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PLANEACIÓN ENERGÉTICA
INDICATIVA
ANÁLISIS ENERGÉTICO DE
LARGO PLAZO UTILIZANDO EL
MODELO AS
Gerencia CND
Documento XM-CND-005
Enero 13 de 2017
Panorama energético colombiano
Principales supuestos
Trabajadorespor cuenta
propia
Demás
PersonasNaturales
Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2021)
Modelo optimización
Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas).
Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la
bolsa de energía, ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las
restricciones de transmisión eléctrica, ni las de producción y transporte de gas.
Horizonte 5 años / Resolución mensual
Casos Simulados (estocásticos)
1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas.
2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima)
Demanda Escenario medio UPME: “PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA
EN COLOMBIA”. Revisión Octubre de 2016 versión 2.0
http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Ene
rgia_Electrica_Octubre_2016_version2.0.pdf 2016 Anexos Octubre
Se modelan 6 bloques de demanda.
Interconexiones Internacionales
Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta
intercambios de energía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes.
Modelamiento de Combustibles por planta
Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Guajira1, Flores4, Proeléctrica, Meriléctrica
Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira2 y Gecelca.
Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Candelaria1-2,
Sierra, Dorada, Emcali
Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra
en los documentos “Leame_LP_AS.pdf” e “Información_Básica_Enero_2017.pdf” en este mismo directorio.
Trabajadorespor cuenta
propia
Demás
PersonasNaturales
Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2021)
Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra
en los documentos “Leame_LP_AS.pdf” e “Información_Básica_Enero_2017.pdf” en este mismo directorio.
Precios Combustibles
Carbón: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Gas Natural: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL). Precios de UPME,
información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Generaciones Determinísticas
Se consideró la capacidad de las plantas menores, actualizada con la información reportada para la Subasta de Energía
Firme 2015-2016. Se incluyeron proyectos del Plan de Expansión como San Miguel y Carlos Lleras Restrepo, así como
Termonorte, Porvenir y Ambeima, la cual perdió la obligación de energía firme.
Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información
hasta diciembre/16.
Consideraciones especiales Modelo AS
Se modelaron como hidráulicos los proyectos Amoyá, Cucuana, Sogamoso y Quimbo.
Se produjo generación estocástica –dependiente de la hidrología- de plantas menores hidráulicas con suficiente
información histórica de su generación. La Junca y La Tinta salieron del anterior conjunto.
En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se
dejaron con su capacidad plena.
Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I.
Plantas Subasta y GPPS
Se modela la planta térmica Gecelca 3 de manera explícita; Termocol se supone no entrando en el horizonte de la corrida
dada la incertidumbre que actualmente reina sobre dicho proyecto.
Demás
PersonasNaturales
Proyectos Térmicos
Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW
Proyecto Ambeima
Capacidad Efectiva : 45 MW
Fecha de entrada Enero 30, 2020
Departamento Tolima
Proyecto Gecelca32 (Carbón)
Capacidad Efectiva : 273 MW
Fecha de entrada: Septiembre 30, 2017
Departamento: Córdoba
Demás
Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW
Proyecto: Ituango
Capacidad Efectiva : 1200 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 8563 GWh/año
Proyecto Porvenir II
Capacidad Efectiva : 352 MW
Fecha de entrada Enero 16, 2020
Departamento Antioquia -Chocó
ProyectoCapacidad
[MW]
Fecha esperada de
entrada en operaciónPromotor del proyecto Área operativa
Fecha asignada de obligación de
energía firme
Gecelca 32 (T) 273 30/09/2017 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre
Termonorte (T) 88 1/12/2017 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM Diciembre 01 de 2017
Termoyopal (T) 40 1/12/2017 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste
Guajira I (E) 20 30/12/2018 ISAGEN Caribe - GCM
Solar El Paso 70 MW 70 30/12/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM
Innercol I (T) 90 1/07/2019Industria Colombiana de Energía SAS ESP
INNERCOLNordeste - Boyacá
Escuela de Minas 55 30/07/2019 EPM Antioquia - Chocó
Santo Domingo (H) 56 31/07/2019 EPM Antioquia - Chocó
Pescadero Ituango (H) 1200 25/08/2019 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó Diciembre 01 de 2018
Windpeshi 200 30/11/2019 ENEL GREEN POWER GCM
Porvenir II (H) 352 16/01/2020 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó Diciembre 01 de 2018
Ambeima (H) 45 30/01/2020 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTCNo aplica
(Perdió obligación de energía firme)
La Luna 600 30/06/2020 SLOANE INVESTMENTS CORPORATION GCM
CAA 80 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
CAB 36 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
CARG 55 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
Proyectos de Generación Despachados Centralmente
ProyectoFecha esperada de
entrada en operaciónPromotor del proyecto o OR Estado UPME
Cogenerador Bioenergy 19,9 MW 15/01/2017 EMSA 3
PCH El Edén de 20 MW 23/01/2017 CHEC 3
PCH Cantayús 4.32 MW 30/01/2017 GENERADORA CANTAYÚS S.A.S E.S.P. 3
San Matías de 10 MW 30/01/2017 HMV 3
Juan García 4.9 MW 31/01/2017 EMGESA 3
El Molino 19.9 MW 20/02/2017 HMV 3
PCH Alejandria 15 MW 28/02/2017 EPM 3
Cogenerador Proenca 17 MW 1/03/2017 PROENCA SA ESPTermomechero 4 19 MW 1/05/2017 MECHERO ENERGY Se acoge a la Resolución 179 de 2015
Termomechero 5 19 MW 1/05/2017 MECHERO ENERGY Se acoge a la Resolución 179 de 2015
Termomechero 6 19 MW 1/05/2017 MECHERO ENERGY Se acoge a la Resolución 179 de 2015
Termoaguazul 1 de 16.6 MW 1/05/2017 SOENERGYTermoaguazul 2 de 16.6 MW 1/05/2017 SOENERGYTermoaguazul 3 de 16.6 MW 1/05/2017 SOENERGY
Sirgua 10 MW 30/07/2017 EPM 3
Solar Fotovoltaico 9.9 MVA 31/10/2017 EPSA 3
PCH Rio Mulatos 8.32 MW 15/12/2017 EPM
PCH Luzma I de 19.6 MW y Luzma II de 19.6 MW 30/12/2017 GENERADORA LUZMA S.A.S. E.S.P.
Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/12/2017 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P.
PCH TZ II 10.5 MW 30/12/2017 EPM 3
PCH Aures Bajo 19.4 MW 30/12/2017 EPM 3
Atlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/12/2017 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. 3
PCH San Andrés 20 MW 31/12/2017 EPM 2
Atlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 31/12/2017 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S.
PCH Buco de 1.36 MW 30/01/2018 CEO 3
Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/2018 Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S.Planta menor Awarala 19.9 MW 30/05/2018 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. 3
PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/2018 LATAMSOLAR COLOMBIAPCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 EPSA 3
PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 EPSA 3
PCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 EPSAPCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 EPSA 3
PCH Montebonito 19.9 MW 30/12/2018 CHEC 3
Wayúu de 12 MW 30/12/2018 WAYÚU S .A E.S.P. 3
PCH Hidronare 14 MW 30/12/2018 EPM 3
PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/2018 LATAMSOLAR COLOMBIA 3
Falcon 13.5 MW 31/12/2018 EPM 2
Paloma 13.6 MW 31/12/2018 EPM 3
San Bartolomé 19.9 MW 30/04/2020 CH San Bartolomé S.A.S. E.S.P. 2
Oibita 19.9 MW 30/04/2020 CH Oibita S.A.S. E.S.P. 2
Liborina II 10 MW 31/12/2020 EPM 2
Río Aguejar 20 MW 31/12/2020 EMSA 2
Río Mapa 4 MW 31/12/2020 CHEC 1
PCH Zuca de 9.2 MW Por definir EPM 2
PCH Barrancas 4.7 MW Por definir HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. 3
Aumento capacidad cogenerador Riopaila 35 MW Por definir RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. 3
PCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P 3
PCH Cauyá 1.5 MW Por definir CHEC 3
Autogeneración Argos Tolúviejo 3.7 MW Por definir EPSAAutogenerador Argos Zona Franca (Cartagena) 16 MW Por definir CELSIA S.A. E.S.P. 3
Autogenerador EDN de 13.5 MW Por definir EDN COLOMBIA S.A.S E.S.P.Las Palmas 3 MW Por definir EPM 3
San José de la Montaña II de 1.1 MW Por definir EPM 3
Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. Por definir CEO 3
PCH Guachicono 13.6 MW Por definir CEO 1
Trapiche Biobando 2 MW Por definir EPSA 1
Estado: 3 - con concepto UPME. 2 - en estudio por la UPME. 1 - no ha presentado estudios a UPME o se encuentra en los planes de expansión del OR
Demás
Proyectos de Generación Menores a 20 MW
Largo Plazo Energético Modelo AS
Resultados
Demás
PersonasNaturales
RESULTADOS EN MEDIO MAGNÉTICO
• Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xlsx y Gess.xlsx, con la siguiente información:
Hoja Excel Contenido
VERES 1. Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE),
Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e
Histograma de Frecuencias de los racionamientos de Energía.
2. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio
EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh]
FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.]
EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh]
CostMarg$ Gráfica de la evolución del costo marginal del sistema interconectado [$/kWh]
GRAF_EMBALSES Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional
COS_MARG Costos marginales promedio del SIN [Miles $/MWh] [$/kWh] [US$/MWh]
BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día]
GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día]
Índices de confiabilidad del sistema colombiano
Caso Estocástico
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)
Límite VERE VERE
%Dem.Energía
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Valor Esperado de Racionamiento Condicionado
(VERE_C)%Dem.Energía
Límite VERE_CVERE_C
0
1
2
3
4
5
6
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Número de Casos con Racionamiento de Energía
LímiteNúmero de
Casos}
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias
100% 95% 80% 50%
%Dem.
Índices de confiabilidad del sistema colombiano
Caso Gess
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)
Límite VERE VERE
%Dem.Energía
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
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0
en
e.-
21
jul.-2
1
Valor Esperado de Racionamiento Condicionado
(VERE_C)%Dem.Energía
Límite VERE_CVERE_C
0
1
2
3
4
5
6
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
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jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Número de Casos con Racionamiento de Energía
LímiteNúmero de
Casos}
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
en
e.-
20
jul.-2
0
en
e.-
21
jul.-2
1
Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias
100% 95% 80% 50%
%Dem.
Demás
Evolución embalse agregado
Caso Estocástico
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
en
e.-
17
ab
r.-1
7
jul.-
17
oc
t.-1
7
en
e.-
18
ab
r.-1
8
jul.-
18
oc
t.-1
8
en
e.-
19
ab
r.-1
9
jul.-
19
oc
t.-1
9
en
e.-
20
ab
r.-2
0
jul.-
20
oc
t.-2
0
en
e.-
21
ab
r.-2
1
jul.-
21
oc
t.-2
1
Evolución del Embalse Agregado
Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior
%
Demás
Evolución embalse agregado
Caso Gess
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
en
e.-
17
ab
r.-1
7
jul.-
17
oc
t.-1
7
en
e.-
18
ab
r.-1
8
jul.-
18
oc
t.-1
8
en
e.-
19
ab
r.-1
9
jul.-
19
oc
t.-1
9
en
e.-
20
ab
r.-2
0
jul.-
20
oc
t.-2
0
en
e.-
21
ab
r.-2
1
jul.-
21
oc
t.-2
1
Evolución del Embalse Agregado
Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior
%
Balance energético sistema colombiano
0
50
100
150
200
250
en
e.-
17
ab
r.-1
7
jul.-1
7
oc
t.-1
7
en
e.-
18
ab
r.-1
8
jul.-1
8
oc
t.-1
8
en
e.-
19
ab
r.-1
9
jul.-1
9
oc
t.-1
9
en
e.-
20
ab
r.-2
0
jul.-2
0
oc
t.-2
0
en
e.-
21
ab
r.-2
1
jul.-2
1
oc
t.-2
1
Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit
GWh/díaCASO ESTOCÁSTICO
Balance energético sistema colombiano
0
50
100
150
200
250
en
e.-
17
ab
r.-1
7
jul.-1
7
oc
t.-1
7
en
e.-
18
ab
r.-1
8
jul.-1
8
oc
t.-1
8
en
e.-
19
ab
r.-1
9
jul.-1
9
oc
t.-1
9
en
e.-
20
ab
r.-2
0
jul.-2
0
oc
t.-2
0
en
e.-
21
ab
r.-2
1
jul.-2
1
oc
t.-2
1
Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit
GWh/día CASO GESS
CASO VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21
1. MATALAS 0 0 4319 187 0
2. GESS 0 15518 19677 7674 8825
CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día]
CASO VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21
1. MATALAS 264 166 280 210 101
2. GESS 254 198 239 185 98
CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes]
CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER
1. MATALAS 21 3 12 3 67 27 37 14 12 4
2. GESS 36 11 52 21 76 32 47 20 33 13
CONSUMO DE GAS [MPCD]
VERANO/20-21VERANO/19-20VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19
Consumos promedio de combustibles 2016-2021
Demás
PersonasNaturales
El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modeladosexplícitamente los proyectos futuros Cucuana, Miel II, Quimbo,Porce4 y Pescadero; no así al proyecto Porvenir.
Las plantas menores hidráulicas se encuentran modeladasestocásticamente –con generación dependiente de la hidrología-
En el Caso Matalas no se presenta mes alguno con VERE superior al1.5%, confiabilidad por debajo del 95% o VERE_C superior al 3%; nohay ningún mes con racionamiento .
En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al1.5%, confiabilidad por debajo del 95% ; VERE_C es superior al 3%en ene/18 (3.55%; 2 casos), dic/18 (4.17%, 1 caso), ene/19 (6.36%; 3casos), ene/21 (4.76%, 1 caso).
Observaciones
Demás
PersonasNaturales
Observaciones
Para el verano/16–17, los máximos requerimientos mensualespromedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interiorserían 3 MPCD (Matalas) y 11 MPCD (Gess); en el verano/20-21 losmáximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por partede las termoeléctricas del Interior serían 4 MPCD (Matalas) y 13MPCD (Gess). Para los veranos de todo el horizonte de estudio, hastael verano/20-21 las necesidades promedio son inferiores a ladisponibilidad de transporte que actualmente es de 120 MPCD.
Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en laCosta para el verano/16-17 serían 21 MPCD (Matalas) y 36 MPCD(Gess); para el verano/20-21 serían de 12 MPCD (Matalas) y 33MPCD (Gess), inferiores al límite de disponibilidad de gas establecidoactualmente para la Costa que es de 350 MPCD.
Demás
PersonasNaturales
Observaciones
Para garantizar la confiabilidad del SIN, es muy importante evitarretrasos en los proyectos de generación que deben entrar antes delverano/20-21 y que las térmicas dispongan del gas requerido medianteuna adecuada infraestructura de producción y transporte.
La consideración de las restricciones eléctricas y conexionesinternacionales, que el modelo AS ignora al no tener modelada la redde transmisión, podría ocasionar consumos de gas diferentes a losanteriores promedios, en especial en las horas pico y condicioneshidrológicas (caudales; niveles de embalse) más desfavorables
Se modelan mínimos operativos de embalses
No se modela la red de gas, por lo cual las necesidades de éstecorresponden a su utilización libre de restricciones de disponibilidad de
suministro y transporte
ConsorcioSan Francisco
GustavoAdolfo
Vásquez
EdificarConstructora
S.A.S.
