Presentación de PowerPoint - UPME Definición Expresión matemática VERE Es la razón entre el promedio de energía racionada en un mes, y la demanda nacional esperada en dicho periodo

Versión Preliminar Plan de Expansión de

Referencia Generación – Transmisión 2014 – 2028

Subdirección de Energía Eléctrica

Grupos de Generación y Transmisión

Unidad de Planeación Minero Energética

Bogotá, Agosto de 2013

Agenda

Metodología General de Planificación Transmisión y Generación

Plan de Transmisión

Plan de Generación

Trabajo Futuro

Agenda



Plan de Generación

Trabajo Futuro

Metodología

Inicio

Proyecciones de demanda de

Energía y Potencia

Planificación de la

Transmisión (mandatorio)

Planificación indicativa de

la Generación

Metodología - Transmisión

Se establece la

recomendación K:

Recomk = max(B1/C1,

B2/C2, …, Bn/Cn)

Inicio

Diagnóstico del STN y

los STR’s

Visión Largo Plazo (15

años)

Análisis Corto y Mediano

Plazo (5 y 10 años)

Establecer alternativas de

solución (M) a las

necesidades identificadas

Para la necesidad k

identificada

i = 1,n,1

Para la alternativa i

k = k+1

Análisis

Económicos

Cuantificación de la

relación Beneficio / Costo

Bi/Ci

Análisis

Eléctricos

k < M ?

Se establecen

las M

convocatorias

asociadas a

cada proyecto

Se emiten

señales de

expansión para

cada STR del

SIN

no

si

Inicio

Para las M

restricciones

identificadas

Para la restricción i

Se establece la

generación que se debe

limitar o programar

i < M ?

Se establece la

probabilidad del

escenario restrictivo

Se valora el costo de la restricción como la

diferencia entre su reconciliación positiva y

el precio de bolsa (R+ - Pb), multiplicada

por la probabilidad p y la potencia

reconciliada

i = i+1

Fin

no

si

Inicio

Condiciones base para

el año j (demanda y

topología)

Selección de N

contingencias críticas

(ranking)

Para la contingencia i

Análisis de

contingencias ?

Violaciones?

Establecer Energía No

Suministrada - ENS

i = i+1

i < N Fin

Análisis bajo condiciones

normales de operación

Violaciones?

Agotamiento de la Red

Establecer Energía No

Suministrada - ENS

no

no

si

si

no

no

si

Metodología - Transmisión

Beneficios Confiabilidad Eléctrica y

Agotamiento de la Red.

Beneficios reducción de restricciones.

Metodología - Generación Inicio


Energía y Potencia


la Generación

Expansión Cargo por

Confiabilidad (Subastas)Análisis de los Recursos Energéticos,

Proyección de Precios y Características

Proyectos en Construcción

y Expansión definida

Construcción de

Escenarios o Alternativas

Se establecen

requerimientos adicionales

de Generación

Interconexiones

Internacionales

Expansión eléctrica y

energética de países

vecinos

Escenarios alternativos de

demanda

Escenarios de

diversificación de la matriz

energética (incorporación

de Fuentes No

Convencionales de

Energía)

Cálculo de Indicadores de

Confiabilidad Energética

cumplen los

criterios de

Confiabilidad

?

Se determina la

expansión del parque

generador para la

alternativa i

i = 1, n, 1

Para la Alternativa i

si

no

Otras variables a considerar para la

construcción de Escenarios



Indicador Definición Expresión matemática

VERE

Es la razón entre el promedio de

energía racionada en un mes, y la

demanda nacional esperada en

dicho periodo.

𝑉𝐸𝑅𝐸 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑛𝑛𝑖=1

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

n = Número de casos simulados.

VEREC

Es la razón entre el promedio de

energía racionada en un mes, y la

demanda nacional esperada en

dicho periodo.

Solo se consideran los casos donde

se presentan déficit.

𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑚𝑚𝑖=1

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡

Número de

casos con

déficit

Número de eventos durante todo el

horizonte de planeamiento donde

se presenta racionamiento de

energía.

Metodología - Generación

Inicio

Generación de n series sintéticas con

el modelo ARP, a partir de la

información histórica

i = i+1

Fin

no

si

Información histórica

mensual de caudales

Análisis estadístico

para la serie i

Cumple intervalos de

confianza respecto a las

serie histórica ?

Análisis estadísticos

series históricas

Serie i cumple

totalmente los

intervalos de confianza

Serie i no cumple

totalmente los


Para la serie i , cálculo

indicadores P i y Qi

i < n ?

Construcción de Matriz

de validación

i < n ?

i = 1

i = i+1

no

si

si

no


Inicio




i = i+1

Fin

no

si


mensual de caudales


para la serie i



serie histórica ?


series históricas

Serie i cumple

totalmente los


Serie i no cumple

totalmente los




i < n ?


de validación

i < n ?

i = 1

i = i+1

no

si

si

no



𝑑𝑒𝑠𝑣 𝑒𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑 = 𝑠 =1

𝑁 − 1 (𝑥𝑗 − 𝑥 )

2

𝑁

𝑗=1

𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 = 𝑥 = 𝑥

𝑁

𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎𝑛𝑎 = 𝑀𝑒; 𝑃 𝑋 < 𝑀𝑒 ≤1

2, 𝐹 𝑀𝑒 = 𝑃(𝑋 ≤ 𝑀𝑒) ≥

1

2

𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = 𝐶𝑉 =𝑠

𝑥

d𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 = 𝐷𝑀 = 𝑥𝑖−𝑥

𝑁𝑁𝑗=1

Parámetro

Variación máxima permitida

respecto a las series históricas

Media 35%

Desviación Estándar 50%

Mediana 35%

Coeficiente de Variación 35%

Desviación Media 40%

Percentíl 97.5 % 30%

Percentíl 2.5 % 30%

Máximo Valor de Caudal 50%

Mínimo Valor de Caudal 50%

𝑃𝑖 =𝑗

#𝑝𝑙𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑂𝐾𝑗=1

𝑚

𝑄𝑖 =𝐶𝑎𝑝𝑗

#𝑝𝑙𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑂𝐾𝑗=1

𝐶𝑎𝑝 𝐼𝑛𝑠𝑡 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

Inicio




i = i+1

Fin

no

si


mensual de caudales


para la serie i



serie histórica ?


series históricas

Serie i cumple

totalmente los


Serie i no cumple

totalmente los




i < n ?


de validación

i < n ?

i = 1

i = i+1

no

si

si

no


Inicio




i = i+1

Fin

no

si


mensual de caudales


para la serie i



serie histórica ?


series históricas

Serie i cumple

totalmente los


Serie i no cumple

totalmente los




i < n ?


de validación

i < n ?

i = 1

i = i+1

no

si

si

no



𝑃𝑖 = 𝑗#𝑝𝑙𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑂𝐾𝑗=1

𝑚 𝑄𝑖 =

𝐶𝑎𝑝𝑗#𝑝𝑙𝑛𝑡𝑎𝑠 𝑂𝐾𝑗=1

𝐶𝑎𝑝 𝐼𝑛𝑠𝑡 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

Serie Planta 1 Serie Planta 2 Serie Planta m Planta 1 Planta 2 Planta m P Q P > 0.7 . m ? Q > 0.75 . Cap Inst ? P y Q Cumplen ?

SP1_1 SP2_1 SPm_1 ok ok - P_1 Q_1 Si Si Seríe aprobada

SP1_2 SP2_2 SPm_2 ok ok - P_2 Q_2 Si No Seríe No aprobada

SP1_3 SP2_3 SPm_3 - ok ok P_3 Q_3 No Si Seríe No aprobada



SP1_n SP2_n SPm_n ok - - P_n Q_n No No Seríe No aprobada

Series sinteticas generadas por el ARP para

las Plantas del Sistema Plantas del Sistema Indicadores Validación

Agenda



Plan de Generación

Trabajo Futuro

Obras de expansión

Refuerzo en el área eléctrica Guajira cesar

Magdalena a través del circuito en 500 kV

Copey – Cuestecitas y el segundo circuito

230 kV Copey – Fundación.

Nuevo punto de inyección en Santander con

la subestación Palenque 230 kV.

Nuevo punto de inyección en Boyacá con la

nueva subestación San Antonio 230 kV.

Conexión plante de generación Porvenir II.

Reconfiguración del enlace San Marcos –

Virginia 230 kV en San Marcos – Cartago

230 kV y Cartago – Virginia 230 kV.

Cambio de nivel de tensión Esmeralda –

Enea 230 kV y reconfiguración San Felipe –

Esmeralda 230 kV en San Felipe – Enea y

Enea – Esmeralda.

Mejora confiabilidad GCM

B/C) = 1

Mejora confiabilidad Santander

B/C)= 63,7

Mejora confiabilidad Boyacá

B/C) = 23

Permite la conexión de una planta

de cargo

B/C) = 1,84

Elimina restricciones suroccidental

B/C) = 1,1

Elimina restricciones en CQR

B/C) = 1,4

Impacto tarifario del Plan de Transmisión

Agenda



Plan de Generación

Trabajo Futuro

Se consideran los siguientes casos, los cuales contemplan un escenario base de referencia, que tiene en cuenta

las Obligaciones de Energía en Firme – OEF de todas las plantas asociadas al Cargo por Confiabilidad, salvo

para Gecelca y Quimbo, que tienen fechas diferentes de entrada en operación.

Así mismo, se plantean escenarios de atraso para aquellos proyectos, que según el informa de seguimiento que

realiza la UPME, tienen dificultades.

Todos los escenarios considera el atraso máximo permitido, es decir, es la máxima fecha que tiene cada planta

para cumplir con sus compromisos de Energía en Firme, salvos los casos 1.1 y 6.1.

Nota: Para este ejercicio se supone que el atraso considerado desplaza la energía en firme según los meses estipulados, y que parte de la

Energía en Firme no se puede respaldar con una sola unidad de generación.

Plan de Generación – Comparación Energía en

Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica

Escenario base Escenario 1 Escenario 1.1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 6.1

Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada

Gecelca 3 oct-14 dic-14 dic-15 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 dic-14 dic-15

Cucuana dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Sogamoso dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Quimbo abr-15 abr-15 abr-15 dic-15 abr-15 abr-15 abr-15 dic-15 dic-15

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 - - -

Ituango dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19 dic-19

Porvenir II dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-18 dic-19 dic-19

Plantas



140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

abr.

-13

ago.-

13

dic

.-13

abr.

-14

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14

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.-14

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-15

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15

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.-15

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-16

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16

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17

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18

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-20

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20

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abr.

-21

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21

dic

.-21

abr.

-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]

Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja

Escenario Base

Subasta de

Reconfiguración

Cambio en la declaración de

Energía en Firme (sustitución de

Gas por Líquidos)



Escenario 1 – Gecelca 3 entra en diciembre de 2014 – atraso de 2 meses

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-1

2

ab

r.-1

3

ag

o.-

13

dic

.-1

3

ab

r.-1

4

ag

o.-

14

dic

.-1

4

ab

r.-1

5

ag

o.-

15

dic

.-1

5

ab

r.-1

6

ag

o.-

16

dic

.-1

6

ab

r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-1

7

ab

r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-1

8

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-1

9

ab

r.-2

0

ag

o.-

20

dic

.-2

0

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-2

1

ab

r.-2

2

ag

o.-

22

dic

.-2

2

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 1.1 – Gecelca 3 entra en diciembre de 2015 – atraso de 14 meses

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

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-13

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13

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.-13

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21

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-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 2 – Quimbo entra en diciembre de 2015 – atraso de 8 meses

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

abr.

-13

ago.-

13

dic

.-13

abr.

-14

ago.-

14

dic

.-14

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15

dic

.-15

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16

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17

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19

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-20

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20

dic

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dic

.-21

abr.

-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 3 – Porvenir II entra en diciembre de 2019 – atraso de 12 meses

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-1

2

ab

r.-1

3

ag

o.-

13

dic

.-1

3

ab

r.-1

4

ag

o.-

14

dic

.-1

4

ab

r.-1

5

ag

o.-

15

dic

.-1

5

ab

r.-1

6

ag

o.-

16

dic

.-1

6

ab

r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-1

7

ab

r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-1

8

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-1

9

ab

r.-2

0

ag

o.-

20

dic

.-2

0

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-2

1

ab

r.-2

2

ag

o.-

22

dic

.-2

2

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 4 – Ituango entra en diciembre de 2019 – atraso de 12 meses

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

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-20

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20

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21

dic

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abr.

-22

ago.-

22

dic

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abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 5 – Sin Termonorte

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

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.-1

3

abr.

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-21

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21

dic

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abr.

-22

ag

o.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 6 – Crítico – Considera todos los atrasos máximos permitidos y la no entrada de Termonorte

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

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19

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-20

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-21

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21

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abr.

-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]


En Agosto del 2022 la Energía en

Firme es igual a la demanda

proyectada, escenario Alto

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

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ago.-

13

dic

.-13

abr.

-14

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14

dic

.-14

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15

dic

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ago.-

16

dic

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17

dic

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19

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-20

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20

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-21

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21

dic

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abr.

-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

[GW

h-d

ía]




Escenario 6.1 – Crítico – Considera todos los atrasos máximos permitidos, salvo para Gecelca 3, y sin Termonorte

Igualmente, en Agosto del 2022 la

Energía en Firme es igual a la

demanda proyectada, escenario Alto

Para todos los escenarios individuales estudiados, en el corto plazo, en ningún momento la demanda es superior

a la Energía en Firme.

Solamente para los escenarios Críticos 6 y 6.1, se observa que la demanda, escenario Alto de la proyección de

junio de 2014, iguala a la Energía en Firme.

De todas maneras, este comportamiento es solamente atribuible a los atrasos de Ituango y Porvenir II.



Escenario base Escenario 1 Escenario 1.1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 6.1

Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada

Gecelca 3 oct-14 dic-14 dic-15 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 dic-14 dic-15

Cucuana dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Sogamoso dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Quimbo abr-15 abr-15 abr-15 dic-15 abr-15 abr-15 abr-15 dic-15 dic-15

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 - - -

Ituango dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19 dic-19

Porvenir II dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-18 dic-19 dic-19

Plantas

Sistema de generación colombiano a marzo de 2014.

Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del Cargo por Confiabilidad de cada agente.

Consideración de algunos proyectos inscritos en el registro de la UPME a mayo de 2014, y otros que cuentan con

estudio de conexión radicado y/o aprobado.

Proyecciones de demanda de energía y potencia, escenarios bajo, medio y alta de la revisión de junio de 2014.

Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo de 2014.

Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral, revisión febrero 2014, en dólares

constantes de diciembre de 2012.

Mínimos operativos vigentes a marzo de 2014.

No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.

Inicialmente, se utilizan 200 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de

datos históricos del periodo 1937 - 2012. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes

1991-1992,1997-1998 y 2009 - 2010.

Plan de Generación – Supuestos básicos

Plan de Generación – Escenarios de Corto Plazo

Nomenclatura Descripción

Escenario de

proyección de la

demanda

Interconexión

con Ecuador

Interconexión con

Centro América Justificación

0

Considera solamente la expansión definida por

el mecanismo del Cargo por Confiabilidad,

según el cronograma de la gráfica. Asimismo,

no contempla expansión de generación de

plantas menores. Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer si en el corto plazo, periodo 2014 -

2019, se cumple con los criterios de confiabilidad energética,

ello considerando solamente los proyectos asociados al

Cargo por Confiabilidad. Respecto a las interconexiones

internacionales actuales y proyectadas, las mismas no se

contemplan , lo anterior con el objetivo de hacer mas

restrictivo el escenario.

1





plantas menores. Medio Autónomo Autónomo






contemplan.

Se considera el escenario medio de la proyección de

demanda, sensibilizando hacia la baja la criticidad del

escenario.

2





plantas menores. Alto - Crítico Autónomo Autónomo






contemplan.

Este escenario de demanda es superior al Alto de la revisión

de junio de 2014, tal como se muestra en la gráfica. El

objetivo es sensibilizar la demanda a lo alto, ello en función

de la evolución de la demanda real (superior al escenario alto

de la revisión de junio de 2014).

0.1



contemplando atrasos en la fecha de entrada en

operación de algunos proyectos, tal como

consta en la tabla. Asimismo, no tiene en

cuenta expansión de generación de plantas

menores. Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer si con atrasos en la fecha de entrada en

operación de algunos proyectos asociados al Cargo por

Confiabilidad, atraso establecido según los informes de

Auditoria y los mismos promotores, en el periodo 2014 -

2019 se cumple con los criterios de confiabilidad energética.

En relación a las interconexiones internacionales actuales y

proyectadas, las mismas no se contemplan.

Respecto al escenario de demanda contemplado, se tuvo en

cuenta el alto.

Co

rto

Pla

zo

Plan de Generación,

Cronograma, atrasos, sensibilidad a la

Demanda y Proyección de Precios

13,000.0

14,000.0

15,000.0

16,000.0

17,000.0

18,000.0

19,000.0

ab

r.-1

4

jun.-

14

ag

o.-

14

oct.-1

4

dic

.-1

4

feb.-

15

ab

r.-1

5

jun.-

15

ag

o.-

15

oct.-1

5

dic

.-1

5

feb.-

16

ab

r.-1

6

jun.-

16

ag

o.-

16

oct.-1

6

dic

.-1

6

feb.-

17

ab

r.-1

7

jun.-

17

ag

o.-

17

oct.-1

7

dic

.-1

7

feb.-

18

ab

r.-1

8

jun.-

18

ag

o.-

18

oct.-1

8

dic

.-1

8

feb.-

19

ab

r.-1

9

jun.-

19

ag

o.-

19

oct.-1

9

dic

.-1

9

Cap

acid

ad

in

sta

lda [

MW

]

Capacidad instalada actual* Sogamoso Gecelca 3 Cucuana

Quimbo Tasajero II Carlos lleras restrepo San Miguel

Gecelca 3.2 Porvenir II Ituango Termonorte

Fecha de

entrada*

Atraso respecto a fecha

originalCentral Capacidad (MW) Tipo de central

dic.-14 2 meses GECELCA 3 164.0 Termica

dic.-15 6 meses EL QUIMBO 396.0 Hidráulica

dic.-15 13 meses SOGAMOSO 800.0 Hidráulica

dic.-15 12 meses CUCUANA 55.0 Hidráulica

dic.-16 12 meses SAN MIGUEL 42.0 Hidráulica

dic.-16 12 meses CARLOS LLERAS RESTREPO 78.1 Hidráulica

dic.-16 12 meses GECELCA 3.2 250.0 Termica

dic.-16 13 meses TASAJERO II 160.0 Termica

dic.-18 12 meses TERMONORTE 88.3 Termica

dic.-19 4 meses ITUANGO 1200.0 Hidráulica

dic.-19 13 meses PORVENIR II 352.0 Hidráulica

*Fecha limite de entrada en operación del proyecto de su maxima capacidad estimada




4,800

5,300

5,800

6,300

6,800

7,300

7,800

8,300

8,800

9,300

ene

.-1

4

jun

.-1

4

nov.-

14

abr.

-15

sep

.-15

feb.-

16

jul.-1

6

dic

.-16

ma

y.-

17

oct.

-17

ma

r.-1

8

ago

.-1

8

ene

.-1

9

jun

.-1

9

nov.-

19

abr.

-20

sep

.-20

feb.-

21

jul.-2

1

dic

.-21

ma

y.-

22

oct.

-22

ma

r.-2

3

ago

.-2

3

ene

.-2

4

jun

.-2

4

nov.-

24

abr.

-25

sep

.-25

feb.-

26

jul.-2

6

dic

.-26

ma

y.-

27

oct.

-27

ma

r.-2

8

ago

.-2

8

ene.-

29

jun

.-2

9

nov.-

29

abr.

-30

sep

.-30

Gw

h -

mes

Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Alto - Crítico







0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

en

e.-

14

jul.-1

4

en

e.-

15

jul.-1

5

en

e.-

16

jul.-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

en

e.-

22

jul.-2

2

en

e.-

23

jul.-2

3

en

e.-

24

jul.-2

4

en

e.-

25

jul.-2

5

en

e.-

26

jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

en

e.-

29

jul.-2

9

en

e.-

30

jul.-3

0

US

$/M

MB

TU

CARBON PAIPA CARBON ZIPA CARBON TASAJERO CARBON GUAJIRA CARBON GECELCA GAS GUAJIRA

GAS BQUILLA GAS CARTAGENA GAS TERMOCENTRO GAS MIRILECTRICA GAS TERMOSIERRA GAS YOPAL

GAS VALLE GAS DORADA JET TERMOCENTRO JET DORADA FUELOIL BQUILLA FUELOIL CARTAGENA

FUELOIL VALLE ACPM BQUILLA ACPM CARTAGENA ACPM DORADA ACPM TERMOSIERRA ACPM VALLE

Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 1

Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de

Crecimiento de la Demanda Medio

Indicadores de Confiabilidad – VERE Vs. Número de Casos

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

1.20%

1.40%

1.60%

en

e.-

14

jul.-1

4

en

e.-

15

jul.-1

5

en

e.-

16

jul.-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

en

e.-

22

jul.-2

2

en

e.-

23

jul.-2

3

en

e.-

24

jul.-2

4

en

e.-

25

jul.-2

5

en

e.-

26

jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

[%

]

VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido • En el periodo 2014 –

2019, el Valor Esperado

del Racionamiento de

Energía – VERE es

inferior al límite

establecido por la

Regulación (1.5 %).

• En este sentido, en el

corto plazo no se

necesitaría expansión

adicional bajo este

criterio de confiabilidad,

considerando el

cronograma de

expansión expuesto y el

escenario de crecimiento

de demanda.




Indicadores de Confiabilidad – VEREC Vs. Número de Casos

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0.00%

3.00%

6.00%

9.00%

12.00%

en

e.-

14

jul.-1

4

en

e.-

15

jul.-1

5

en

e.-

16

jul.-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

en

e.-

22

jul.-2

2

en

e.-

23

jul.-2

3

en

e.-

24

jul.-2

4

en

e.-

25

jul.-2

5

en

e.-

26

jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

C [

%]

VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido • En el periodo 2014 –

2019, el Valor Esperado

del Racionamiento de

Energía Condicionado –

VEREC, es inferior al

límite establecido por la

Regulación (3%).

• En este sentido, en el

corto plazo no se

necesitaría expansión

adicional bajo este

criterio de confiabilidad,

considerando el

cronograma de

expansión y el escenario

de crecimiento de

demanda.




Evolución del Costo Marginal

• En el periodo 2014 – 2019,

el valor Esperado del

Costo Marginal es de 57.6

USD$/MWh.

• En el periodo 2018 - 2020,

se observa una

disminución en el

Promedio del Costo

Marginal de 2.7

USD$/MWh, ello debido a

la entrada secuencial del

proyecto Ituango y Porvenir

II.

• Hasta al año 2022, el

promedio mensual

histórico del precio de

bolsa es similar al Valor

esperado de la Evolución

del Costo Marginal (se

asume una tasa de cambio

TRM promedio de 2,000

COL$/USD$).

• El Valor Esperado del

Costo Marginal, con una

probabilidad del 95 % de

ser excedido, es

ligeramente superior al

valor mínimo pronosticado

por el SDDP.

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

en

e.-

14

jul.-1

4

en

e.-

15

jul.-1

5

en

e.-

16

jul.-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

en

e.-

22

jul.-2

2

en

e.-

23

jul.-2

3

en

e.-

24

jul.-2

4

en

e.-

25

jul.-2

5

en

e.-

26

jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Co

sto

ma

rgin

al

[U$

/MW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*

* Precio mensual promedio histórico




*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio

Histórico Mensual Corregido

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

en

e.-

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jul.-1

4

en

e.-

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jul.-1

5

en

e.-

16

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6

en

e.-

17

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7

en

e.-

18

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8

en

e.-

19

jul.-1

9

en

e.-

20

jul.-2

0

en

e.-

21

jul.-2

1

en

e.-

22

jul.-2

2

en

e.-

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jul.-2

3

en

e.-

24

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4

en

e.-

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en

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6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

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8

Gen

era

ció

n [

GW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida *

0

400

800

1,200

1,600

2,000

2,400

2,800

3,200

3,600

en

e.-

14

jul.-1

4

en

e.-

15

jul.-1

5

en

e.-

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6

en

e.-

17

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en

e.-

18

jul.-1

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en

e.-

19

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9

en

e.-

20

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e.-

21

jul.-2

1

en

e.-

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e.-

23

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3

en

e.-

24

jul.-2

4

en

e.-

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en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Gen

era

ció

n [

GW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido *

• El Valor Esperado de la generación hidroeléctrica es de

4,879.3 GWh-mes, durante el periodo 2014 - 2019. En el

periodo 2018 – 2020, dicho valor se incrementa en 548.55

GWh-mes, ello debido a la entrada de Ituango y Porvenir II

• Durante todo el horizonte, el valor esperado de la

generación hidroeléctrica es superior a la corrección del

promedio histórico de la generación ideal. Por otro lado, en

el periodo 2014 – 2020, el valor de la hidroelectricidad con

una probabilidad del 95 % de ser excedida, es similar a

dicho promedio.

• Respecto a la generación térmica, su Valor Esperado

durante el periodo 2014 – 2019 es de 696.3 Gwh - mes.

Debido a la entrada de Ituango y Porvenir II, su aporte al

SIN se reduce en promedio 137.9 Gwh – mes, en el

horizonte 2018 – 2020.

• Durante todo el horizonte, salvo el periodo 2019 – 2022, el

valor esperado térmica es superior a la corrección del

promedio histórico de la generación ideal.




Conclusiones:

• En el periodo 2014 – 2019, se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.

En otras palabras, no se observa desabastecimiento energético, considerando el cronograma de entrada de proyectos de expansión

asociados al Cargo por Confiabilidad y el escenario medio de crecimiento de la demanda – revisión Junio 2014.

• El aporte de la hidroelectricidad en el horizonte 2018 - 2022 tiene un efecto en la reducción del Costo Marginal Promedio, ello debido a

la entrada de Ituango y Porvenir II, sin embargo, después de este último año se observa un crecimiento sostenido, esto debido a la no

entrada de ningún proyecto de expansión, particularmente de naturaleza hidroeléctrica.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 57.6 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019,

el cual se reduce en 2.7 USD $/MWh por la entrada de Ituango y Porvenir II (2018 - 2020). Después de este año, el costo marginal se

incrementa de manera sostenida, alcanzando valores promedio de 73.6 USD $/MWh (2020 - 2028).

• Respecto a necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados tan solo en el año 2028 se necesitaría de capacidad adicional

de generación, ello por la violación del criterio de confiabilidad VEREC.



Crecimiento de la Demanda Alto


• Al igual que en el anterior

escenario, en el periodo

2014 – 2019 el VERE es

inferior al 1.5 %.

• Es decir, en el corto plazo

no se necesitaría expansión

adicional bajo este criterio,

considerando las fechas de

entrada en operación de los

proyectos del Cargo por

Confiabilidad y el escenario

de crecimiento de demanda

Alta.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

1.20%

1.40%

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en

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6

en

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27

jul.-2

7

en

e.-

28

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Nu

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s

VE

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[%

]

VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido

0.0

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3.0

4.0

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6.0

7.0

8.0

9.0

0.00%

3.00%

6.00%

9.00%

12.00%

en

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aso

s

VE

RE

C [

%]

VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido





• En el periodo 2014 – 2019

el VEREC es inferior al 3 %.






proyectos del Cargo y el

escenario de crecimiento de

demanda Alta.

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

en

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8

Co

sto

ma

rgin

al

[U$

/MW

h]





• El valor Esperado del Costo

Marginal es de 59.5

USD$/MWh en el periodo

2014 – 2019. Así mismo, se

observa una disminución en

el mismo alrededor de 1.9

USD$/MWh durante el

periodo 2018 - 2020, ello

debido a la entrada de

Ituango y Porvenir II.

• A diferencia del escenario

anterior, el promedio

mensual histórico del precio

de bolsa, es inferior al

Valor esperado de la

Evolución del Costo

Marginal (asumiendo TRM

promedio de 2,000

COL$/USD$).

• Por otro lado, el Valor

Esperado del Costo

Marginal, con una


ser excedido, es



por el SDDP, salvo para el

final del periodo (2025 -

2028).






2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

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n [

GW

h]


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800

1,200

1,600

2,000

2,400

2,800

3,200

3,600

en

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e.-

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7

en

e.-

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8

Gen

era

ció

n [

GW

h]




• Durante el periodo 2014 – 2019 el Valor Esperado de la

generación hidroeléctrica es de 4,900 GWh-mes. Dicho

valor se incrementa en 529 GWh-mes en el periodo 2018 –

2020, debido a la entrada de Ituango y Porvenir II.




• En el periodo 2014 – 2020, el valor de la hidroelectricidad

con una probabilidad del 95 % de ser excedida, es similar

a dicho promedio histórico corregido, patrón que cambia

después de este último año hasta el final del periodo de

análisis (2020 - 2028).

• Respecto a la generación térmica, su Valor Esperado es de

759 Gwh – mes durante el periodo 2014 – 2019. Debido a

la entrada de Ituango y Porvenir II, en el horizonte 2018 –

2020 su aporte al SIN se reduce en promedio 107 Gwh –

mes.

• Durante todo el horizonte, salvo el periodo 2019 – 2022, el

valor esperado térmica es superior a la corrección del





Conclusiones:



asociados al Cargo por Confiabilidad y el escenario alto de crecimiento de la demanda – revisión Junio 2014.

• Al igual que en el caso anterior, el aporte de la hidroelectricidad en el horizonte 2018 - 2022 tiene un efecto en la reducción del Costo

Marginal Promedio, ello debido a la entrada de Ituango y Porvenir II.

Sin embargo, después de este último año se observa un crecimiento sostenido, esto debido a la no entrada de ningún proyecto de

expansión, particularmente de naturaleza hidroeléctrica.




• Respecto a necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados a partir del año 2025 se necesitaría de capacidad adicional de

generación, ello por la violación del criterio de confiabilidad VEREC.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.00%

0.20%

0.40%

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en

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1

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en

e.-

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6

en

e.-

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7

en

e.-

28

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8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

[%

]




Crecimiento de la Demanda Alto Crítico


• Al igual que en los dos

casos anteriores, en el

periodo 2014 – 2019 el

VERE es inferior al 1.5 %.








de demanda Crítico.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

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3.00%

6.00%

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12.00%

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1

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en

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8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

C [

%]







el VEREC es inferior al 3 %.








de demanda Crítico.

20.0

40.0

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e.-

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e.-

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1

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e.-

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2

en

e.-

23

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en

e.-

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en

e.-

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en

e.-

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e.-

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en

e.-

28

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8

Co

sto

ma

rgin

al

[U$

/MW

h]





Evolución del Costo Marginal • En el periodo 2014 – 2019

el Valor Esperado del Costo

Marginal es de 60.4

USD$/MWh. Así mismo,

durante el periodo 2018 –

2020, se observa una

disminución en el mismo

alrededor de 1.64

USD$/MWh, ello debido a la

entrada de Ituango y

Porvenir II.

• Al igual que en el escenario

anterior, el promedio

mensual histórico del precio

de bolsa, es inferior al

Valor esperado de la

Evolución del Costo

Marginal (asumiendo TRM

promedio de 2,000

COL$/USD$).

• Finalmente, el Valor

Esperado del Costo

Marginal, con una


ser excedido, es



por el SDDP, salvo para el

final del periodo (2023 -

2028).


0

400

800

1,200

1,600

2,000

2,400

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3,200

3,600

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1

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e.-

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n [

GW

h]


2,000

2,500

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4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

en

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e.-

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e.-

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e.-

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e.-

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1

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e.-

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en

e.-

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e.-

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e.-

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en

e.-

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7

en

e.-

28

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Gen

era

ció

n [

GW

h]







• El Valor Esperado de la generación hidroeléctrica durante

el periodo 2014 – 2019 es de 4,898 GWh-mes. Dicho valor

se incrementa en 546 GWh-mes en el periodo 2018 –

2020, debido a la entrada de Ituango y Porvenir II.




• En el periodo 2014 – 2020, el valor de la hidroelectricidad

con una probabilidad del 95 % de ser excedida, es similar

a dicho promedio histórico corregido, patrón que cambia

después de este último año hasta el final del periodo de

análisis.

• Respecto a la generación térmica, durante el periodo 2014

– 2019 su Valor Esperado es de 785.9 Gwh – mes. En el

horizonte 2018 – 2020 su aporte al SIN se reduce en

promedio 3.8 Gwh – mes, a pesar de la entrada de Ituango

y Porvenir II (el crecimiento de demanda es mayor y no se

prevén proyectos de expansión).

• Durante todo el horizonte, el valor esperado térmica es

superior a la corrección del promedio histórico de la

generación ideal.






asociados al Cargo por Confiabilidad y el escenario crítico de demanda – revisión Junio 2014.

• El aporte de la hidroelectricidad en el horizonte 2018 - 2022 tiene un efecto en la reducción del Costo Marginal Promedio, ello debido a

la entrada de Ituango y Porvenir II. No obstante para este escenario, dicha reducción es muy inferior respecto a los demás casos.

Después de este último año se observa un crecimiento sostenido, esto debido a la no entrada de ningún proyecto de

expansión, particularmente de naturaleza hidroeléctrica.






Conclusiones:

Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El

Niño - periodo 2014 - 2015:




Caracterización

estadística del fenómeno

del Niño

Simulación de la

operación del Sistema

Eléctrico bajo condiciones

hidrológicas de El Niño

(SDDP)

Determinación del

consumo de Gas Natural

para generación eléctrica

Verificación de las

condiciones técnicas de

transporte de Gas Natural

(TGNet)

Balance y transporte de

Gas Natural entre nodos

Estimación del potencial

déficit energético

Estimación potencial

déficit desabastecimiento

y de transporte de Gas

Natural y requerimientos

combustibles sustitutos






Caracterización


del Niño

Simulación de la




(SDDP)

Determinación del






(TGNet)












Se dispone de información histórica sobre

caudales afluentes desde enero de 1975. No

obstante, existen significativos vacíos de

información en las series hidrológicas de los

caudales afluentes al SIN.

Los análisis se realizan con resolución mensual,

de manera independiente cada uno de los meses

del año.

Para los periodos donde han ocurrido

Fenómenos de El Niño (de acuerdo al NOAA), se

determina a qué percentil corresponden los

aportes hidrológicos. Ejemplo Cadena Porce

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

EN FE MZ AB MY JN JL AG SE OC NO DI

Estacionalida Hidrológica

[GWh / mes] Percentil

ene-83 666.3 10%

ene-92 734.7 15%

ene-98 583.7 5%

ene-03 795.0 25%

ene-10 637.2 10%

-

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1,5

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Fre

cue

nci

aGWh / mes

Meses de Marzo













del año.





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2%

4%

6%

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12%















del año.





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2%

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6%

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4

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1,0

94

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45

1,1

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1,2

47

1,2

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1,3

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1,4

01

1,4

52

1,5

03

1,5

54

1,6

07

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Junio


jun-83 1,049.5 20%

jun-92 850.9 5%

jun-98 1,199.7 30%

jun-03 1,772.0 75%

jun-10 1,847.0 85%













del año.





0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%















del año.





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2%

4%

6%

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12%



-

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3

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2

1,0

13

1,1

03

1,1

93

1,2

83

1,3

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1,4

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45

1,7

35

1,8

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1,9

15

2,0

06

2,0

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2,3

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2,4

57

2,5

47

2,6

40

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Septiembre


sep-82 1,462.7 35%

sep-91 833.1 5%

sep-97 1,099.3 15%

sep-02 1,021.7 15%

sep-09 1,159.8 20%













del año.





0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%















del año.




aportes hidrológicos. Ejemplo Cadena Porce:

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%



-

1

2

3

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5

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8

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73

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79

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20

1,1

85

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1,3

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1,5

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1,5

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1,6

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1,7

05

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70

1,8

35

1,9

00

1,9

67

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cia

GWh / mes

Meses de Diciembre


dic-82 1,108 35%

dic-91 1,160 40%

dic-97 666 5%

dic-02 1,051 30%

dic-09 1,088 35%






Agregando los aportes de todos los generadores hidráulicos en términos energéticos, se determina el total de aportes al SIN. Se excluyen

algunas plantas menores por falta de información.

Para los periodos donde han ocurrido Fenómenos de El Niño (de acuerdo al NOAA), se determina a que percentil corresponden los

aportes hidrológicos, según se muestra.

-

1

2

3

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6

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2,3

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4,2

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4,4

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4,6

29

4,8

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5,2

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5,4

72

5,6

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5,8

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6,1

11

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Marzo


mar-83 3,087 30%

mar-92 2,130 10%

mar-98 1,890 5%

mar-03 2,784 25%

mar-10 2,339 15%

-

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3

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6

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4,0

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5,3

64

5,5

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5,7

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6,0

15

6,2

32

6,4

50

6,6

67

6,8

84

7,1

01

7,3

18

7,5

35

7,7

52

7,9

69

8,1

94

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Junio


jun-83 4,791 25%

jun-92 3,849 5%

jun-98 6,775 70%

jun-03 6,187 55%

jun-10 6,799 70%



















-

1

2

3

4

5

6

7

8

3,6

31

3,8

21

4,0

11

4,2

00

4,3

90

4,5

80

4,7

69

4,9

59

5,1

48

5,3

38

5,5

28

5,7

17

5,9

07

6,0

97

6,2

86

6,4

76

6,6

66

6,8

55

7,0

45

7,2

42

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Septiembre


sep-82 5,213 50%

sep-91 4,146 20%

sep-97 3,445 5%

sep-02 4,377 25%

sep-09 3,817 5%

-

1

2

3

4

5

6

7

8

2,3

80

2,6

75

2,9

70

3,2

65

3,5

59

3,8

54

4,1

49

4,4

44

4,7

38

5,0

33

5,3

28

5,6

23

5,9

18

6,2

12

6,5

07

6,8

02

7,0

97

7,3

91

7,6

86

7,9

89

Frec

uen

cia

GWh / mes

Meses de Diciembre


dic-82 3,462 25%

dic-91 3,523 25%

dic-97 2,087 5%

dic-02 3,197 20%

dic-09 2,956 5%














Caracterización


del Niño

Simulación de la




(SDDP)

Determinación del






(TGNet)















Se simula la operación del SIN bajo 142 diferentes condiciones

hidrológicas, sin tener en cuenta la red de transmisión y sus

respectivas restricciones de importación y exportación (despacho

ideal).

Se simula el Fenómeno del Niño en el periodo 2014 - 15

considerando el 5% de las series de menor hidrología entre julio

2014 y junio 2015, cuyo promedio tiene un comportamiento

semejante a las hidrologías ocurridas en anteriores Fenómenos de

El Niño.

Respecto al escenario de demanda considerado, Alto – Crítico, se

incrementa su consumo en 1.2% durante el periodo de análisis.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

m3

/ s

Condiciones Niño Simuladas 2014-15 Hidrología 2009-10 Hidrología 1997-98 Hidrología 1991-92

4,800

4,900

5,000

5,100

5,200

5,300

5,400

5,500

5,600

5,700

5,800

GW

h /

me

s

Esc. Niño Esc. Normal

Periodo de Análisis

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

GW

h

Déficit de Abastecimiento Esperado

Promedio 100 series Promedio 5 series con menor hidrología Sept.14-Abr.15






Caracterización


del Niño

Simulación de la




(SDDP)

Determinación del






(TGNet)




















0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

GW

h /

me

s

TERMOSIERRA TEBSAB TERMOCENTRO FLORES 1 CC_FLORES4 BARRANQUILL3

BARRANQUILL4 CANDELARIA1 CANDELARIA2 CIMARRON ELMORRO1 ELMORRO2

EMCALI GUAJIRA 1 GUAJIRA 2 MERILECTRICA PROELECTRIC1 PROELECTRIC2

TERMO YOPAL1 TERMO YOPAL2 TERMODORADA1 TERMOVALLE 2 TPIEDRAS

-

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

GB

TU

D

Proyecc. Demanda Gas Natural Esc. Niño Proyecc. Demanda Gas Natural Esc. Medio (2013)

A partir de los resultados del SDDP en relación a la generación esperada, se calculan los respectivos consumos de Gas Natural.

El valor pico del consumo se presenta en el primer trimestre del año 2015, alcanzando valores de 475 GBTUD.











Caracterización


del Niño

Simulación de la




(SDDP)

Determinación del






(TGNet)















Se desagrega la oferta y demanda nacional en

42 nodos, realizándose un balance energético

[GBTUD] y volumétrico [en MPCD] para cada

uno de ellos.

Se determinan los flujos en MPCD entre los

nodos del sistema de transporte de gas natural.

Éste análisis tiene desagregación mensual, y se

realiza para el periodo comprendido entre los

años 2014-2025.

Resultados:

Durante un eventual Fenómeno de El Niño, se

reducen significativamente los excedentes

exportables de gas natural, aunque no se

presentaría déficit de abastecimiento.

La mayor parte del consumo de gas natural extra

durante el fenómeno climático, tendría lugar en la

Costa Atlántica y el Magdalena Medio. Para

mayor detalle remitirse a las siguientes gráficas


























Caracterización


del Niño

Simulación de la




(SDDP)

Determinación del






(TGNet)




















Utilizando el software TGNET, se continúa con la

simulación de la operación de las diferentes

regiones del sistema nacional de transporte de

gas natural.

Se verifica que se cumplan las exigencias de

presión y demanda en los diferentes nodos, lo

cual indicaría la capacidad del sistema de

transporte para abastecer la demanda bajo las

condiciones simuladas.

Bajo los supuestos considerados, no se observan

limitaciones de transporte de Gas, ante un

eventual fenómeno del Niño en el periodo 2014 –

2015.






0

200

400

600

800

1000

1200

GW

h /

me

s

TERMOSIERRA TEBSAB TERMOCENTRO FLORES 1 CC_FLORES4 BARRANQUILL3

BARRANQUILL4 CANDELARIA1 CANDELARIA2 CIMARRON ELMORRO1 ELMORRO2

EMCALI GUAJIRA 1 GUAJIRA 2 MERILECTRICA PROELECTRIC1 PROELECTRIC2

TERMO YOPAL1 TERMO YOPAL2 TERMODORADA1 TERMOVALLE 2 TPIEDRAS

-

50

100

150

200

250

300

350

400

GB

TU

D

Proyecc. Demanda Gas Natural Esc. Niño Proyecc. Demanda Gas Natural Esc. Medio (2013)

El valor pico del consumo se presenta en el primer trimestre del año 2019, alcanzando valores de 345 GBTUD.

La demanda de gas natural en estas condiciones alcanzaría magnitudes semejantes a las del año 2018, antes de la entrada de la nueva

línea de transmisión Cerromatoso-Chinú-Copey 500 kV.

La significativa oferta hidroeléctrica y Carbonífera dada por la entrada de nuevas centrales (Sogamoso, Porvenir, Gecelca 3.2, Tasajero II y

parte de Ituango) reduce los requerimientos de gas natural.


Niño, periodos 2014 – 2015 y 2018 - 2019:




• En los periodos 2014 – 2015 y 2018 - 2019, bajo los supuestos considerados, no se observan déficit ante un eventual fenómeno del

Niño. Así mismo, no se observan limitaciones en el Sistema Nacional de Transporte de Gas.

• Los valores picos de consumo bajo las simulaciones realizadas alcanzan valores de 475 GBTUD en el año 2015 y 345 GBTUD en el

2019.

• Respecto al Niño simulado en el periodo 2018 – 2019, los requerimientos de Gas Natural serían menores, esto debido a la entrada de

proyectos de generación de tipo carbonífero e hidroeléctrico, así como también el refuerzo de la red de transmisión.

• Se debe refinar el ejercicio, considerando restricciones eléctricas de la Red de Transmisión, asociadas a la importación y

exportación de potencia. Bajo estas limitaciones, la demanda de Gas termoeléctrica podría ser menor, por eventuales

“atrapamientos de generación”, los cuales podrían ocasionar algún déficit.

Conclusiones:

Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1


Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos

Fecha de

entrada*















0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.00%

0.20%

0.40%

0.60%

0.80%

1.00%

1.20%

1.40%

1.60%

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e.-

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1

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e.-

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3

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e.-

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e.-

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jul.-2

7

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e.-

28

jul.-2

8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

[%

]






• Considerando atrasos, en el


VERE es inferior al 1.5 %.




considerando los atrasos de

los proyectos del Cargo por


de crecimiento de demanda

Alta.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

0.00%

3.00%

6.00%

9.00%

12.00%

en

e.-

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4

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e.-

15

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5

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e.-

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jul.-1

6

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e.-

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jul.-1

7

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e.-

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jul.-1

8

en

e.-

19

jul.-1

9

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e.-

20

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jul.-2

1

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e.-

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2

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3

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e.-

24

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4

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e.-

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en

e.-

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jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

C [

%]






• Considerando atrasos, en el


VEREC es inferior al 3 %.




considerando los atrasos y

el escenario de crecimiento

de demanda Alta.

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

en

e.-

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e.-

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e.-

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e.-

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e.-

19

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e.-

20

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e.-

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jul.-2

1

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e.-

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jul.-2

2

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3

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e.-

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4

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e.-

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e.-

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jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Co

sto

ma

rgin

al

[U$

/MW

h]







• Respecto al caso de

referencia, es decir

escenario 0, el valor

Esperado del Costo

Marginal se incrementa en

5.2 USD$/MWh en el

periodo 2014 – 2019.

• Así mismo, se observa una

incremento en el mismo

alrededor de 6.7

USD$/MWh durante el

periodo 2018 – 2020.

• A partir del año 2020 la

diferencia de costo marginal

en relación al escenario de

referencia, es 0.63

USD$/MWh. Ello se debe a

que a partir de este

momento todos los atrasos

son subsanados.

0

400

800

1,200

1,600

2,000

2,400

2,800

3,200

3,600

en

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4

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20

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e.-

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1

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7

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e.-

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8

Gen

era

ció

n [

GW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

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e.-

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4

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e.-

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e.-

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e.-

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e.-

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jul.-2

1

en

e.-

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2

en

e.-

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jul.-2

3

en

e.-

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4

en

e.-

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jul.-2

5

en

e.-

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jul.-2

6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Gen

era

ció

n [

GW

h]








generación hidroeléctrica se reduce en 207.4 GWh-mes

respecto al escenario 0, ello debido a que al final de este

horizonte no se cuenta con los proyectos Ituango y Porvenir

II.

• En el periodo 2018 – 2020 si bien ya se cuenta con parte

de dichos proyectos, su aporte es menor respecto al caso

0, es decir, se tienen 200.4 GWh-mes menos.

• En contraste, el aporte de la generación térmica durante el

periodo 2014 – 2019 se incrementa en 207.3 GWh-mes,

comparando este escenario con el caso 0.

En el periodo 2018 – 2020 dicho incremento se reduce a

200.3 GWh-mes.





En otras palabras, no se observa desabastecimiento energético, considerando atrasos en la fecha de entrada en operación de algunos

proyectos de expansión asociados al Cargo por Confiabilidad y el escenario alto de demanda – revisión Junio 2014.

• Debido al cronograma y atraso de los proyectos, se observa una reducción del aporte de la hidroelectricidad en el periodo 2014 – 2020,

y en contraste un incremento de la generación térmica en el mismo periodo. Esta situación cambia a partir del año 2020, una vez dichos

retrasos son subsanados.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un incremento de 5.2 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019 y 6.7

USD $/MWh en el periodo 2018 - 2020. A partir de este último año, el incremento del costo marginal se reduce en 0.63 USD $/MWh

(2020 - 2028).



Conclusiones:

Plan de Generación – Impacto de la Generación de

Plantas Menores


Escenario de

proyección de la

demanda

Interconexión

con Ecuador

Interconexión con


3

Considera la expansión definida por el

mecanismo del Cargo por Confiabilidad, según

el cronograma de la gráfica, y expansión de

plantas menores según la proyección de la

gráfica. Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer el impacto de la generación menor en la

evolución del Costo Marginal, verificando la confiabilidad en el

corto, mediano y largo plazo (2014 - 2028), Es claro que en

todo el horizonte, se va a materializar la expansión de este

tipo de tecnologías.

Respecto a las interconexiones internacionales actuales y

proyectadas, las mismas no se contemplan.

4

Considera la expansión definida por el

mecanismo del Cargo por Confiabilidad, según

el cronograma de la gráfica, y expansión de

plantas menores según la proyección de la

gráfica. Alto - Crítico Autónomo Autónomo

Se busca establecer el impacto de la generación menor en la

evolución del Costo Marginal, verificando la confiabilidad en el

corto, mediano y largo plazo (2014 - 2028). Respecto a las

interconexiones internacionales actuales y proyectadas, las

mismas no se contemplan.

Se considera el escenario Alto - Crítico, teniendo en cuenta la

evolución de la demanda real (superior al escenario alto de la

revisión de junio de 2014).

3.1



considerando atrasos en la fecha de entrada en

operación de algunos proyectos, tal como

consta en la tabla.

Respecto a la expansión de la generación

menor, se considera su evolución tal como lo

contempla la gráfica. Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer si con atrasos en la fecha de entrada en

operación de algunos proyectos asociados al Cargo por

Confiabilidad, en el periodo 2014 - 2028 se cumple con los

criterios de confiabilidad energética, considerando claro está

expansión de plantas menores.

No se consideran intercambios con los países vecinos.

Imp

acto

de

la g

en

era

ció

n m

en

or

- La

rgo

Pla

zo

Plan de Generación – Impacto de la Generación de

Plantas Menores

y = 0.1039x - 3586.3

y = 0.1497x - 5508.8

y = 0.1296x - 4664.1

0

200

400

600

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1,200

1,400

1,600

1,800

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.-1

1

sep

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ma

y.-

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sep

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y.-

14

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.-1

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sep

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ma

y.-

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.-1

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y.-

18

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.-1

9

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y.-

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y.-

22

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.-2

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y.-

24

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.-2

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ma

y.-

26

ene

.-2

7

sep

.-27

ma

y.-

28

Po

ten

cia

[M

W]

Historico de Capacidad instalada menores Nueva capacidad instalada menores

Expansion esperada Lineal (Historico de Capacidad instalada menores)

Lineal (Nueva capacidad instalada menores) Lineal (Expansion esperada)

Plantas menores con estudio de conexión aprobado

o radicado, al igual que proyectos registrados en

una fase avanzada

Plan de Generación – Expansión Menores

y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3 –

Crecimiento de Demanda Alto

Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos

• Respecto al caso de referencia, escenario 0, se observan las mismas necesidades de expansión en el año 2025, es decir, la nueva

capacidad menor considerada no desplaza dichas necesidades.

• Independientemente de lo anterior, los déficit son ligeramente menores.

0

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Nu

me

ro d

e c

aso

s

VE

RE

C [

%]





Evolución Costo Marginal

• Respecto al caso de referencia, escenario 0, se observa una disminución del Costo Marginal promedio de 2.5 USD$/MWh en todo el

horizonte 2014 – 2028. En algunos momentos, dicha reducción puede llegar a ser superior a los 10 USD$/MWh.

• Considerando la expansión de menores, se observa un costo marginal promedio de 58.8 USD$/ MWh en el periodo 2014 – 2019,

representando una reducción de 0.7 USD$/MWh respecto al escenario 0. En el periodo 2018 – 2020 el costo alcanza un valor de 56.1

USD$/MWh, que implica una disminución de 1.4 USD$/MWh frente al caso 0.

• Finalmente, en el periodo 2020 – 2028 el Valor Esperado del Costo Marginal es de 74.2 USD$/MWh, 3.6 USD$ /MWh menos respecto al

escenario 0.

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Gen

era

ció

n [

GW

h]






generación hidroeléctrica es de 4,898 GWh-mes. Dicho

valor se incrementa en 535 GWh-mes en el periodo 2018 –

2020 (Ituango y Porvenir II).

• En el periodo 2020 – 2028 el promedio de la generación

hidroeléctrica es 5,833 GWh-mes.

• Respecto a la generación térmica, su Valor Esperado es de

738.6 Gwh – mes durante el periodo 2014 – 2019. Debido a

la entrada de Ituango y Porvenir II, en el horizonte 2018 –

2020 su aporte al SIN se reduce en promedio 137.6 Gwh –

mes.


térmica es de 845.5 GWh-mes.






• A pesar de la nueva capacidad de generación menor, se observan necesidades de expansión en el año 2025, es decir, no se desplazan

dichos requerimientos.

• Respecto al caso de referencia, escenario 0, el Costo Marginal del sistema se reduce, al igual que el aporte de la generación hidráulica y

térmica despachada centralmente.

Conclusiones:


y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1

Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto

Fecha de

entrada*



















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%]


• Considerando atrasos, en el periodo 2014 – 2019 el VERE y VEREC son inferiores al 1.5 y 3 %. Es decir, en el corto plazo no se necesitaría

expansión adicional bajo estos criterios, considerando los atrasos, la expansión de generación menor y el escenario de crecimiento de demanda

Alta.

• Se siguen observando necesidades de expansión a partir del año 2025.

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[U$

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• Respecto al caso de referencia, escenario 3, se observa un incremento del Costo Marginal promedio de 5.5 USD$/MWh en el horizonte

2014 – 2019. En el periodo 2018 – 2020 dicha diferencia es superior a los 6.9 USD$/MWh, ello debido a que los mayores retrasos se

observan en este periodo, específicamente en las plantas Ituango y Porvenir II..

• Considerando la expansión de menores y el atraso de proyectos , se observa un costo marginal promedio de 64.3 USD$/ MWh en el

periodo 2014 – 2019, En el periodo 2018 – 2020 el costo alcanza un valor de 63.1 USD$/MWh.

• Finalmente, en el periodo 2020 – 2028 el Valor Esperado del Costo Marginal es de 74.7 USD$/MWh, 0.48 USD$ /MWh más respecto al

escenario 3 (En este horizonte los atrasos son subsanados).

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n [

GW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida




• Durante el periodo 2014 – 2019 hay una reducción de 208

GWh-mes, respecto al escenario 3.


hidroeléctrica se reduce en 210 GWh-mes, y en el periodo

2020 – 2028 en 23.07 GWh-mes, respecto a este mismo

caso.

• Todo lo anterior se debe a los atrasos mas impactantes,

Ituango y Porvenir II, los cuales estarían en operación a

partir del año 2019.

• Respecto a la generación térmica, en el periodo 2014 –

2019 se observa un incremento de 208.4 GWh-mes,

respecto al escenario 3.

• En el horizonte 2018 – 2020 su aporte al SIN se incrementa

en promedio 210.3 Gwh – mes en relación al caso 3, ello

debido a los atrasos de Ituango y Porvenir II.


térmica se incrementa en 23.01 GWh-mes (los atrasos se

subsanan).







En otras palabras, no se observa desabastecimiento energético, considerando atrasos en la fecha de entrada en operación de algunos

proyectos de expansión asociados al Cargo por Confiabilidad, el escenario alto de demanda – revisión Junio 2014, y la nueva capacidad

de generación menor.

• Debido al cronograma y atraso de los proyectos, se observa una reducción del aporte de la hidroelectricidad en el periodo 2014 – 2020,

y en contraste un incremento de la generación térmica en el mismo periodo. Esta situación cambia a partir del año 2020, una vez dichos

retrasos son subsanados.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un incremento de 5.5 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019 y 6.9

USD $/MWh en el periodo 2018 - 2020. A partir de este último año, el incremento del costo marginal se reduce en 0.48 USD $/MWh

(2020 - 2028).



Conclusiones:

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VE

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]



y Cargo por Confiabilidad – Escenario 4

Crecimiento de Demanda Alto Crítico


• Respecto al caso de referencia, escenario 3, se observan necesidades de expansión en el año 2022, ello debido al escenario de

demanda considerado.





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/MW

h]


• El valor Esperado del Costo

Marginal es de 59.9

USD$/MWh en el periodo

2014 – 2019. Así mismo, se

observa una disminución en

el mismo alrededor de 0.7

USD$/MWh durante el

periodo 2018 - 2020, ello

debido a la entrada de



el promedio del costo

marginal es de 90

USD$/MWh.

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n [

GW

h]





• Durante el periodo 2014 – 2019 se presenta una

generación hidroeléctrica promedio de 4,884 GWh-mes.

• En el periodo 2018 – 2020 el Valor Esperado de la

generación hidroeléctrica se incrementa en 550 GWh-mes,

ello debido a la entrada en operación de Ituango y Porvenir

II.

• El promedio de la generación hidroeléctrica en el periodo

2020 – 2028 es de 5,896.8 GWh-mes

• Respecto a la generación térmica, en el periodo 2014 –

2019 se observa una generación promedio de 777 GWh-

mes.

• En el horizonte 2018 – 2020 su aporte al SIN se reduce en

promedio 30.9 Gwh – mes, ello debido a la entrada de



térmica es 1,299 GWh-mes.








asociados al Cargo por Confiabilidad el escenario crítico de demanda – revisión Junio 2014, y la nueva capacidad de generación menor.

.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 59 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019, el

cual se reduce en 0.7 USD $/MWh por la entrada de Ituango y Porvenir II (2018 - 2020). Después de este año, el costo marginal se

incrementa de manera sostenida, alcanzando valores promedio de 90 USD $/MWh (2020 - 2028).



Conclusiones:

Plan de Generación – Escenarios de Largo Plazo


Escenario de

proyección de la

demanda

Interconexión

con Ecuador

Interconexión con


5

Se considera la expansión asociado al

mecanismo del Cargo por Confiabilidad según el

cronograma de la gráfica, la proyección de

nueva capacidad instalada de plantas menores

(gráfica) y los requerimientos adicionales que se

necesitan después del año 2019 para garantizar

los criterios de confiabilidad energética. Alto Autónomo Autónomo

Es el escenario base de expansión. Se contempla la segunda

etapa de Ituango y proyectos térmicos a base de carbón en

Boyacá, Santander, Córdoba y Cundinamarca.

Por tratarse del escenario base de expansión, se contempla

el escenario alto de crecimiento de la demanda.

6


mecanismo del Cargo por Confiabilidad según la

gráfica, la proyección de nueva capacidad

instalada de plantas menores (gráfica) y

requerimientos adicionales que se necesitan

después del año 2019, contemplando un

crecimiento de demanda superior al escenario

alto de la revisión de junio de 2014 (situación

que se esta evidenciando actualmente). Alto - Crítico Autónomo Autónomo

Representa un escenario alternativo de expansión, en función

de una demanda esperada superior. Se contempla la segunda

etapa de Ituango y proyectos térmicos a base de carbón en

Boyacá, Santander, Córdoba y Cundinamarca.

7






después del año 2019, considerando generación

renovable no convencional (eólica) en el Norte

de la Guajira. Alto Autónomo Autónomo


de una incorporación de generación eólica en el Norte de la

Guajira. Se contempla la segunda etapa de Ituango y

proyectos térmicos a base de carbón en Boyacá, Santander,

Córdoba y Cundinamarca.

8






después del año 2019, considerando generación

renovable no convencional (eólica) en el Norte

de la Guajira y un escenario de crecimiento

superior al alto de la revisión de junio de 2014. Alto - Crítico Autónomo Autónomo


de una incorporación de generación eólica en el Norte de la

Guajira y la consideración de un escenario de crecimiento de

demanda alta, superior al proyectado para la revisión de junio

de 2014. Se contempla la segunda etapa de Ituango y

proyectos térmicos a base de carbón en Boyacá, Santander,

Córdoba y Cundinamarca.

Ex

pa

nsi

ón

- L

arg

o P

lazo

Plan de Generación – Largo Plazo

Escenario 5 – Crecimiento de Demanda Alto

Central Fecha de

entrada Capacidad Recurso

Sogamoso sep-14 266.7

Hidráulico nov-14 800.0

Gecelca 3 oct-14 164.0 Carbón

Cucuana dic-14 55.0 Hidráulico

Quimbo abr-15 198.0

Hidráulico jun-15 396.0

Tasajero II nov-15 160.0 Carbón

Carlos lleras Restrepo dic-15 78.1 Hidráulico

San Miguel dic-15 42.0 Hidráulico

Gecelca 3.2 dic-15 250.0 Carbón

Termonorte dic-17 88.0 Líquidos

Porvenir II nov-18 352.0 Hidráulico

Ituango

nov-18 300.0

Hidráulico

feb-19 600.0

may-19 900.0

ago-19 1,200.0

ago-21 1,500.0

dic-21 1,800.0

mar-22 2,100.0

jun-22 2,400.0

Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón


Exp.Carb. 3 jul-23 250.0 Carbón


Menores Crecimiento según proyección estimada

13,681.0, 68%

3,924.8, 19%

2,325.0, 12%

67.8, 0% 120.0, 1%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Biomasa

Otras




• Respecto al caso de referencia, escenario 3, se observa el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad durante todo el horizonte de

planeación (ya no se presenta déficit a partir del año 2025).

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Nu

mero

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aso

s

VE

RE

[%

]





• En el periodo 2014 – 2018 el

valor esperado del costo

marginal es 59.7 USD$/MWh,

el cual se reduce en promedio

a 56 USD$/MWh por la entrada

de la primera etapa de Ituango

y Porvenir II (2018 -2020).

• En el periodo 2020 – 2022, con

la entrada de la segunda etapa

de Ituango, el promedio del

costo marginal es 50.9

USD$/MWh, incrementándose

a partir de este momento (2022

- 2028), a un valor de 54.5

USD$/MWh.

• La expansión a base de

carbón, es decir 1,050 MW que

se instalarían entre el 2020 y

2023, no incrementan

significativamente el costo

marginal, ello debido al bajo

valor relativo del recurso frente

a otros combustibles.

20.0

40.0

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n [

GW

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• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado de la generación

hidroeléctrica es de 4,772 GWh-mes, el cual se incrementa a

5,440 GWh-mes por la entrada de la primera etapa de Ituango

y Porvenir II (2018 - 2020).

• En el periodo 2020 – 2022, con la entrada de la segunda

etapa de Ituango, el promedio de la generación hidroeléctrica

es de 5,891 GWh-mes, incrementándose a partir de este

momento (2022 - 2028), a un valor de 6,234 GWh-mes.

• El valor esperado de la generación térmica en el periodo 2014

– 2018 es de 782 GWh-mes, el cual se reduce a 594 GWh-

mes por la entrada de la primera etapa de Ituango y Porvenir

II (2018 - 2020).

• Con la entrada de la segunda etapa de Ituango, en el periodo

2020 – 2022, el promedio de la generación térmica es de 425

GWh-mes, incrementándose a partir de este momento (2022 -

2028) a un valor de 635 GWh-mes.



• Considerando la expansión de este escenario y su cronograma, junto con el escenario de demanda Alto, durante todo el horizonte se

observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.


el cual se reduce a 56 USD $/MWh por la entrada de Ituango y Porvenir II (2018 - 2020). Durante el horizonte 2020 – 2022, con la

entrada de la segunda etapa de Ituango, el costo marginal toma un valor promedio de 50.9 USD$/MWh, alcanzando valores de 54.5

USD $/MWh después de este año (2022 - 2028).

Conclusiones:

Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 6


13,681.0, 66%

4,224.8, 20%

2,575.0, 13%

67.8, 0% 120.0, 1%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Biomasa

Otras

13,000.0

14,000.0

15,000.0

16,000.0

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Capacidad instalada actual* Sogamoso Gecelca 3 Cucuana Quimbo

Tasajero II Carlos lleras restrepo San Miguel Gecelca 3.2 Termonorte

Porvenir II Ituango Menores ExpCarb 1 ExpCarb2

ExpCarb 3 ExpCarb 4 ExpGas 1 ExpCarb 5

Central Fecha de






Quimbo abr-15 198.0








Ituango

nov-18 300.0

Hidráulico

feb-19 600.0

may-19 900.0

ago-19 1,200.0

ago-21 1,500.0

dic-21 1,800.0

mar-22 2,100.0

jun-22 2,400.0





Exp.Gas 1 dic-24 300.0 Gas








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• En el periodo 2014 – 2018 el

valor esperado del costo

marginal es 60 USD$/MWh, el

cual se mantiene constante

durante el periodo 2018 - 2020

(entrada de la primera etapa de

Ituango y Porvenir II).

• En el periodo 2020 – 2022, con

la entrada de la segunda etapa

de Ituango, el promedio del

costo marginal es 59.6

USD$/MWh, incrementándose

a partir de este momento (2022

- 2028), a un valor de 63.7

USD$/MWh.

• Debido al escenario de

demanda y la expansión

térmica considerada, es decir

1,600 MW de natualeza

térmica, el costo marginal se

incrementa.

0

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n [

GW

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hidroeléctrica es de 4,764.3 GWh-mes, el cual se incrementa

a 5,447 GWh-mes por la entrada de la primera etapa de

Ituango y Porvenir II (2018 - 2020).







mes por la entrada de la primera etapa de Ituango y Porvenir

II (2018 - 2020).

• Con la entrada de la segunda etapa de Ituango, en el periodo

2020 – 2022, el promedio de la generación térmica es de 752

GWh-mes, incrementándose a partir de este momento (2022 -

2028) a un valor de 1,101 GWh-mes.



• Considerando la expansión de este escenario y su cronograma, junto con el escenario de demanda Alto Crítico, durante todo el

horizonte se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 60 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2020.

Durante el horizonte 2020 – 2022, con la entrada de la segunda etapa de Ituango, el costo marginal toma un valor promedio de 59.6

USD$/MWh, alcanzando valores de 63.7 USD $/MWh después de este año (2022 - 2028).

Conclusiones:


Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta

13,000.0

14,000.0

15,000.0

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MW

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Porvenir II Ituango Exp.Eol.1 Exp.Eol.2 Exp.Eol.3

Menores ExpCarb 1 ExpCarb2 ExpCarb 4

13,681.0, 67%

3,924.8, 19%

2,075.0, 10%

474.0, 2%67.8, 1%

120.0, 1%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Eólica

Biomasa

Otras

Central Fecha de






Quimbo abr-15 198.0








Ituango

nov-18 300.0

Hidráulico

feb-19 600.0

may-19 900.0

ago-19 1,200.0

ago-21 1,500.0

dic-21 1,800.0

mar-22 2,100.0

jun-22 2,400.0

Exp.Eol.1 ene-19 99.0 Eólica







0.0

1.0

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Escenario 5 Escenario 7

• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado del costo marginal es 59.8 USD$/MWh, el cual se reduce a 54.8 USD$/MWh por la entrada

de la primera etapa de Ituango y Porvenir II (2018 - 2020).

• El costo marginal promedio en el periodo 2020 – 2022 es de 48.5 USD$/MWh, ello debido a la entrada de la segunda etapa de Ituango y

la generación eólica. A partir de este año, es decir el periodo 2022 – 2028, el costo marginal toma un valor promedio de 53.6

USD$/MWh.

• Respecto al escenario de referencia, caso 5, el recurso eólico ocasiona una reducción promedio de 1.23 USD$/MWh en el periodo 2019

– 2028.

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GW

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y Porvenir II (2018 - 2020).



es de 5,859. GWh-mes, incrementándose a partir de este



– 2018 es de 792.5 GWh-mes, el cual se reduce a 554.6

GWh-mes por la entrada de la primera etapa de Ituango,

Porvenir II y parte de la generación eólica (2018 - 2020).

• Con la entrada de la segunda etapa de Ituango y la

generación eólica, en el periodo 2020 – 2022, el promedio de

la generación térmica es de 346 GWh-mes, incrementándose

a partir de este momento (2022 - 2028) a un valor de 535

GWh-mes.



• En el periodo 2019 – 2020 el valor esperado de la generación eólica es de 56.4 GWh-mes, el cual se incrementa a 110.2 GWh-mes en el

periodo 2020 – 2021, A partir de este último año, es decir periodo 2021 – 2028, el promedio de la generación es de 134.1 GWh-mes.

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GW

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Estocástico Promedio 95% Excederse



• Considerando la expansión de este escenario y su cronograma, junto con el escenario de demanda Alta, durante todo el horizonte se

observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 59.8 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2018.

Durante el horizonte 2018 – 2020, con la entrada de Ituango y Porvenir, el costo marginal toma un valor promedio de 54.8 USD$/MWh.

El Costo marginal promedio durante los periodos 2020 – 2022 y 2022 – 2028, toma valores de 48.5 USD$/MWh y 53.6 USD$/MWh,

respectivamente.

Conclusiones:


Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico

13,000.0

14,000.0

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16,000.0

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Porvenir II Ituango Exp.Eol.1 Exp.Eol.2 Exp.Eol.3

Menores ExpCarb 1 ExpCarb2 ExpCarb 3 ExpCarb 4

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13,681.0, 66%

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2,575.0, 12%

474.0, 2%67.8, 0%

120.0, 1%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Eólica

Biomasa

Otras

Central Fecha de entrada Capacidad Recurso





Quimbo abr-15 198.0








Ituango

nov-18 300.0

Hidráulico

feb-19 600.0

may-19 900.0

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dic-21 1,800.0

mar-22 2,100.0

jun-22 2,400.0










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• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado del costo marginal es 60.1 USD$/MWh, el cual se reduce a 58.7 USD$/MWh por la entrada

de la primera etapa de Ituango y Porvenir II (2018 - 2020).

• El costo marginal promedio en el periodo 2020 – 2022 es de 56.8 USD$/MWh, ello debido a la entrada de la segunda etapa de Ituango y

la generación eólica. A partir de este año, es decir el periodo 2022 – 2028, el costo marginal toma un valor promedio de 61 USD$/MWh.

• Respecto al escenario de referencia, caso 5, el recurso eólico ocasiona una reducción promedio de 1.64 USD$/MWh en el periodo 2019

– 2028.




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y Porvenir II (2018 - 2020).







mes por la entrada de la primera etapa de Ituango, Porvenir II

y parte de la generación eólica (2018 - 2020).

• Con la entrada de la segunda etapa de Ituango y la

generación eólica, en el periodo 2020 – 2022, el promedio de

la generación térmica es de 637.5 GWh-mes,

incrementándose a partir de este momento (2022 - 2028) a un

valor de 983.6 GWh-mes.

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• En el periodo 2019 – 2020 el valor esperado de la generación eólica es de 61.8 GWh-mes, el cual se incrementa a 122.3 GWh-mes en el

periodo 2020 – 2021, A partir de este último año, es decir periodo 2021 – 2028, el promedio de la generación es de 150.6 GWh-mes.



• Considerando la expansión de este escenario y su cronograma, junto con el escenario de demanda Alta Crítico, durante todo el

horizonte se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.

• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 60.1 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2018.

Durante el horizonte 2018 – 2020, con la entrada de Ituango y Porvenir, el costo marginal toma un valor promedio de 58.7 USD$/MWh.

El Costo marginal promedio durante los periodos 2020 – 2022 y 2022 – 2028, toma valores de 56.8 USD$/MWh y 61 USD$/MWh,

respectivamente.

Conclusiones:

Plan de Generación – Resumen de Resultados

2014-2019 2018-2020 2020-2028 2014-2019 2018-2020 2020-2028 2014-2019 2018-2020 2020-2028 2014-2019 2018-2020 2020-2028

Escenario 0 59.6 57.7 77.9 4,900 5,429 5,889.8 759 652 933.1 - - - 2025

Escenario 1 57.6 54.9 73.6 4,879 5,428 5,881.5 696 558 833.8 - - - 2028

Escenario 2 60.4 58.8 92.3 4,898 5,444 5,901.2 786 782 1,385.9 - - - 2022

Escenario 0.1 64.8 64.4 77.3 4,693 5,229 5,868.5 966 852 954.3 - - - 2025

Escenario 3 58.8 56.1 74.2 4,898 5,433 5,833.0 739 601 845.5 - - - 2025

Escenario 4 59.0 58.3 90.0 4,884 5,434 5,896.8 777 746 1,299.0 - - - 2022

Escenario 3.1 64.3 63.0 73.7 4,690 5,223 5,809.9 947 811 868.5 - - - 2025

Escenario 5 59.7 56.0 50.9 - 54.5 4,772 5,440 5,891 - 6,234 782 594 425 - 635 - - - No Aplica

Escenario 6 60.0 60.0 59.6 - 63.7 4,764 5,447 5,966 - 6,261 791 733 752 - 1101 - - - No Aplica

Escenario 7 59.8 54.8 48.5 - 53.6 4,762 5,443 5,859 - 6,200 793 555 346 - 535 No Aplica

Escenario 8 60.1 58.7 56.8 - 61 4,758 5,449 5,950 - 6,228 797 689 637.5 - 893.6 No Aplica

2019 - 2020: 54.6; 2020 - 2021: 110.2;

2021 - 2028: 134.1

2019 - 2020: 61.8; 2020 - 2021: 122.3;

2021 - 2028: 150.6

Señal de

ExpansiónEscenarios

Promedio Costo Marginal

[USD$ / MWh]

Generación Hidráulica

[GWh-mes]

Generación Térmica

[GWh-mes]

Generación Renovable no

Convencional

[GWh-mes]

Plan de Generación – Largo Plazo -

Escenario Ley de Renovables – Metodología

de Modelación FNCE

La Ley 1715 de 2014 impacta positivamente el incremento de las capacidades

instaladas de energía de Fuentes No Convencionales de Energía -FNCE-

“... Promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de

energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético

nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación en las

zonas no interconectadas y en otros usos energéticos como medio necesario para

el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto

invernadero y la seguridad del abastecimiento energético . Con los mismos

propósitos se busca promover la gestión eficiente de la energía, que comprende

tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda…”



de Modelación FNCE

La Ley 1715 de 2014. Sus principales impactos radican en la autogeneración, generación distribuida y la cogeneración así

como en la generación nueva de FNCE, principalmente la renovable, mediante incentivos al inversión mediante exclusiones

de impuestos IVA, deducciones de la renta.

Renovable:

• Solar

• Eólica

• Biomasa

• Pchs

• Geotermia

• Océanos

No renovable:

Fuentes que no son utilizadas o son marginales en Colombia, las cuales podrían incluir dependiendo posiblemente de

consideraciones ambientales (esquistos bituminosos, hidratos de metano o energía nuclear, entre otros..)



de Modelación FNCE

Los impactos de la LEY 1715 sobre la Generación de electricidad:

Los agentes han planteado con la ley intensiones de invertir en generación con Fuentes No Convencionales

de Energía Renovable FNCE-R:

Aún falta medir e involucrar el crecimiento de la autogeneración y la generación distribuida

Recurso 2015 - 2020 2020 - 2025 2025 - 2030 Total

SOLAR 53.6 89.9 95.7 239.2

EOLICA 576.0 320.0 0.0 896.0

GEOTÉRMICO 100.0 275.0 0.0 375.0

BIOMASA PALMA 191.0 0.0 0.0 191.0

BIOMASA CAÑA 57.0 0.0 0.0 57.0



de Modelación FNCE

Algunas temáticas y aspectos como retos a considerar en la reglamentación de la Ley:

• Se considera necesario establecer el impacto sobre el mercado eléctrico del cambio de reglas y condiciones para

la entrada de nuevos agentes generadores con FNCE, lo cual se evidencia con las manifestaciones planteadas por

los agentes.

• Una vez integradas las plantas al mercado, éste es competitivo, sin embargo es necesario analizar los impactos de

la nueva generación renovable o de FNCE.

• Hay que analizar los impactos que representan las fuentes intermitentes en la operación del SIN.

• Diferenciar los incentivos entre las tecnologías de FNCER competitivas vs no competitivas ya que sus condiciones

de mercado pueden generar ventajas o subsidios indirectos a empresas y capitales nacionales y extranjeros, es

recomendable realizar un modelado de casos (tener en cuenta las experiencias de España, Alemania, EEUU), lo

anterior debido a que las exenciones aplican a deducciones de impuestos por inversiones de FNCE (exploración,

construcción y operación)

• El ordenamiento del aprovechamiento de las áreas relativamente pequeñas con potenciales de energías renovables

(caso eólico y geotermia, biomasa...), se debe tener en consideración las lecciones aprendidas de la historia del

desarrollo de la generación Hidroeléctrica.



de Modelación FNCE

Otros temas y aspectos como retos a considerar en la reglamentación de la Ley pueden ser:

• La transferencia de tecnologías blandas y duras para conseguir balancear los recursos fiscales con la generación

de nuevas empresas con mayor valor agregado nacional y reducción de costos operativos en el mercado eléctrico

de las FNCER.

• Garantizar avances de profundidad y robustez que permitan calidad y sostenibilidad en lo fundamental respecto a:

Conocimiento integral de los recursos,

Modelado y uso de los recursos

Cambio climático y variabilidad climática,

Sostenibilidad del sector eléctrico colombiano.



de Modelación FNCE

Gestión de

información y

procesamiento

para el

establecimiento

de escenarios

de Fuentes No

Convencionales

de Energía

Renovable

FNCER

Contactos y solicitudes

a agentes y Gremios

(reuniones, encuestas)

Acuerdos de compromisos,

convocatorias Colciencias UPME

con participación del MME,

MADS, IDEAM, el IGAC, IRENA

y grupos de investigación

Formulación de metodologías de

complementariedad entre potenciales de

energías renovables y proyecto en curso para

la integración de todas las fuentes

Evaluación de información hidrológica, eólica y solar

del IDEAM, actualización y evaluación de los

potenciales (Atlas Hidroenergético, Solar y Eólico en

proceso) , y priorización de información de la región

Caribe.

Acuerdos de confidencialidad,

reuniones de trabajo para

establecer referentes de la

realidad de los agentes

Contactos y solicitudes al

IDEAM, Colciencias

(reuniones, Convenios

proyectos conjuntos)

Modelaje de proyectos de FNCER en el SDDP

GeotermiaBiomasaEnergía

eólica

Energía

solar

Evaluación resultados,

limitaciones y mejoras



de Modelación FNCE

Cálculo de la energía generada por

los parques eólicos virtuales

(densidad aire de 1,15kg/m3), según

tecnología de aerogenerador y

capacidad instalada, considerando

perdidas cercanas al 15%

Modelado de la

energía del recurso

eólico

Datos de MERRA 1994 – 2014.

Mediciones in situ 2012 -2014 de

proyectos inscritos UPME.

Correlaciones 2012 –

2014. Datos Guajira

a 80 m de altura

Considerando la complementariedad

energética encontrada entre la zona

norte y centro del país, se calcula el

caudal medio mensual horario

equivalente de una planta hidráulica,

para generar la energía eólica de los

parques virtuales

Modelación de los parques eólicos

como análogos hidroeléctricos sin

embalse, teniendo en cuenta la

información histórica de vientos

(caudales equivalentes)Cálculo de velocidad de vientos a 120

m de altura (Hellmann, α=0.25), según

tecnología típica del aerogenerador

(aeroturbinas de 3 y 2 MW)

Se establecen las

velocidades de viento

periodo 1994 – 2014

horaria

> 70%

Diaria

> 70 %

NO

SI

NO

Fin

SI



de Modelación FNCE

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

MW

m/s

Tecnología aerogenerador 3 MW Tecnología aerogenerador 2 MW



de Modelación FNCE Modelado de la


solar

Radiación y Brillo solar diario

según mediciones de estaciones

del IDEAM (1980 - 2012)

Se seleccionan cuatro

ciudades con la mayor

demanda de energía del país

Censo Sistemas

Fotovoltaicos 1994 y estudio

UPME - CORPOEMA 2010

Referencia de Precios

internacionales de Sistemas

Fotovoltaicos – SFV

Informes IEA sobre inclusión de

los SFV en la matriz energética

Mexicana (Referente)

Se estima por año la

capacidad instalada para la

ciudad i en el horizonte

2010 – 2030, como una

ponderación de ,

que está en función de la

demanda de electricidad y

la radiación solar de la

ciudad i.

i = 1,n,1

Se estima por año, una

aproximación de la

capacidad instalada total de

los SFV en las

cuatro ciudades, en el

horizonte 2010 – 2030

(generación distribuida)

Con la capacidad y la información diaria de

radiación solar, se calcula la energía diaria que

produciría dicha capacidad instalada en la ciudad

i.

Se asume diariamente un número de horas

( ) con radiación de 1,000 , de tal

manera que el producto de esta radiación por

dicho número de horas, sea igual a la energía

de la radiación solar diaria promedio de la

ciudad i ( )

El producto entre este número de horas ( ) y

, permite calcular la Energía diaria ( ) que

produciría la ciudad i con dicha capacidad

instalada.

Se cuantifica para la ciudad

i, la energía mensual

generada por la capacidad

SFV instalada en la ciudad i.

Con la energía mensual se

determina el caudal promedio

equivalente que necesitaría una

planta hidráulica virtual para

generar dicha energía, y se

modela de esta manera en el

modelo SDDP

Fin

i < n

NO

SI

i = i +1

.



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

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14

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20

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20

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27

20

28

MW

Proyección Referente (Mexico) Proyección Agentes Referente + Agentes



de Modelación FNCE

0

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100

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MW

Agregado Total Bogotá Medellín Barranquilla Cali



de Modelación FNCE

0

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5

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e.-

16

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16

sep.-

17

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8

ma

y.-

19

ma

r.-2

0

dic

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0

oct.-2

1

ag

o.-

22

jun.-

23

ab

r.-2

4

feb.-

25

no

v.-

25

sep.-

26

jul.-2

7

ma

y.-

28

MW

Bogotá Medellín Barranquilla Cali



de Modelación FNCE Modelado de la


con Biomasa

Información Asocaña

2000-2014

Determinación de la Energía potencial que se

hubiera generado durante todo el horizonte con los

residuos de cultivo (caña y palma africana),

descontando la autogeneración

Sistema de Información de

estadísticas del sector

Palmero (SISPA)

1994 - 2014.

Información proyectos,

agremiaciones y

encuestas

Proyección de la energía potencial considerando el

crecimiento de los cultivos, y subsecuentemente, los

residuos.

• Para intervalos móviles de 5 años, se establece

un valor mínimo de energía, y se determina para

dicha energía una planta virtual térmica con

capacidad que sea capaz de generar la misma

de manera constante en el año i.

• Esta planta con capacidad , se compara con el

valor de referencia K, el cual está asociado a la

capacidad reportada y/o proyectada, por las

fuentes de información.

• Si , la diferencia se simula

como una central hidráulica de capacidad similar

sin embalse, con el objetivo de ver el

comportamiento aleatorio de esta porción de

generación, que esta en función de la variación de

los residuos del cultivo.

• Si , se observa que la capacidad

calculada garantiza una energía constante,

teniendo en cuenta el cultivo proyectado para el

año i, razón por la cual no sería necesario simular

en el año i capacidad adicional como un

equivalente hidroeléctrico.

i = 2017, 2028,1

i = i +1

i < n

NO

NO

Fin

SI



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

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4

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01

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28

MW

GW

h

Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Térmica opción 1 ReferenciaHidráulica Opción 1 y 2 Térmica opción 2 Energía eléctrica histórica asociada al CultivoReferencia b Hidráulica 3 Referencia escalonadaHidráulica opción 4



de Modelación FNCE

0

20

40

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-27

dic

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8

MW

GW

h

Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Referencia Hidráulica Opción 1 y 2 Térmica opción 2



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

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300

350

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155

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255

280

305

330

355e

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7

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p.-

17

may.-

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oct.-2

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jun.-

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abr.

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dic

.-27

ago

.-2

8

MW

GW

h

Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Térmica opción 1 Referencia escalonada Hidráulica opción 4



de Modelación FNCE

RECURSOS 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL

SOLAR 5.02 3.95 44.60 89.90 95.70 239

EOLICA 62 514 320 896

GEOTERMICO 100 175 100 375

BIOMASA PALMA 191 191

BIOMASA CAÑA 6.18 18.4 9.9 22.5 57



de Modelación FNCE

30.0

50.0

70.0

90.0

110.0

130.0

en

e.-

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8

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/MW

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de Modelación FNCE

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ma

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/MW

h]

Ley Renovable Escenario 7 Diferencia Costo Marginal



de Modelación FNCE

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200.0

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800.0

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1,200.0

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de Modelación FNCE

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GW

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de Modelación FNCE

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8

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19

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9

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20

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0

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1

en

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2

en

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3

en

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4

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5

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6

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7

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28

jul.-2

8

Gen

era

ció

n E

ólica B

ase [

GW

h]




de Modelación FNCE

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

en

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7

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20

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0

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1

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2

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3

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7

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28

jul.-2

8

Gen

era

ció

n B

iom

asa C

añ

a [

GW

h]




de Modelación FNCE

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

en

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5

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6

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7

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8

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9

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20

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0

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1

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22

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2

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23

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3

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e.-

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4

en

e.-

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5

en

e.-

26

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6

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e.-

27

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7

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e.-

28

jul.-2

8

Gen

era

ció

n B

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asa P

alm

a [

GW

h]




de Modelación FNCE

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

en

e.-

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4

en

e.-

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5

en

e.-

16

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6

en

e.-

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7

en

e.-

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8

en

e.-

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9

en

e.-

20

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0

en

e.-

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1

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2

en

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3

en

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4

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e.-

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e.-

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6

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e.-

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e.-

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era

ció

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GW

h]




de Modelación FNCE

0.0

500.0

1,000.0

1,500.0

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3,000.0

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e.-

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4

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6

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e.-

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8

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e.-

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9

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e.-

20

jul.-2

0

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jul.-2

1

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2

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e.-

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3

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en

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5

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e.-

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6

en

e.-

27

jul.-2

7

en

e.-

28

jul.-2

8

Ge

ne

rac

ión

[G

Wh

]




de Modelación FNCE

• La generación renovable a través de sus diferentes tecnologías, tiene un impacto muy fuerte en la evolución del costo marginal de la

demanda. Se observa para todo el horizonte de análisis una reducción promedio de 8.7 US$ / MWh, que incluso es superior a 12 US$ /

MWh en el periodo 2020 – 2028. Es importante mencionar que los costos de AO&M tenidos en cuenta para cada una de las fuentes son

ligeramente inferiores a los valores de referencia que tiene la Unidad respecto a las plantas hidroeléctricas.

• El aporte de la generación renovable durante todo el periodo es considerable. En el periodo 2014 – 2027 el valor esperado es de 61.09

GWh-mes, el cual toma un valor de 334.6 GWh mes en el horizonte 2018 – 2020. Una vez se van incorporando los proyectos eólicos,

dicho valor se incrementa a 764.9 y 1,040.1, en los periodos 2020 – 2025 y 2025 – 2028, respectivamente.

• La metodología planteada para modelar cada una de las fuentes intermitentes, permite reflejar el comportamiento estocástico de este

tipo de tecnologías, específicamente el recurso eólica, solar y la biomasa. Respecto a la Biomasa, debe profundizarse en la

caracterización de su proceso, ya que su generación no es totalmente dependiente de los residuos, sino de la demanda asociada a su

producto principal.

Conclusiones:

Inicio


Energía y Potencia




la Generación

Inicio


Energía y Potencia

Planificación integral de la

Generación y Transmisión

Metodología integral de Planificación - Generación y

Transmisión


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



Antecedentes:

Bajo el esquema normativo y regulatorio vigente, la UPME lleva a

cabo la planificación de la generación y transmisión, realizando

análisis y procedimientos independientes, los cuales se ligan al

momento de establecer los beneficios de los proyectos de transmisión

y la Visión de Largo Plazo del SIN.

En el Plan de Expansión 2010 - 2024 se estableció la red de

transmisión (activos de uso) para la conexión del proyecto Termocol –

202 MW.

Si bien la Obligación de Energía en Firme establecida en la subastas

del Cargo por Confiabilidad justificó la incorporación de este proyecto,

se observó en las simulaciones energéticas que el mismo no estaría la

mayor parte del tiempo generando, razón por la cuál no haría un

aporte a la Confiabilidad del SIN, y en función de las necesidades

del sistema, su generación podría implicar Restricciones.

En el Plan de Expansión 2013 – 2027 se definieron refuerzos a nivel

de STN en cada una de las principales áreas y sub-áreas del Sistema

Interconectado Nacional. Particularmente en el área Oriental se

establecieron dos nuevos corredores de importación de potencia a

nivel de 500 kV y dos dispositivos FACTS, expansión que se

requiere en operación en el horizonte 2017 - 2022.

No obstante, se determinó que aún con toda esta expansión y el

parque generador existente, a partir del año 2025 en el área Oriental

se necesitaría de un nuevo refuerzo a nivel de 500 kV, o generación

adicional en la zona, ello para salvaguardar la confiabilidad y

seguridad del Sistema.


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



Preguntas

A la luz de estos resultados, y dadas las dificultades ambientales,

prediales, sociales y con comunidades, se ve factible y viable tener

una nueva línea de 500 kV en el área Oriental ?

Teniendo en cuenta los recursos energéticos del área Oriental,

principalmente Carbón, GLP e hidroelectricidad, y considerando

también la necesidades energéticas futuras de todo el país, no

sería mejor emplazar una nueva planta de generación en el área

Oriental, resolviendo dos problemas simultáneamente, es decir,

aportar a la confiabilidad energética del SIN y las restricciones

eléctricas del área Oriental ?

Desde el punto de vista de la demanda, cual sería el Beneficio /

Costo de estas dos alternativas, es decir, la localización de una

generación o un nuevo refuerzo de red ?


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



Para responder estas interrogantes se debe establecer:

Metodología de valoración de la Confiabilidad Energética del SIN.

Cuantificación de la Confiabilidad Energética sin la Expansión definida

por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad (establecer los

momentos donde se requiere incrementar la confiabilidad).

Cálculo de la Confiabilidad Energética con la Expansión definida por el

mecanismo del Cargo por Confiabilidad (determinar verdaderamente

cuales son los proyectos que aportan a dicha confiabilidad).

Determinar en función de los recursos de cada una de las áreas del

SIN y sus restricciones eléctricas, al igual que los potenciales

desarrollos de proyectos de generación (promotores), cuales son los

proyectos candidatos a estudiar junto con su conexión, que

aportarían al incremento de la confiabilidad energética del SIN, y

resolverían los problemas asociados a la red eléctrica.

Identificar la expansión de red que ofrecería en relación a sus

beneficios, el mismo desempeño de la generación focalizada.

Establecer la relación Beneficio / Costo de las dos alternativas, es

decir, la generación focalizada y la expansión convencional de

red.


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia





















red.


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia





















red.


Transmisión – Valoración de la Confiabilidad

Inicio

Se construyen los M

casos de análisis para

el horizonte de estudio

(2014 - 2028)

Para el caso i

i = 1

Calculo de la

Confiabilidad

Energética R

i < M ?i = i + 1

Construir curvas

mensuales del

indicador Factor de

Confiabilidad

si

no



Sgamoso Gecelca 3 Cucuana Quimbo TasajeroICarlos Lleras RestrepoSan MiguelGecelca 32 T Norte Porvenir Ituango

Caso 11

Caso 10 ⃝

Caso 9 ⃝ ⃝

Caso 8 ⃝ ⃝ ⃝

Caso 7 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 6 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 5 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 4 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 3 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 2 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 1 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso 0 ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝ ⃝

Caso

Plantas del Cargo por Confiabilidad



Inicio

Se construyen los M



(2014 - 2028)

Para el caso i

i = 1

Calculo de la

Confiabilidad

Energética R

i < M ?i = i + 1

Construir curvas

mensuales del

indicador Factor de

Confiabilidad

si

no



𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1

𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1

𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎



𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1

𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1

𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎

80.0%

85.0%

90.0%

95.0%

100.0%

105.0%

07/2

014

11/2

014

03/2

015

07/2

015

11/2

015

03/2

016

07/2

016

11/2

016

03/2

017

07/2

017

11/2

017

03/2

018

07/2

018

11/2

018

03/2

019

07/2

019

11/2

019

03/2

020

07/2

020

11/2

020

03/2

021

07/2

021

11/2

021

03/2

022

07/2

022

11/2

022

03/2

023

07/2

023

11/2

023

03/2

024

07/2

024

11/2

024

03/2

025

07/2

025

11/2

025

03/2

026

07/2

026

11/2

026

03/2

027

07/2

027

11/2

027

03/2

028

07/2

028

11/2

028

1-VEREC (0) 1-VEREC (11)





40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

100.0%

110.0%

07/2

014

11/2

014

03/2

015

07/2

015

11/2

015

03/2

016

07/2

016

11/2

016

03/2

017

07/2

017

11/2

017

03/2

018

07/2

018

11/2

018

03/2

019

07/2

019

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019

03/2

020

07/2

020

11/2

020

03/2

021

07/2

021

11/2

021

03/2

022

07/2

022

11/2

022

03/2

023

07/2

023

11/2

023

03/2

024

07/2

024

11/2

024

03/2

025

07/2

025

11/2

025

03/2

026

07/2

026

11/2

026

03/2

027

07/2

027

11/2

027

03/2

028

07/2

028

11/2

028

1-Numero de casos (0) 1-Numero de casos (11)



Inicio

Se construyen los M



(2014 - 2028)

Para el caso i

i = 1

Calculo de la

Confiabilidad

Energética R

i < M ?i = i + 1

Construir curvas

mensuales del

indicador Factor de

Confiabilidad

si

no



𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 =∆𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜𝑠𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 =𝑅𝐶𝑜𝑛 𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 − 𝑅𝑆𝑖𝑛 𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜𝑠𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

Dónde:

• 𝑹𝑪𝒐𝒏 𝑬𝒙𝒑𝒂𝒏𝒔𝒊ó𝒏: Confiabilidad Energética mensual considerando los proyectos de expansión que aportan a la misma.

• 𝑹𝑺𝒊𝒏 𝑬𝒙𝒑𝒂𝒏𝒔𝒊ó𝒏: Confiabilidad Energética mensual sin expansión.

• 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑷𝒓𝒐𝒚𝒆𝒄𝒕𝒐𝒔: Es la energía mensual promedio que aportan todos los proyectos para mejorar la

confiabilidad energética.

• i: Es la serie donde se observa un deterioro de la confiabilidad sin considerar expansión

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑷𝒓𝒐𝒚𝒆𝒄𝒕𝒐𝒔 = (𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝒈𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒂 𝒑𝒓𝒐𝒚𝒆𝒄𝒕𝒐𝒔𝑬𝒙𝒑𝒂𝒏𝒔𝒊ó𝒏)𝒎𝒆𝒏𝒔𝒖𝒂𝒍𝒕𝒊=𝟏

𝒕



0.00000

0.00005

0.00010

0.00015

0.00020

0.00025

0.00030

0.00035

0.00040

0.00045

0.00050

0.00055

en

e.-

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en

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7

en

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8

en

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9

en

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0

en

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jul.-2

1

en

e.-

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2

en

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3

en

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4

en

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5

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6

en

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7

en

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8

Facto

r de C

onfiabili

dad [

%/M

Wh]



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

en

e.-

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6

en

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7

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8

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9

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0

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1

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en

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3

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en

e.-

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6

en

e.-

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7

en

e.-

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8

Co

nfia

bili

da

d [

%]

Incre

me

nto

co

nfia

bili

da

d p

or

ce

ntr

al [%

]

Sogamoso Gecelca 3 Cucuana Quimbo

Tasajero C. Lleras S. Miguel Gecelca 3.2

Termonorte Porvenir Ituango Confiabilidad con Expansión

Confiabilidad sin Expansión



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

ene.

-14

jul.-

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ene.

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28

Conf

iabi

lidad

[%]

Ener

gia

gene

rada

por

cen

tral

par

a in

crem

enta

r la

Con

fiab

ilida

d[G

Wh]

Sogamoso Gecelca 3 Cucuana QuimboTasajero C. Lleras S. Miguel Gecelca 3.2Termonorte Porvenir Ituango Confiabilidad con ExpansiónConfiabilidad sin Expansión



• El cálculo del Factor de Confiabilidad está en función del Valor Esperado del Racionamiento de Energía Condicionado – VEREC y el

número de casos, siendo coherentes con los indicadores que establecen las necesidades de expansión.

• El factor de confiabilidad depende de la energía generada en cada instante por los proyectos que aportan a la misma, razón por la cual

no necesariamente en aquellos momentos donde se presenta la máxima ganancia de confiabilidad, este indicador toma el mayor valor

(Al dividir por mayor energía, menor es el factor de confiabilidad).

• Adicionalmente, este indicador es independiente de la tecnología del proyecto, ya que para la cuantificación del mismo sólo se tiene en

cuenta la energía aportada por los proyectos nuevos que permiten aumentar la confiabilidad, en un determinado instante.

• Bajo la metodología planteada, se pudo observar que si bien todos los proyectos del Cargo por Confiabilidad aportan a la confiabilidad

energética del SIN, en algunos instantes del periodo analizado, a pesar de contar con toda la expansión, sólo algunas centrales

realmente aportan a la misma.

• Finalmente, si bien el mecanismo del cargo por confiabilidad le implica al usuario un incremento en la tarifa por el pago de una prima de

riesgo, el mismo está apalancando el desarrollo de proyectos de generación, los cuales en su gran mayoría reducen el precio futuro de

bolsa, representando ello un beneficio económico. En este sentido, es difícil establecer realmente cuanto vale incrementar la

confiabilidad en un determinado instante de tiempo.

Conclusiones:


Transmisión – Definición de Alternativas Inicio

Análisis de áreas y

sub áreas del SIN

Selección de (L)

potenciales áreas de

estudio

Establecer potenciales

proyectos de generación

para el área i

Cuantificar el número

de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por

tecnología y tamaño

Cálculo del indicador k

= C/n

Determinar que

capacidades (Cap) se van

a considerar en el área i

Simular energéticamente el

comportamiento del SIN con la

capacidad Cap en el área i

Establecer los

refuerzos de Red para

el área i

Establecer la red

necesaria para incorporar

al SIN la capacidad Cap

Calcular la relación

Beneficio / Costo

h = (b/c)

Calcular la relación Beneficio /

Costo de los refuerzos de red

r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la

generación focalizada

Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino


Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental

Área Oriental:

Aún con toda la expansión a nivel de 500 kV y

compensaciones dinámicas definidas por la

UPME en su Plan de Expansión, a partir del

año 2030 la generación instalada no garantiza

la seguridad del área.

2026 – La restricción de importación se dará

por la sobrecargan los transformadores de

Nueva Esperanza, lo cual se soluciona con un

nuevo banco.

2030 – La generación mínima en el área,

deberá ser la capacidad instalada, es decir las

26 unidades equivalentes, ello para mantener

las condiciones de calidad, confiabilidad y

seguridad del sistema.

Inicio


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





Hidroelectricidad Capacidad [MW]

Boyacá 487

Cundinamarca 70

70

487



Térmico Capacidad [MW]

Carbón Lecho Fluidizado 150

Carbón Convencional Boyacá 300

Carbón Convencional Cundinamarca 254.7

2 254.7

450



Se realizaron análisis eléctricos para diferentes

valores de generación en el área, con el fin de

establecer según la tecnología, cual sería la

capacidad instalada, junto con su ubicación y

conexión, que permitirían garantizar condiciones de

seguridad y confiabilidad en la atención de la

demanda (incremento de número de unidades

equivalentes de generación).

Los Valores encontrados para las siguientes

tecnologías fueron:

Térmica Carbón: 200 MW en el norte de la sabana

de Bogotá.

Hidráulica: 294 MW en la zona oriental del

departamento de Boyacá.

200 MW térmicos

294 MW

hidráulicos

Inicio


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





0.00%

0.50%

1.00%

1.50%

2.00%

2.50%

3.00%

3.50%

ene

.-1

4

jun

.-1

4

nov.-

14

abr.

-15

sep

.-15

feb.-

16

jul.-1

6

dic

.-16

ma

y.-

17

oct.

-17

ma

r.-1

8

ago

.-1

8

ene

.-1

9

jun.-

19

nov.-

19

abr.

-20

sep

.-20

feb.-

21

jul.-2

1

dic

.-21

ma

y.-

22

oct.

-22

ma

r.-2

3

ago

.-2

3

ene

.-2

4

jun

.-2

4

nov.-

24

abr.

-25

sep

.-25

feb.-

26

jul.-2

6

dic

.-26

ma

y.-

27

oct.

-27

ma

r.-2

8

ago

.-2

8

0.00%

0.50%

1.00%

1.50%

2.00%

2.50%

3.00%

3.50%

ene

.-1

4

jun

.-1

4

nov.-

14

abr.

-15

sep

.-15

feb.-

16

jul.-1

6

dic

.-16

ma

y.-

17

oct.

-17

ma

r.-1

8

ago

.-1

8

ene

.-1

9

jun

.-1

9

nov.-

19

abr.

-20

sep

.-20

feb.-

21

jul.-2

1

dic

.-21

ma

y.-

22

oct.

-22

ma

r.-2

3

ago

.-2

3

ene

.-2

4

jun

.-2

4

nov.-

24

abr.

-25

sep

.-25

feb.-

26

jul.-2

6

dic

.-26

ma

y.-

27

oct.

-27

ma

r.-2

8

ago

.-2

8

Función Acumulada.

Probabilidad de tener

un aporte de energía.

Planta Térmica

200 MW. VEREC

VEREC Función Acumulada.

Probabilidad de tener

un aporte de energía.

Planta Hidráulica

294 MW.

0 5 10 15 20 25 30 35 40 450

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

GWh

F(x

)

TÉRMICA

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 2000

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Gwh

F(x

)

HIDRAULICA



0.00%

0.50%

1.00%

1.50%

2.00%

2.50%

3.00%

3.50%

4.00%

4.50%e

ne

.-1

4

jun

.-1

4

nov.-

14

abr.

-15

sep

.-15

feb.-

16

jul.-1

6

dic

.-16

ma

y.-

17

oct.

-17

ma

r.-1

8

ago

.-1

8

ene

.-1

9

jun

.-1

9

nov.-

19

abr.

-20

sep

.-20

feb.-

21

jul.-2

1

dic

.-21

ma

y.-

22

oct.

-22

ma

r.-2

3

ago

.-2

3

ene

.-2

4

jun

.-2

4

nov.-

24

abr.

-25

sep

.-25

feb.-

26

jul.-2

6

dic

.-26

ma

y.-

27

oct.

-27

ma

r.-2

8

ago

.-2

8

En función de los potenciales proyectos, se estudio una planta hidráulica de 135 MW en la zona

oriental del departamento de Boyacá, pero asociada a otro río, sin embargo, la misma no garantiza

la confiabilidad energética.



Si bien los dos proyectos aportan a la confiabilidad en momentos puntuales, la gráfica anterior indica que la mayor parte

del tiempo la planta térmica no estaría en mérito, ocasionando un sobrecosto en el sistema.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

03/2

021

05/2

021

07/2

021

09/2

021

11/2

021

01/2

022

03/2

022

05/2

022

07/2

022

09/2

022

11/2

022

01/2

023

03/2

023

05/2

023

07/2

023

09/2

023

11/2

023

01/2

024

03/2

024

05/2

024

07/2

024

09/2

024

11/2

024

01/2

025

03/2

025

05/2

025

07/2

025

09/2

025

11/2

025

01/2

026

03/2

026

05/2

026

07/2

026

09/2

026

11/2

026

01/2

027

03/2

027

05/2

027

07/2

027

09/2

027

11/2

027

01/2

028

03/2

028

05/2

028

07/2

028

09/2

028

11/2

028

PROBABILIDAD DE ACTIVACIÓN DE RESTRICCIÓN

TÉRMICA HIDRAULICA



200 MW térmicos

Para las dos tecnologías se establece su red de

incorporación junto con sus refuerzos de red:

Térmica Carbón: 200 MW en el norte de la sabana

de Bogotá: Se conectaría en la subestación Norte

230 kV y no ameritaría de expansiones de red

adicionales.

Hidráulica: 294 MW en la zona oriental del

departamento de Boyacá: Se conectaría en la

subestación Chivor II 230 kV y se requeriría dos

enlaces adicionales, es decir, las líneas Chivor –

Guavio 230 kV y Chivor II – Norte 230 kV.

El valor de esta infraestructura adicional para la

planta que se conectaría en Chivor II 230 kV, es de

15 Millones USD$


Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental Inicio


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino

Cuarto refuerzo

área Oriental



La alternativa de expansión de red que garantizaría

la confiabilidad y seguridad del área, y que a la vez

tendría un comportamiento eléctrico equiparable a

la conexión de los dos proyectos de generación

bajo estudio, es una cuarta línea a nivel de 500 kV

proveniente desde el área Antioquia, acompañada

esta de refuerzos de red internos a nivel de líneas y

transformadores.

Relación Beneficio / Costo

Costo en Valor

presente del proyecto

USD 146 Millones

Beneficios USD 1,756 Millones

B/C 12

Inicio


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





Costos:

Costo de Cargo + Costo de refuerzo de red + Costo eventual

de restricción

Beneficio:

Reducción de energía no suministrada

Costos:

Costo del refuerzo de la red

Beneficio:

Reducción de energía no

suministrada

Beneficios y Costos, para generación

focalizada

Beneficios y Costos, para expansión

de redes



5

10

15

20

25

30

35

40 4060

80100

120

140160

180200

0

10

20

30

40

50

Central Hidraulica

Be

ne

ficio

/Co

sto

USD/MWh

GWh



5

10

15

20

25

30

35

40 40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Central Térmica

Be

ne

ficio

/Co

sto

USD/MWh

GWh



5 10 15 20 25 30 35 4040

60

80

100

120

140

160

180

200

Central Hidraulica

USD/MWh

GWh

5 10 15 20 25 30 35 4040

60

80

100

120

140

160

180

200

Central Térmica

USD/MWh

GWh



• Bajo el esquema actual de planificación no se garantizan soluciones multipropósito, ya que puede que los proyectos que el Cargo

defina, los cuales incrementan la confiabilidad energética, no resuelvan las restricciones futuras de la red de transmisión.

• La Metodología integral propuesta permite resolver dos objetivos a la vez, garantizar la confiabilidad energética del SIN y resolver

restricciones y limitaciones futuras del Sistema de Transmisión Nacional. Su implementación no iría en contravía del esquema

actual del Cargo por Confiabilidad, ya que solo sería necesario desarrollar subastas por ubicación y tecnología (en función de los

recursos energéticos locales).

• Respecto a la metodología de valoración de la confiabilidad, se pueden adicionar criterios de aversión al riesgo, en el sentido de

considerar bajo ciertos parámetros, hidrologías críticas, sensibilidad a los precios de los combustibles, escenarios alternativos de

proyección de la demanda, entre otras variaciones.

• Respecto a los resultados obtenidos, se evidenció que bajo ciertos rangos de obligación de energía en firme, al igual que su costo

asociado, la generación focalizada puede tener una mayor relación beneficio / costo en comparación con la expansión de redes

convencional.

• En el cálculo de la relación B / C se compararon los beneficios energéticos de una planta de generación según tecnología, vs la línea a

500 kV entre las áreas operativas Antioquia y Oriental. En la práctica, bajo el mecanismo del Cargo por Confiabilidad actual, se podría

definir un proyecto en otra zona del SIN, que desde el punto de vista energético ofrecería los mismos beneficios de la planta propuesta

en Oriental, razón por la cual se necesitaría del refuerzo de red. En otras palabras, la valoración presentada acá es conservadora, ya

que en la práctica la planta localizada estaría evitando la construcción de la línea a 500 kV.

Conclusiones:

Agenda



Plan de Generación

Trabajo Futuro

Trabajo Futuro

• En la versión definitiva del Plan de Generación se considerarán mas escenarios de Largo Plazo, contemplando para algunos de ellos

intercambios de energía con Ecuador y Centroamérica, y programas de implementación de uso eficiente de la energía. Respecto al

escenario de interconexiones internacionales, se establecerá si en función de los volúmenes encontrados, se necesitaría de capacidad

instalada adicional.

Así mismo, se presentarán los resultados detallados de los escenarios asociados a la ley de renovables.

• Respecto a la metodología integral de planificación generación - transmisión, se refinará el procedimiento propuesto para valorar la

confiabilidad energética, teniendo en cuenta criterios de aversión al riesgo, como puede ser hidrologías críticas y variaciones en la

proyección de la demanda. Adicionalmente, se replicará el ejercicio llevado a cabo en el área Oriental para otras áreas y sub-áreas

operativas del Sistema Interconectado Nacional – SIN.

¡GRACIAS!

www.upme.gov.co

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Presentación de PowerPoint - UPME Definición Expresión matemática VERE Es la razón entre el promedio de energía racionada en un mes, y la demanda nacional esperada en dicho periodo