018. En los Planes de Expansión de la UPME, versiones 2009 – 2023, 2010 – 2024 y 2012 – 2025, la Unidad presentó en la visión de largo plazo, la primera aproximación de la conexión de Ituango. En el CAPT 108, la UPME presentó los análisis técnicos asociados a la conexión de Ituango. En esta misma reunión, por solicitud del mismo CAPT se propuso que en el Comité técnico y Regulatorio se analizará la propuesta de la UPME.

ANTECEDENTES En el mes de Enero del año en curso, la planta de generación Ituango adquirió nuevas Obligaciones de Energía en Firme. Durante lo transcurrido del año, se han llevado a cabo análisis complementarios, con el objetivo de definir la red óptima de conexión. Así mismo, se ha contado con la estrecha colaboración de XM y el CAPT. La red eléctrica se describe a continuación: Doble circuito Ituango – Cerromatoso 500 kV. Circuito Ituango – Primavera 500 kV. Ituango – Medellín 500 kV Interconexión Medellín - Virgínia, junto con el desarrollo a nivel de 500 kV en la subestación Alférez, y la conformación del anillo Virginia – San Marcos – Alférez – Virginia. Así mismo, reconfiguraciones a nivel de 230 kV. Refuerzo al área Caribe con el corredor Cerro –Chinú – Copey 500 kV.

RESULTAOS LÍMITE DE IMPORTACIÓN EN EL ÁREA CARIBE
Para todas las alternativas, la limitante a la importación fue la saturación del SVC Chinú 500 kV, y las bajas tensiones que se presentan en el área Caribe cuando se materializa una contingencia. Sin proyecto, la generación requerida a partir del año 2020 (en las plantas del área Caribe que son efectivas para controlar la restricción), ya no es suficiente. Desde el punto de vista técnico, las mejores alternativas son los corredores Cerro – Copey 500 kV y Cerro – Chinú – Copey 500 kV.

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