• Segundo circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV. Fecha de entrada en operación: junio de 2026.
  Mediante Resolución 40779 del 21 de octubre de 2019, el Ministerio de Minas y Energía – MME adoptó el Plan de Expansión de Transmisión 2019 – 2033, el cual definió la nueva subestación Sahagún 500 kV, seccionando uno de los circuitos Cerromatoso – Chinú 500 kV. Basado en lo anterior se ha observado un alto interés en la conexión de proyectos de generación a la subestación Sahagún 500 kV, por lo que, en función de la capacidad de la zona, con corte a mayo del 2022 fue asignada una capacidad de transporte a proyectos por cerca de 2.200 MW.
  De lo anterior la UPME propone el proyecto en el cual se pretende ingresar al sistema interconectado un nuevo circuito entre Cerromatoso y Chinú 500 kV a la subestación Sahagún para lograr mayor confiabilidad
  y seguridad, teniendo en cuenta las nuevas capacidades de generación a conectarse en dicha subestación.

• Corte central en el diámetro uno (1) de la subestación Chinú 220 kV. Fecha de entrada en operación: noviembre de 2024.Mediante Resolución 18 0423 del 21 de marzo de 2012, el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Expansión de Referencia Transmisión 2012 – 2025, el incluyó la nueva subestación Chinú 220 kV, la instalación de un nuevo transformador 500/220 kV y un nuevo circuito Chinú – Montería 220 kV. Dicha subestación y sus líneas asociadas fueron objeto de la Convocatoria Pública UPME 07 – 2013, ejecutadas por INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P.
  La subestación Chinú 220 kV ubicada en el departamento de Córdoba, diseñada y construida para operar en configuración de interruptor y medio (IM), sin embargo, por la cantidad de elementos hoy conectados (la bahía del transformador Chinú 500/220 kV y la bahía de la línea Chinú – Montería 220 kV) opera en configuración anillo. Para el año 2023 se tiene prevista la conexión de un usuario en la subestación Chinú 220 kV, quien se conectará en el diámetro uno, donde se encuentra conectado el transformador 500/220 kV.
  En la subestación se identificó que el diámetro uno (1) de la misma, no cuenta con el corte central, por tanto, se hace necesaria su instalación para poder conectar en el mismo diámetro el usuario y el transformador.

• Bahía de compensación, corte central para el nuevo diámetro, bahía de transformador en el diámetro dos (2), protección diferencial para el barraje en la subestación San Marcos 500 kV. Fecha de entrada en operación: diciembre de 2024.La subestación San Marcos 500 kV está diseñada para operar en configuración Interruptor y Medio (IM) y cuenta con dos diámetros, en uno de ellos se conecta la línea San Marcos – La Virginia a través de una bahía y su corte central; en el otro diámetro se conecta el transformador 500/230 kV, pero no cuenta con bahía propia ni corte central. La nueva línea San Marcos – Alférez 500 kV se conectará con bahía propia y corte central en el mismo diámetro donde se ubica el transformador, sin embargo, el dicho transformador seguiría sin bahía propia, por tanto, se requiere la instalación una bahía de transformación a 500 kV para completar el diámetro y así lograr la selectividad y confiabilidad que requiere la subestación.
  A nivel de desempeño eléctrico, el área eléctrica Suroccidental (Valle del Cauca, Cauca, Nariño, Huila y Putumayo), presenta sobretensiones en periodos de demanda media y mínima y ante determinados escenarios de despacho de generación. Por tal razón, resulta necesario instalar una compensación reactiva inductiva que permita un control efectivo de las tensiones.
  El Plan de Expansión Referencia Transmisión – Generación 2020-2034, se recomendó reubicar la compensación reactiva inductiva fija de 120 MVAr que fue retirada de la subestación Copey 500 kV, e instalarla en la subestación San Marcos 500 kV con el fin de ejercer control de tensión en el área Suroccidental. El retiro de dicha compensación fue producto de las obras de la convocatoria 01-2014 La Loma 500 kV y por tanto no se considera en los costos.
  El Barraje 1 de la subestación San Marcos 500 kV no cuenta con protección diferencial, lo que implica que los elementos conectados en ésta no estén debidamente protegidos ante eventos de falla en barra. Sin embargo, si bien esta protección es necesaria, ISA INTERCOLOMBIA S.A. aclaró que está adelantando la instalación de esta protección en el marco de las obras necesarias para la puesta en operación de las obras de la convocatoria pública UPME 04-2014 (Refuerzo Suroccidental).

• Tercer Transformador en la subestación Bolívar 500/220 kV. Fecha de entrada en operación: junio de 2026.El departamento de Bolívar cuenta con un gran potencial para la conexión y uso de Fuentes no Convencionales de Energía Renovables (FNCER). Este potencial ha sido acompañado con un gran número de solicitudes de conexión en el área y ha derivado en la asignación previa de capacidad por 1.721,6 MW desde el año 2020.
  Con la asignación de capacidad actual, incluida la del periodo de transición de la Resolución CREG 075 de 2021, se presentan cargabilidades cercanas a los límites de capacidad reportados en el PARATEC para uno de los transformadores Bolívar 500/220 kV ante contingencia en el transformador paralelo. Esta situación ocasionó la no asignación de 28 solicitudes de conexión durante el periodo de transición de la Resolución CREG 075 de 2021 debido a que, con éstas se superaba el límite de emergencia e implicaba una violación a los criterios del código de redes. En este sentido, es claro que la capacidad solicitada o el interés para la conexión de nueva generación en la sub-área excede la capacidad de transporte disponible para asignar.

• Instalación segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 kV mediante traslado de transformador existente. Fecha de entrada en operación: diciembre de 2024.En el área Suroccidental ante una importación alta de energía a través del circuito San Carlos – La Virginia 500 kV y ante un escenario de despacho bajo de las plantas de generación en dicha área y una demanda alta, se presenta sobrecarga del transformador existente de la Virginia 500/230 kV ante la contingencia del Circuito La Virginia – San Marcos 500 kV.
  Mediante Resolución MME 90772 del 17 de septiembre de 2013, el Ministerio de Minas y Energía adoptó el Plan de Transmisión 2013 – 2027, el cual definió la Obra denominada Refuerzo Suroccidental 500 kV que consiste en una nueva Subestación Alférez 500 kV y las líneas de transmisión asociadas en 500 kV, para eliminar y mitigar restricciones en el área Suroccidental. Las obras asociadas vienen siendo ejecutadas producto de la convocatoria UPME 04-2014.
  Dados los atrasos presentados en el proyecto antes mencionado se mantiene la mencionada restricción con la sobrecarga del transformador existente Virginia 500/230 kV ante la contingencia del Circuito La Virginia – San Marcos 500 kV, en particulares escenarios de despacho de generación en el área.

• Reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia – BPT. Fecha de entrada en operación para noviembre de 2025.Con el fin de llevar a cabo la obra Alcaraván – Banadía – La Paz 230 kV se requiere la ejecución de la reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV para fortalecer el suministro de energía eléctrica en el área oriental, en especial del departamento de Arauca aumentando la continuidad y confiabilidad del servicio.
  La subestación Banadía 230 kV ubicada en las inmediaciones del municipio de Saravena, Arauca sirve como nodo primario del suministro eléctrico a usuarios industriales y de igual forma atiende una porción considerable de la demanda del departamento de Arauca. Actualmente, esta subestación posee una configuración en barra sencilla, la cual proporciona una baja confiabilidad y flexibilidad al sistema, por lo que, ante eventos y mantenimientos programados, se presentan limitaciones del suministro de energía eléctrica.
  El transportador encargado de la subestación Banadía 230 kV ha manifestado a la UPME su disposición para llevar a cabo esta obra y ha resaltado su importancia, lo cual, junto con la instalación de equipos de medición faltantes, contribuirá a la normalización de la infraestructura para llevar a cabo la ejecución sin contratiempos de los proyectos Alcaraván 230 kV y La Paz 230 kV, considerados vitales para el desarrollo de la región y la conexión de nuevos bloques de generación de energía eléctrica.

Así mismo, se recomienda profundizar en los análisis de beneficio/costo de la línea de Transmisión HVDC a 600 kV, tipo VSC, bipolo con retorno metálico, con el fin de determinar si la conexión de la subestación Colectora 2 500 kV debe ser con la subestación Primavera 500 kV o con la subestación Cerromatoso 500 kV y con ello orientar el o los tipos de recorridos (terrestre o terrestre y submarino).