Presentacion PERG 2015-2029 Ver Preliminar

Unidad de Planeación Minero Energética

20 años

Plan de Expansión de Referencia en Generación

Versión Preliminar 2015 - 2029

Subdirección de Energía Eléctrica

Grupo de Generación


Bogotá, Septiembre 2015


20 años

MetodologíaGeneral de Planificación –Generación.

ComparaciónEnergía enFirme Vs. Proyeccióncrecimiento Demanda de Energía.

Optimización del Recurso Hidroenergético.

SupuestosbásicosPlan de Expansión en Generación.

Escenariosde Corto Plazo - CP.

Escenariosde Largo Plazo - LP.

Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación Escenarios LP y PotenciaLocalizada.

Agenda


20 años

Inicio

Proyecciones de demanda de

Energía y Potencia

Planificación indicativa de

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

Planificación de la

Transmisión (mandatorio)

Metodología General de Planificación – Generación


20 años

Indicador Definición Expresión matemática

VERE

Es la razón entre el promedio deenergía racionada en un mes, y lademanda nacional esperada en dichoperiodo.

𝑉𝐸𝑅𝐸 = 𝑖=1𝑛 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑛

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

n = Número de casos simulados.

VEREC

Es la razón entre el promedio deenergía racionada en un mes, y lademanda nacional esperada en dichoperiodo.Solo se consideran los casos donde sepresentan déficit.

𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 = 𝑖=1𝑚 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑚

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡

Número de casos con

déficit

Número de eventos durante todo elhorizonte de planeamiento donde sepresenta racionamiento de energía.



20 años


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

intervalos de confianza

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


20 años


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 =𝑡

𝑛𝑄𝑖 = 𝑗=1𝑡𝐶𝑎𝑝𝑗

𝐶𝑎𝑝𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

Series sintéticas generadas por el ARP para las Plantas del

Sistema Plantas del Sistema Indicadores Validación

Serie Planta 1

Serie Planta 2

Serie Planta n

Planta 1

Planta 2

Planta n P Q

P > 0.7 . n ?

Q > 0.75 .

Cap Inst ?

P y Q Cumplen ?

Serie 1

Planta1

Serie 1

Planta 2

Serie 1

Planta n ok ok - P_serie 1 Q_serie 1 Si Si

Serie

aprobada

Serie 2 Planta 1

Serie 2 Planta 2

Serie 2 Planta n ok ok - P_serie 2 Q_serie 2 Si No

Serie No aprobada

Serie 3 Planta 1

Serie 3 Planta 2

Serie 3 Planta n - ok ok P_serie 3 Q_serie 3 No Si

Serie No aprobada

Serie 4

Planta 1

Serie 4

Planta 2

Serie 4

Planta n ok ok - P_serie 4 Q_serie 4 Si Si

Serie

aprobada

Serie 5 Planta 1

Serie 5 Planta 2

Serie 5 Planta n ok ok - P_serie 5 Q_serie 5 Si Si

Serie aprobada

Serie r Planta 1

Serie r Planta 2

Serie r Planta n ok - - P_serie r Q_serie r No No

Serie No aprobada


20 años


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


20 años


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 – 2015.

Mediciones in situ 2007 - 2015

de proyectos en la UPME.

Correlaciones 2012 –

2015. 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 120 y

90 m de altura (Hellmann,α=0.25),

según tecnología típica (aeroturbinas

de 3 MW)

Se establecen las

velocidades de viento

periodo 1994 – 2015

horaria

> 70%

Diaria

> 70 %

NO

SI

NO

Fin

SI


20 años

Metodología General de Planificación – GeneraciónModelado de la


solar

Radiación y Brillo solar diario

según mediciones de estaciones

del IDEAM (1980 - 2015)

Se seleccionan cuatro

ciudades con la mayor

demanda de energía del país

Censo Sistemas

Fotovoltaicos y estudios

UPME

Referencia de Precios

internacionales de Sistemas

Fotovoltaicos – SFV

Informes IEA sobre inclusión de

los SFV en varias matrices

energéticas (Referente)

i = 1,n,1

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

Se estima por año, una

aproximación de la

capacidad instalada total de

los SFV ( ) en las

cuatro ciudades, en el

horizonte 2015-2029

(generación distribuida)

Se estima por año la

capacidad instalada para la

ciudad i ( ) en el horizonte

2015-2029, como una

ponderación de ,

que está en función de la

demanda de electricidad y

la radiación solar de la

ciudad i.

Con la capacidad ( ) y la información diaria de la

radiación solar, se calcula la energía diaria que

produciría dicha capacidad instalada en la ciudad i,

lo anterior teniendo en cuenta que el recurso solar

esta disponible en algunos periodos del día.

Se asume diariamente un número de horas ( )

con radiación de 1000 , 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 el número de horas ( ) y ( ),

permite calcular la Energía diaria ( ) que

produciría la ciudad i con dicha capacidad

instalada.


20 años


Modelado de la


con Biomasa

Información Asocaña

2000-2015

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 - 2015.

Información proyectos,

agremiaciones y

encuestas

Proyección de la energía potencial considerando el

crecimiento de los cultivos, y subsecuentemente, los

residuos.

i = 2017, 2029,1

i = i +1

i < n

NO

Fin

SI

• 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 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 hidroeléctrica de capacidad

similar sin embalse, con el objetivo de ver el

comportamiento aleatorio de esta porción de

generación, que está 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.


20 años








Agenda


20 años

Comparación Energía en Firme Vs. Proyeccióncrecimiento Demanda de Energía

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.

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 un atraso máximo de un año, sin contemplar la posibilidad de ceder las

Obligaciones de Energía en Firme.

Nota: Para este ejercicio se supone que el atraso 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.

Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6 Escenario 7 Escenario 8

ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

El Quimbo ago-15 dic-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 dic-15

Tasajero II dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Gecelca 3.0 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

San Miguel dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-15 dic-15 dic-16

Carlos Lleras Restrepo dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-16

Cucuana ago-15 jun-15 jun-15 jun-15 dic-15 jun-15 jun-15 jun-15 dic-15

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

Gecelca 3.2 jul-16 jul-16 dic-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 dic-16

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


20 años


Jan15 Mar17 Jun19 Sep21 Nov23170

180

190

200

210

220

230

240[G

Wh]

Atraso Quimbo


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Atraso Gecelca 3.2


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Atraso Ituango


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Atraso Cucuana


20 años


Jan15 Nov15 Oct16 Sep17 Jul18 Jun19 May20 Mar21 Feb22 Jan23 Nov23170

180

190

200

210

220

230

240[G

Wh]

Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Caso Base

Enficc base

Quimbo

Tasajero II

Gecelca 3

San Mieguel

Carlos Lleras

Cucuana

Ituango

Gecelca 3.2

Termonorte

Demanda Alta

Demanda Media


20 años



180

190

200

210

220

230

240[G

Wh]

Atraso San Miguel


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Sin Termonorte


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Atraso Carlos Lleras


180

190

200

210

220

230

240

[GW

h]

Atrasos Simultáneos


20 años


Conclusiones:

Las gráficas anteriores indican para cada escenario, el contraste entre la Energía Firme verificada y la

Obligación de Energía Firme, junto con la proyección de demanda de energía eléctrica, escenarios de

crecimiento Alto y Medio (revisión julio de 2015).

Para el caso base se compromete la atención de la demanda en septiembre de 2021, bajo un escenario de

demanda alta. Si bien para los escenarios 1, 2, 4, 5, y 7, atrasos independientes de los proyectos El Quimbo,

Gecelca 3.2, Cucuana, San Miguel y Carlos Lleras, se ve que la ENFICC y la OEF son inferiores a la

proyección de la demanda, escenario alto, ello a partir de septiembre de 2021, esto no es atribuible a dichos

atrasos. Es decir, el comportamiento de dichos casos es igual al del escenario base, en el momento donde se

evidencia el déficit.

Para el escenario 3, atraso de la entrada del proyecto Ituango, se compromete la atención de la demanda a

partir de septiembre de 2021, bajo un escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda medio, la

proyección de demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para septiembre de 2022.

Para el escenario 6, no entrada del proyecto Termonorte, se compromete la atención de la demanda para

septiembre de 2021 bajo un escenario de demanda alto, y septiembre de 2023 en el caso de demanda media.

Para el escenario 8 se compromete la atención de la demanda a partir de septiembre de 2021, evidenciándose

altos déficit a partir de dicha fecha.


20 años








Agenda


20 años

Optimización del Recurso Hidroenergético

Inicio.

SI

NO

Modelo Digital

de Elevación

(MDE).

Capa SIG de los ríos de

Colombia.

Corte del MDE

con la forma de la

Cuenca.

Establecimiento

del área de la

Cuenca i.

i = 1,n,1

Cálculo de las áreas aportadas

por cada cota individual, y su

ordenamiento de mayor a menor.

Cálculo de caudales

producidos en cada cota

de la cuenca (Qtotal).

Cálculo de caudal ambiental

y Caudal aprovechable –

Qamb y Qapr.

Cálculo de potencia por

cota en MW (Pcota).

Cálculo de potencia acumulada

desde lo cota mas alta de la cuenca,

hasta las mas baja (Pacum).

Cuenca

?

r = 1,m,1

Para el proyecto r se

establecen las cotas de

captación y casa de máquinas

(Cp y Cm).

Se calcula la potencia del proyecto

(Pr) en el tramo existente entre

captación y máquinas.

Se calcula el índice de

aprovechamiento (Ia).

Fin.

Cálculo de la potencia total y

el área de la Macrocuenca

Cálculo de potencia por

unidad de área de la

Macrocuenca

i < n ?

i < n ?

SI

NO

NO

SI

𝑄𝑎𝑚𝑏 = (0.05). 𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

𝑄𝑎𝑝𝑟 =.𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙−𝑄𝑎𝑚𝑏𝑃𝑐𝑜𝑡𝑎 = (0.85). 𝜌. 𝑔. ∆ℎ. 𝑄𝑎𝑝𝑟

𝑃𝑎𝑐𝑢𝑚 =

𝑗=1

𝑘

𝑃𝑐𝑜𝑡𝑎𝑗

𝑃𝑟 = 𝑃𝐶𝑝 − 𝑃𝐶𝑚𝐼𝑎 =𝐶𝑎𝑝 𝐼𝑛𝑠𝑡

𝑃𝑟


20 años

Microcuenca – Q. Espíritu Santo

Análisis ComparativoAprovechamiento de Potencia

Las curvas de nivel representan la potencia acumulada en la cuenca, expresada en megavatios (MW)


20 años

Microcuenca – Q. El Rosario

Aprovechamiento de Potencia



20 años

Microcuenca – Q. La Noque




20 años

Microcuenca – Río Aures




20 años

Microcuenca – Río Azul




20 años

Microcuenca – Río Chitagá




20 años

Microcuenca – Río Cocorná




20 años

Microcuenca – Río Gazamuno




20 años

Microcuenca – Río Guacavía




20 años

Microcuenca – Río Guachicono




20 años

Microcuenca – Río Guática




20 años

Microcuenca – Río Humea




20 años

Microcuenca – Río Mulatos




20 años

Microcuenca – Río Nare




20 años

Microcuenca – Río Paloma

Análisis Comparativo




20 años

Microcuenca – Río Penderisco




20 años

Microcuenca – Río Pensilvania

Análisis Comparativo Aprovechamiento de Potencia



20 años

Microcuenca – Río Recio

Análisis Comparativo Aprovechamiento de Potencia



20 años

Microcuenca – Río Rojo





20 años

Microcuenca – Río Tatamá





20 años

Microcuenca – Río Tenerife




20 años

Microcuenca – Río Uramá





20 años

Macrocuenca – Pacífico


20 años

Macrocuenca – Magdalena-Cauca


20 años

Macrocuenca – Caribe


20 años

Macrocuenca – Orinoquía


20 años

Macrocuenca – Amazonía


20 años


0 50 100 150

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[L/s.Km2]

Rendimientos Promedio

0 1 2 3 4

x 105

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[Km2]

Área Macrocuencas

0 2 4 6 8 10

x 104

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[MW]

Potencia Total

0 0.2 0.4 0.6 0.8

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[MW / Km2]

Potencia Específica


20 años

Conclusiones:

Muchos de los proyectos analizados no cumplen con lo estipulado en la Resolución UPME 052 de 2012, ya

que la potencia instalada es menor al 60% de la potencia generada por el río, desde la captación hasta la Casa

de Máquinas (CM).

Por otro lado, en algunos proyectos la potencia instalada difícilmente podrá ser utilizada en su totalidad, dado

que el río correspondiente en el tramo de interés no alcanza a generar esa potencia.

Los mapas de las microcuencas analizadas muestran, además de su forma, relieve e hidrografía, las isocurvas

de potencia disponible acumulada, las cuales son equivalentes a las curvas de nivel, ya que para cada nivel

dentro de la microcuenca existe un único valor de potencia acumulada. En este caso particular, los valores de

potencia se muestran en megavatios (MW), donde cada curva se calculó para caídas sucesivas de 200 m.

Adicionalmente se observa la localización de los proyectos analizados, teniendo en cuenta la relación entre la

potencia instalada y la potencia disponible en el tramo de río correspondiente a cada proyecto, expresada

como porcentaje de la potencia disponible.

En el caso de las Macrocuencas, si bien la potencia total para Magdalena-Cauca es la mayor, Pacífico, dado

su altísimo rendimiento hídrico y la presencia de la vertiente occidental de la Cordillera Occidental dentro de su

territorio, proporciona una potencia específica de más del doble en relación a Magdalena-Cauca, y de más del

triple respecto a las demás. Cabe mencionar que el cálculo de las potencias totales no tuvo en cuenta ninguna

clase de restricción ambiental ni social, por lo cual el potencial calculado es “bruto”.



20 años








Agenda


20 años

Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación

Sistema de generación colombiano existente.

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 junio de 2015, y otros que cuentan con

estudio de conexión radicado y/o aprobado.

Proyecciones de demanda de energía y potencia, nacional y regional, escenarios medio y alto de la revisión de

julio de 2015.

Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo de 2015.

Características de los embalses asociados a las plantas de generación y su topología correspondiente.

Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral, revisión primer semestre 2015,

en dólares constantes de diciembre de 2014.

Mínimos operativos vigentes a marzo de 2015.

No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

Para los ejercicios de planificación integrada Generación & Transmisión, límites de intercambio actuales y

proyectados entre las principales áreas del Sistema Interconectado Nacional – SIN.

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

Series históricas de velocidad del viento medidas in situ, asociadas a 19 parques eólicos.


20 años


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

datos históricos del periodo 1937 - 2015. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes

1991-1992,1997-1998, 2009-2010, 2013-2014 y parte del 2015.

Respecto a los proyectos definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, se consideran las fechas

presentadas en las siguientes tablas, según corresponda el escenario:

Central Fecha de entrada Capacidad Recurso

ago-15 198.0 Hidráulico

sep-15 396.0 Hidráulico

Cucuana ago-15 55.0 Hidráulico

Carlos Lleras Restrepo dic-15 78.1 Hidráulico

San Miguel dic-15 42.0 Hidráulico

Gecelca 3 dic-15 164.0 Carbón

Tasajero II dic-15 160.0 Carbón

Gecelca 3.2 jul-16 250.0 Carbón

Termonorte dic-17 88.3 Líquidos

nov-18 300.0 Hidráulico

feb-19 600.0 Hidráulico

may-19 900.0 Hidráulico

ago-19 1,200.0 Hidráulico

Quimbo

Ituango














ago-20 1,200.0 Hidráulico

Quimbo

Ituango

Escenarios 1,2,5,6,7,8,9,10 y 11 Escenarios 3 y 4


20 años


Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec291.5

2

2.5

3

3.5

4

[US

D$/M

BT

U]

Proy ección Precios Carbón

Paipa

Zipa

Tasajero

Guajira

Gecelca

Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec292

4

6

8

10

12

14

16

[US

D$/M

BT

U]

Proy ección Precios Gas

Guajira

Barranquilla

Cartagena

Termocentro

Miriléctrica


20

21

22

23

24

[US

D$/M

BT

U]

Proy ección Precios ACPM

Barranquilla

Cartagena

Termosierra

Valle


10

15

20

25

30

35

[US

D$/M

BT

U]

Proy ección Precios JET y FUEL OIL

Jet-Centro

Jet-Dorada

Fuel Oil-Barranquilla

Fuel Oil-Cartagena


20 años


Jul95 Jun00 May05 Apr10 Mar15 Feb20 Jan25 Dec290

500

1000

1500[M

W]

Evolución esperada crecimiento Plantas Menores


20 años



1000

1500

2000

2500

[GW

h-m

es]

Proy ección Regional Demanda - Escenario Alto


1000

1500

2000

2500

[GW

h-m

es]

Proy ección Regional Demanda - Escenario Medio

Caribe

Antioquia

Suroccidente

Oriental

Nordeste


5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

[GW

h-m

es]

Proy ección Demanda Nacional

Escenario Alto

Escenario Medio

100 200 300 400 500 600 7000.5

1

1.5x 10

4

[MW

]

[Horas del mes de Diciembre]

Distirbución típica de los bloques de Potencia

2015

2023

2029


20 años








Agenda


20 años

Escenarios de Corto Plazo - CP

Esc. Descripción Esc. de

demanda

Interconexión

con Ecuador

Interconexión con Centro

América

Justificación

Co

rto

Pla

zo

1

Considera solamente la expansión definida por el mecanismo del Cargo por

Confiabilidad. Asimismo, no contempla expansión en generación de plantas menores.

Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer si en el corto plazo, periodo 2015 - 2020, 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 más restrictivo el escenario.

2


Confiabilidad. Asimismo, no contempla expansión en generación de plantas menores.

Medio Autónomo Autónomo

Se busca establecer si en el corto plazo, periodo 2015 - 2020, 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. Se considera el escenario medio de la proyección de demanda, sensibilizando hacia la baja la criticidad del escenario anterior.

3


Confiabilidad, con atraso en sus fechas de entrada en operación. No contempla expansión en generación de plantas menores.

Alto Autónomo Autónomo

Se busca establecer si en el corto plazo y bajo un escenario de crecimiento alto de la demanda, en el periodo 2015 - 2020 se cumplen los criterios de confiabilidad energética, ello

considerando solamente los proyectos asociados al Cargo por Confiabilidad y sus respectivos atrasos. Respecto a las interconexiones internacionales actuales y proyectadas, las mismas no se contemplan.

4

Considera solamente la expansión definida por el

mecanismo del Cargo por Confiabilidad, con atraso en sus fechas de entrada en operación.

No contempla expansión en generación de plantas menores.

Medio Autónomo Autónomo

Se busca establecer si en el corto plazo y bajo un escenario de crecimiento medio de la demanda, en el periodo 2015 - 2020 se

cumplen los criterios de confiabilidad energética, ello considerando solamente los proyectos asociados al Cargo por Confiabilidad y sus respectivos atrasos. Respecto a las

interconexiones internacionales actuales y proyectadas, las mismas no se contemplan.


20 años



100

150

200

250[U

SD

$/M

Wh]

Valor Esperado Costo Marginal

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


4000

4500

5000

5500

6000

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Agregada

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación Termoeléctrica Agregada

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.

Casos


20 años


Jan15 Jul16 Dec17 Jul19 Dec20 Jul22 Dec23 Jul25 Dec26 Jul28 Dec29150

155

160

165

170

175

180

185

190

195

200[G

Wh-m

es]

Valor Esperado Generación Menor

Escenario 1,2,3,4


20 años


Conclusiones:

En el periodo 2015-2020, para cada uno de los cuatro (4) escenarios de Corto Plazo, se observa el cumplimiento de

los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit. En otras palabras, no se evidencia

desabastecimiento energético considerando el cronograma de entrada de proyectos, inclusive con atrasos, y los

escenarios medio y alto de crecimiento de la demanda – revisión Julio 2015.

El aporte de la hidroelectricidad en el horizonte 2018-2022 tiene un efecto en la reducción del Valor Esperado del

Costo Marginal, ello debido principalmente a la entrada de Ituango – fase I. No obstante después de este periodo,

se observa un crecimiento sostenido, esto por la no entrada de ningún proyecto de expansión, particularmente de

naturaleza hidroeléctrica o renovable.

Lo anterior también se ve reflejado en el valor esperado de la producción termoeléctrica, que se incrementa

sosteniblemente en el tiempo, llegando a un valor pico hacia el final del periodo de 2500 GWh-mes.

En relación a la evolución del Valor Esperado del Costo Marginal, se observa en el periodo 2015-2018 un promedio

de 74.24, 72.24, 76.90 y 75.24 USD$/MWh, para los escenarios 1, 2, 3 y 4, respectivamente. Este valor se reduce

por la entrada de Ituango, en 0.49 y 3.23 USD$/MWh, para los casos 1 y 2 (2019-2020). A partir del año 2021 el

costo marginal se incrementa de manera sostenida, alcanzando valores promedio en el horizonte 2021-2029 de

110.1, 103.8, 110.3 y 104.1 USD$/MWh, para los escenarios 1, 2, 3 y 4, respectivamente.

Los atrasos contemplados ocasionan en el periodo 2019-2020 un incremento del valor esperado del costo marginal,

aproximadamente de 9.09 y 10.84 USD$/MWh, comparando los escenarios 3-1 y 4-2. En el caso de la generación

agregada por tecnología, durante dicho horizonte la producción térmica crece, en detrimento del aporte de la

hidroenergía.

Respecto a las necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados en el año 2021 se necesitaría de

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


20 años








Agenda


20 años
















dic-21 1800.0 Hidráulico

mar-22 2100.0 Hidráulico

jun-22 2400.0 Hidráulico

Exp. Carb. 1 dic-19 90.0 Carbón

Exp. Hidro 1 dic-20 351.8 Hidráulico


Exp. Carb. 2.1 dic-20 125.0 Carbón






Exp. Gas 1 dic-20 115.0 Gas



MenoresCrecimiento según proyección estimada

Quimbo

Ituango

Recurso Base Cargo por

confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 1596.8 13682.9

Gas 3809.2 0.0 115.0 3924.2

Carbón 717.0 574.0 1700.0 2991.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1

Cogeneración 77.2 0.0 0.0 77.2

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 4208.3 22267.7

13682.9, 62%

3924.2, 18%

2991.0, 13%

1504.1, 7%77.2, 0% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Otros

Escenarios de Largo Plazo – LP – Esc 5


20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]

Generación Hidroeléctrica Agregada

Estocástico

Valor Esperado


1000

2000

3000

4000

5000

Generación Termoeléctrica Agregada

[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años


Conclusiones:

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.

Al igual que en los escenarios de Corto Plazo, el aporte de la hidroelectricidad en el horizonte 2018-2022 tiene un

efecto en la reducción del Valor Esperado del Costo Marginal, ello debido principalmente a la entrada de Ituango –

fases I y II. Posterior a este año, si bien se cuenta con mas de 1800 MW térmicos, principalmente a base de carbón,

el valor esperado del Costo Marginal no se incrementa significativamente, esto por el bajo valor relativo de dicho

recurso frente a otros combustibles.

Respecto al valor que toma esta variable, en el periodo 2015-2018 se observa un promedio de 73.3 USD$/MWh.

Este se reduce por la entrada de Ituango fase I a 65.07 USD$/MWh (2019-2020). A partir del año 2021 el costo

marginal disminuye nuevamente, ello por la puesta en servicio de la fase II de este proyecto, alcanzando un valor

promedio en el horizonte 2021-2022 de 53.39 USD$/MWh. En el periodo 2023-2029 el promedio es de 62.21

USD$/MWh.

En el periodo 2015-2018 el valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 4823.18 GWh-mes, el cual se

incrementa a 5543.2 GWh-mes por la entrada de la primera etapa de Ituango (2019-2020), y a 6016.53 GWh-mes

por la entrada de la segunda fase de esta central, al igual que 396.8 MW hidroeléctricos adicionales (2021-2022). A

partir de este año el promedio del valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 6298.18 GWh-mes (2023-

2029).

Si bien en el periodo 2018-2022 el valor esperado de la producción termoeléctrica se reduce, alcanzando valores

promedio de 512.08 GWh-mes, a partir de este último año la generación térmica se incrementa, teniendo una

participación promedio en el periodo 2023-2029 de 1025.61 GWh-mes, lo anterior gracias a la expansión con

plantas que utilizan el carbón como principal recurso.


20 años





















Exp. Hidro 3A dic-21 960.0 Hidráulico



Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 3426.8 15512.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 0.0 1291.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1


Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 4223.3 22282.7

15512.9, 70%

3809.2, 17%

1291.0, 6%

1504.1, 7%77.2, 0% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Otros



20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años


Conclusiones:

Teniendo en cuenta 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.

Este escenario se caracteriza por una fuerte expansión hidroeléctrica, que contempla la segunda fase de Ituango –

1200 MW, y otros 2200 MW distribuidos en cuatro (4) proyectos (3 de ellos con capacidad de embalsamiento). Por

lo anterior y las fechas de entrada en servicio consideradas, en el periodo 2019-2020 se observa para el Valor

Esperado del Costo Marginal un valor promedio de 67.72 USD$/MWh, el cual disminuye en el horizonte 2021-2022

a 53.31 USD$/MWh. A partir de este instante, es decir el periodo 2023-2029,el promedio es de 44.58 USD$/MWh, lo

cual refleja la senda de expansión.

Respecto al aporte de cada tecnología, en el periodo 2015-2018 el valor esperado de la generación hidroeléctrica es

de 4795.4 GWh-mes, el cual se incrementa a 5524.7 GWh-mes por la entrada de la primera etapa de Ituango

(2019-2020), y a 6221.7 GWh-mes por la entrada de la segunda fase de esta central y 2226.8 MW hidroeléctricos

adicionales (2021-2022). A partir de este año el promedio del valor esperado de la generación hidroeléctrica es de

7219.1 GWh-mes (2023-2029), lo cual refleja como se dijo anteriormente, la senda de expansión.

En relación a la producción térmica, esta se va reduciendo de manera paulatina gracias a la participación

hidroeléctrica. El promedio del valor esperado de la generación termoeléctrica para los periodos 2015-2018, 2019-

2020, 2021-2022 y 2023-2029, es de 960.21, 722.1, 307.1 y 103.2 GWh-mes, respectivamente.


20 años






























Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 2556.8 14642.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 1185.0 2476.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1


Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 4538.3 22597.7

14642.9, 65%

3809.2, 17%

2476.0, 11%

1504.1, 7%77.2, 0% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Otros



20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años


Conclusiones:

Durante todo el horizonte se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De

Casos con Déficit, teniendo en cuenta la expansión de este escenario y su cronograma, junto con el escenario de

demanda alta.

Este escenario se caracteriza en su expansión por una “mezcla” de recursos térmicos a base de carbón y algunas

centrales hidroeléctricas. Se contempla la segunda fase de Ituango – 1200 MW, 1356.8 MW hidroeléctricos

distribuidos en tres (3) proyectos (2 de ellos con capacidad de embalsamiento), y 1185 MW térmicos.

Con respecto a la evolución del Valor Esperado del Costo Marginal, en los horizontes 2015-2018 y 2019-2020 se

observan valores promedios muy similares al del caso 6, es decir, 73.7 y 67.6 USD$/MWh, respectivamente. Por

otro lado, si bien en el periodo 2021-2022 el costo marginal toma un valor esperado de 49.62 USD$/MWh, 3.68

USD$/MWh menos en contraste con el escenario anterior, a partir del 2023 el promedio del Valor esperado es de

50.06 USD$/MWh, es decir 5.49 USD$/MWh mas que en el caso 6.

El aporte de la generación hidroeléctrica en el periodo 2015-2018 es de 4798.4 GWh-mes, el cual se incrementa a

5535.6 GWh-mes por la entrada de la primera etapa de Ituango (2019-2020), y a 6204.2 GWh-mes por la entrada

de la segunda fase de esta central y 1356.8 MW hidroeléctricos adicionales (2021). A partir de este año el promedio

del valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 6986.7 GWh-mes (2023-2029), 232.38 GWh-mes menos

en relación al escenario 6.

Finalmente respecto a la producción térmica, esta se va reduciendo de manera paulatina gracias a la participación

hidroeléctrica, situación que cambia a partir del 2023. El promedio del valor esperado de la generación

termoeléctrica para los periodos 2015-2018, 2019-2020, 2021-2022 y 2023-2029, es de 958.6, 715.9, 322.4 y 336.9

GWh-mes, respectivamente.


20 años



















Eolo J1 ene-19 99.0 Eólico

Eolo J2 jun-19 195.0 Eólico

Eolo E2 jun-19 200.0 Eólico

Eolo J3 dic-19 180.0 Eólico

Eolo E3 ene-20 100.0 Eólico


Eolo E5 dic-20 100.0 Eólico







Eolo P2 dic-21 200.0 Eólico




Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 2556.8 14642.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 515.0 1806.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1


Eólica 0.0 0.0 1624.0 1624.0

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 5492.3 23551.7

14642.9, 62%

3809.2, 16%

1806.0, 8%

1504.1, 7%

77.2, 0%1624.0, 7% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Otros



20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años



100

200

300

400

500

600

700

800[G

Wh-m

es]

Generación Eólica Agregada

Estocástico

Valor Esperado


4000

5000

6000

7000

8000

Hid

roenerg

ía [

GW

h-m

es]

Complementariedad Energética


100

200

300

400

500

Energ

ía E

ólic

a [

GW

h-m

es]

Valor Esperado Generacion Hidroeléctrica

Valor Esperado Generación Eólica


20 años


Teniendo en cuenta 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.

Este escenario se formula a partir del caso 7, conservando su expansión hidroeléctrica, pero desplazando la mayor

cantidad de generación térmica definida para dicha matriz, ello con generación eólica en el norte de la Guajira. Se

encontró que para conservar 515 MW térmicos a base de carbón se requieren 1624 MW eólicos, es decir, 2.42 MW

eólicos son equivalentes a 1 MW térmico.

En relación a la evolución del Valor Esperado del Costo Marginal, en el periodo 2015-2018 se observa un promedio

de 73.21 USD$/MWh, el cual disminuye en el horizonte 2019-2020 a 58.2 USD$/MWh. A partir de este instante, es

decir en los periodos 2021-2022 y 2023-2029, el promedio es de 42.3 y 42.1 USD$/MWh, respectivamente.

Si bien la composición de la matriz para este escenario conserva la misma capacidad instalada de origen

hidroeléctrico, la generación eólica reduce la participación de dicho recurso, específicamente en los periodos 2021-

2022 y 2023-2029. Los valores esperados de la generación hidroeléctrica para dichos horizontes son 5930.22 y

6713.23 GWh-mes, es decir 274 GWh-mes menos con relación al caso 7. Para los otros periodos los aportes son

muy similares.

Para la generación termoeléctrica es claro que el recurso eólico reduce su participación, llevando al parque térmico

a producir de manera agregada un valor esperado de 128.7 y 80.05 GWh-mes, ello para los periodos 2021-2022 y

2023-2029 (193.6 y 256.9 GWh-mes menos respecto al escenario 7). También se observa una reducción de la

generación térmica en el horizonte 2019-2020 respecto al caso 7 (214.02 GWh-mes).

Conclusiones:


20 años


El valor esperado de la generación eólica para los periodos 2019-2020, 2021-2022 y 2023-2029, es 95.67, 316.88 y

376.95 GWh-mes, respectivamente.

Tal como se evidenció desde la formulación del Plan de Expansión de Referencia Generación y Transmisión 2014 –

2028, la generación eólica es complementaria con los recursos hidroeléctricos del interior. Ello quiere decir que en

aquellos momentos donde el aporte hidroenergético es reducido, esta generación renovable no convencional es

alta.

Conclusiones:


20 años





















Eolo E1.1 jun-19 150.0 Eólico




Eolo I1 dic-19 400.0 Eólico


Eolo E1.2 dic-19 50.0 Eólico


Eolo P3.1 jun-20 70.0 Eólico







Eolo P3.2 ene-21 130.0 Eólico








Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 2556.8 14642.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 0.0 1291.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1


Eólica 0.0 0.0 3131.0 3131.0

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 6484.3 24543.7

14642.9, 60%

3809.2, 16%

1291.0, 5%

1504.1, 6%

77.2, 0%

3131.0, 13% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Otros



20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años



500

1000

1500

2000[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


4000

6000

8000

Hid

roenerg

ía [

GW

h-m

es]



500

1000

1500

Energ

ía E

ólic

a [

GW

h-m

es]




20 años


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

todo el horizonte, teniendo en cuenta la expansión de este escenario, su cronograma y el escenario de demanda

alta.

Este escenario se formula a partir del caso 8, conservando su expansión hidroeléctrica, pero desplazando toda la

generación térmica definida para dicha matriz, ello con la generación eólica restante en el norte de la Guajira. Se

encontró que 3131 MW eólicos no ameritan la instalación de ningún MW térmico a base de carbón, adicional a los

ya definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad. Esto quiere decir que 2.64 MW eólicos son equivalentes

a 1 MW térmico.

Respecto al Valor Esperado del Costo Marginal, en el periodo 2015-2018 se observa un valor promedio de 73.12

USD$/MWh, el cual disminuye en el horizonte 2019-2020 a 54.1 USD$/MWh. A partir de este instante, es decir en

los periodos 2021-2022 y 2023-2029, el promedio es de 38.92 y 38.64 USD$/MWh, respectivamente.

En los periodos 2021-2022 y 2023-2029, el valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 5473.6 y 6235

GWh-mes, es decir 456.6 y 478.1 GWh-mes menos respectivamente, con relación al caso 8. Para los otros

periodos los aportes son muy similares.

Para la generación termoeléctrica es claro que el recurso eólico reduce su participación, llevando al parque térmico

a producir de manera agregada un valor esperado de 36.88 y 15.81 GWh-mes, ello para los periodos 2021-2022 y

2023-2029.



Conclusiones:


20 años


Al igual que en el escenario 8, la generación eólica es complementaria con los recursos hidroeléctricos del interior.

Ello quiere decir que en aquellos momentos donde el aporte hidroenergético es alto, esta generación renovable no

convencional produce menos energía (y viceversa).

Conclusiones:


20 años

14642.9, 62%

3809.2, 16%

1423.0, 6%

1504.1, 6%

362.2, 2%

1624.0, 7% 239.2, 1% 50.0, 0% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros


































dic-21 256.0 Carbón

Exp. Carb. 4 ene-24 196.0 Carbón

ene-28 132.0 Carbón

ene-15 5.0 Sol

ene-16 9.0 Sol

Exp. Solar ene-20 53.6 Sol

ene-24 143.5 Sol

ene-28 239.2 Sol

Exp. Geotérmica ene-20 50.0 Geotérmico

ene-15 24.6 Caña

Exp. Cogeneración 1 ene-16 34.5 Caña

ene-17 57.0 Caña

ene-18 107.0 Caña

Exp. Cogeneración 2 ene-17 195.0 Palma

ene-19 178.0 Palma

Menores Crecimiento según proyección estimada

Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 2556.8 14642.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 132.0 1423.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1

Cogeneración 77.2 0.0 285.0 362.2

Eólica 0.0 0.0 1624.0 1624.0

Solar 0.0 0.0 239.2 239.2

Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 5683.5 23742.9


20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años



100

200

300

400

500

600

700

800[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


4000

5000

6000

7000

8000

Hid

roen

erg

ía [

GW

h-m

es]



100

200

300

400

500

Ene

rgía

Eólic

a [

GW

h-m

es]




20 años



5

10

15

20

25

30

35[G

Wh-m

es]

Generación Solar Fotovoltáica Distribuida Agregada

Estocástico

Valor Esperado


50

100

150

200

250

[GW

h-m

es]

Generación Geotérmica y Biomasa Agregada

Estocástico

Valor Esperado


20 años


Durante todo el horizonte se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De

Casos con Déficit, teniendo en cuenta la expansión de este escenario, su cronograma y el escenario de demanda

alta.

Este escenario se formula a partir del caso 8, conservando su expansión hidroeléctrica y eólica, pero desplazando la

mayor capacidad de generación térmica definida para dicha matriz, ello con recursos renovables de carácter

intermitente, específicamente generación solar fotovoltaica distribuida, biomasa y geotérmia (574.2 MW). Se

encontró que este bloque “renovable” desplaza 383 MW térmicos a base de carbón, siendo necesario contar aún

con 132 MW, ello para garantizar los criterios de confiabilidad energética.

En el periodo 2015-2018 se observa un valor promedio de 71.1 USD$/MWh, respecto al valor esperado del Costo

Marginal, el cual disminuye en el horizonte 2019-2020 a 53.4 USD$/MWh. A partir de este instante, es decir en los

periodos 2021-2022 y 2023-2029, el promedio es de 40.2 y 40.25 USD$/MWh, respectivamente.

El valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 5785.5 y 6544.9 GWh-mes en los periodos 2021-2022 y

2023-2029, respectivamente. Al inicio de periodo de análisis, el aporte de esta tecnología es en promedio 4856.1 y

5497.1 GWh-mes, ello para los horizontes 2015-2018 y 2019-2020.

Para la generación termoeléctrica es claro que el recurso renovable no convencional reduce su participación,

llevando al parque térmico a producir de manera agregada un valor esperado de 814.6, 379.9, 69.09 y 33.57 GWh-

mes, ello para los periodos 2015-2018, 2019-2020, 2021-2022 y 2023-2029.



Conclusiones:


20 años


Al igual que en los escenarios 8 y 9, la generación eólica es complementaria con los recursos hidroeléctricos del

interior. Respecto al aporte de la generación solar fotovoltaica distribuida, se ve un comportamiento creciente en la

medida que su capacidad instalada aumenta. La producción de esta fuente intermitente en los periodos 2015-2018,

2019-2020, 2021-2022 y 2023-2029 es 0.9, 3.5, 5.9 y 18.9 GWh-mes, respectivamente.

En relación a la geotermia y biomasa, la generación de estos recursos no presenta un comportamiento estocástico,

a pesar de que en el caso de la biomasa se tuvo en cuenta su estacionalidad y el comportamiento del residuo. Ello

se debe a la capacidad instalada considerada (información FEDEPALMA), que es menor respecto a la disponibilidad

del recurso. El valor esperado de la producción de estas dos fuentes es 84.5, 183.23 y 200.2 GWh-mes, en los

periodos 2015-2018, 2019-2020 y 2021-2029.

Conclusiones:


20 años






















Eolo E1.1 jun-19 150.0 Eólico






Eolo E1.2 dic-19 50.0 Eólico


Eolo P3.1 jun-20 70.0 Eólico







Eolo P3.2 ene-21 130.0 Eólico







Exp. Hidro 3A ene-24 640.0 Hidráulico

Exp. Hidro 3A ene-28 577.0 Hidráulico


ene-15 5.0 Sol

ene-16 9.0 Sol

Exp. Solar ene-20 53.6 Sol

ene-24 143.5 Sol

ene-28 239.2 Sol


ene-15 24.6 Caña

Exp. Cogeneración 1 ene-16 34.5 Caña

ene-17 57.0 Caña

ene-18 107.0 Caña

Exp. Cogeneración 2 ene-17 195.0 Palma

ene-19 178.0 Palma

Menores Crecimiento según proyección estimada

Quimbo

Ituango


confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10315.0 1771.1 2173.8 14259.9

Gas 3809.2 0.0 0.0 3809.2

Carbón 717.0 574.0 0.0 1291.0

Menores 707.6 0.0 796.6 1504.1

Cogeneración 77.2 0.0 285.0 362.2

Eólica 0.0 0.0 3131.0 3131.0

Solar 0.0 0.0 239.2 239.2

Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 15626.0 2433.4 6675.5 24734.9

14259.9, 58%

3809.2, 15%

1291.0, 5%

1504.1, 6%

362.2, 2%

3131.0, 13%

239.2, 1% 50.0, 0% 88.3, 0%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros


20 años



40

60

80

100

120

140

Costo Marginal

[US

D$/M

Wh]


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


[GW

h-m

es]


0.5

1

1.5


VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.d

e C

asos


20 años



500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


4000

6000

8000

Hid

roen

erg

ía [

GW

h-m

es]



500

1000

1500

Ene

rgía

Eólic

a [

GW

h-m

es]




20 años



5

10

15

20

25

30

35[G

Wh-m

es]

Generación Solar Fotovoltáica Distribuida Agregada

Estocástico

Valor Esperado


50

100

150

200

250

[GW

h-m

es]

Generación Geotérmica y Biomasa Agregada

Estocástico

Valor Esperado


20 años


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

todo el horizonte, teniendo en cuenta la expansión de este escenario, su cronograma y el escenario de demanda

alta.

Este escenario se formula a partir del caso 9, conservando su expansión eólica, pero desplazando la mayor

capacidad de generación hidroeléctrica definida para dicha matriz, ello con generación solar fotovoltaica distribuida,

biomasa y geotérmia (574.2 MW). Se encontró que este bloque “renovable” desplaza 383 MW hidroeléctricos.

En el periodo 2015-2018 se observa un valor promedio de 71.1 USD$/MWh, respecto al valor esperado del Costo

Marginal, el cual disminuye en el horizonte 2019-2020 a 50 USD$/MWh. A partir de este instante, es decir en los

periodos 2021-2022 y 2023-2029, el promedio es de 38 y 37.9 USD$/MWh, respectivamente.

El valor esperado de la generación hidroeléctrica es de 5289 y 6031.8 GWh-mes en los periodos 2021-2022 y 2023-

2029, respectivamente. Al inicio de periodo de análisis, el aporte de esta tecnología es en promedio 4856 y 5410.6

GWh-mes, ello para los horizontes 2015-2018 y 2019-2020.

El parque térmico produce de manera agregada un valor esperado de 814.7, 296, 17 y 7 GWh-mes, ello para los

periodos 2015-2018, 2019-2020, 2021-2022 y 2023-2029. Lo anterior evidencia una dramática reducción del aporte

termoeléctrico bajo esta senda de expansión.



Conclusiones:


20 años


Al igual que en los escenarios 8, 9 y 10, la generación eólica es complementaria con los recursos hidroeléctricos del

interior.

El aporte de la generación solar fotovoltaica distribuida en los periodos 2015-2018, 2019-2020, 2021-2022 y 2023-

2029 es 0.98, 3.5, 5.9 y 18.9 GWh-mes, respectivamente.

Al igual que en el caso 10, el aporte de la geotermia y biomasa no presenta un comportamiento estocástico. El valor

esperado de la producción de estas dos fuentes es 84.5, 183.23 y 200.2 GWh-mes, en los periodos 2015-2018,

2019-2020 y 2021-2029.

Finalmente vale la pena resaltar la fuerte reducción del valor esperado del costo marginal para los escenarios 6, 8,

9, 10 y 11, los cuales están compuestos principalmente por fuentes renovables convencionales y no convencionales.

Si bien desde el punto de vista de la demanda ello se ve traducido en una tarifa menor en su componente “g”, desde

la perspectiva de los inversionistas debe establecerse adecuadamente la rentabilidad de sus proyectos futuros.

Conclusiones:


20 años

Escenarios de Largo Plazo – LP


200

250

300

350

400[G

Wh-m

es]

Valor Esperado Generación Menor

Escenario 1,2,3,4

Escenario 5,6,7,8,9,10,11


20 años

Escenarios de Largo Plazo – LP

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 230.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Periodo[hora]

[p.u

]

Perfil potencia eólica virtual

Perfíl típico de demanda


20 años








Agenda


20 años

Objetivos:

Determinar en el Largo Plazo las necesidades de expansión y su naturaleza, considerando las limitaciones de

intercambio entre cada una de áreas eléctricas del SIN, a saber, Caribe, Antioquia, Suroccidental, Oriental y

Nordeste. Para este ejercicio se contemplan los límites de transferencia existentes y proyectados, los cuales fueron

calculados para el horizonte 2015-2030 (con el cronograma establecido para los principales proyectos de

transmisión).

Validar de manera general el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad para los escenarios formulados,

teniendo en cuenta los límites de intercambio. Adicionalmente, determinar variaciones en las tendencias o patrones

de los flujos de energía, a la luz de los proyectos de generación propuestos.

A través de la metodología de Costos Marginales Locales – LMP, dar señales indicativas de ubicación para

diferentes tipos de usuarios, desde grandes consumidores y los mismos generadores.

Teniendo en cuenta los resultados obtenidos, determinar a la luz del documento CREG 077 la mejor solución a las

deficiencias identificadas a partir del año 2025 en el área Oriental, ello desde el punto de vista de la demanda y del

inversionista. Es decir, determinar si es factible económicamente que un proyecto de generación represente la mejor

alternativa, en contraste con una solución convencional de red.

Planificación integrada Generación & Transmisión-SimulaciónEscenarios LP y Potencia Localizada


20 años

Jan15 Jul16 Jan18 Aug19 Feb21 Sep22 Mar24 Oct25 Apr27 Nov28 May30 Nov310

500

1000

1500

2000Flujo máximo por cada Enlace Equivalente

[GW

h-m

es]

Jan15 Jul16 Jan18 Aug19 Feb21 Sep22 Mar24 Oct25 Apr27 Nov28 May30 Nov310

200

400

600

800

1000

1200Flujo máximo por cada Enlace Equivalente

[GW

h-m

es]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]

Normalización del Valor Esperado del Flujo por cada Enlace Equivalente

Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



20 años

Sin expansión adicional al CxC


100

150

200

250C

osto

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste



20 años


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1F

lujo

Norm

aliz

ado [

p.u

.]Normalización del Valor Esperado del Flujo por cada Enlace Equivalente

Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



0.2

0.4

0.6

0.8

1

Valor Esperado del Flujo[p

.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Valor Esperado del Flujo

[p.u

.]



20 años

Observaciones:

Considerando los límites de transferencia existentes y proyectados, se observa que las señales en relación al

VEREC se mantienen, es decir, se necesita expansión en generación a partir del año 2021. De todas maneras los

déficit calculados no son concluyentes para determinar cuales son las áreas con mayores dificultades, ello en virtud

a: i) la simulación en el SDDP fue integrada, y no coordinada; ii) los costos de racionamiento son iguales para cada

una de las 5 áreas; iii) a partir del año 2021, que es el momento donde se identifica la violación del criterio de

confiabilidad, los límites de transferencia no están “saturados”.

La convergencia del Valor Esperado de los costos nodales para cada una de las 5 áreas a partir del año 2022

reafirman la naturaleza de las deficiencias, es decir, son de carácter energético, y no de potencia (cuando los LMP

convergen hacia un mismo valor es evidente que la red de transmisión permite el flujo de potencia libremente entre

cada una de las zonas del SIN).

La evolución del Valor Esperado del Costo Nodal en Caribe es totalmente consecuente con el comportamiento del

Valor Esperado de los intercambios entre esta área y el resto del sistema. Se observa como antes del año 2018,

periodo donde aún no está en servicio el refuerzo a la Costa Atlántica, las importaciones de energía a través de los

enlaces Antioquia-Caribe y Nordeste-Caribe están saturadas, situación que cambia una vez entra en servicio el

mencionado refuerzo.




20 años

Escenario 5


50

60

70

80

90

100


Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste



20 años

Escenario 5


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



20 años

Escenario 5

Observaciones:

El comportamiento del valor esperado de los costos marginales locales refleja un incremento en aquellas áreas

donde se instala nueva capacidad de generación, específicamente en Caribe y Nordeste, la cual es necesaria para

garantizar los criterios de confiabilidad (recursos térmicos). Es por ello que se observa una separación de los dos

costos en contraste con los demás.

Respecto a la evolución de los intercambios entre cada una de las áreas, no se ven variaciones significativas en

relación al caso base.

Finalmente se observa que con la expansión propuesta y la consideración de los límites de transferencia entre cada

una de las áreas, los criterios de confiabilidad se cumplen a cabalidad.



20 años

Escenario 6


40

60

80

100

120

140

Valor Esperado Costo MarginalC

osto

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste



20 años

Escenario 6


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1F

lujo

Norm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



20 años

Escenario 6

Observaciones:

Si bien para este caso la expansión en generación es de naturaleza hidroeléctrica (ubicada principalmente en

Antioquia), los efectos de esta alternativa se ven en Caribe y Nordeste. La energía producida desde Antioquia es

evacuada a todo el sistema, principalmente hacia la Costa. Es por ello que las transferencias por los enlaces

Antioquia-Caribe, Nordeste-Caribe, Oriental-Nordeste y Antioquia-Nordeste copan los límites de importación,

imposibilitando la capacidad de “traer” mas energía desde el interior.

Esto ocasiona que las áreas Caribe y Nordeste utilicen sus recursos locales, incrementando sus costos marginales.


una de las áreas, los criterios de confiabilidad se cumplen a cabalidad. No obstante, es posible que para el periodo

2023-2029 se incremente el valor esperado de las restricciones.



20 años

Escenario 7


40

60

80

100

120

140

Valor Esperado Costo MarginalC

osto

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste



20 años

Escenario 7


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



20 años

Escenario 7

Observaciones:

La expansión propuesta tiene el mismo efecto en el valor esperado de los costos locales en Nordeste y Antioquia, a

pesar de que la generación hidroeléctrica en esta última área es menor y la capacidad térmica en Caribe es mayor.

Asimismo se observa la “saturación” de los límites de intercambio Antioquia-Caribe, Nordeste-Caribe, Antioquia-

Nordeste y Oriental-Nordeste.

Esto ocasiona nuevamente que las áreas Caribe y Nordeste utilicen sus recursos locales, incrementando sus costos

marginales.


una de las áreas, los criterios de confiabilidad se cumplen a cabalidad. No obstante, es posible que para el periodo

2023-2029 se incremente nuevamente el valor esperado de las restricciones.



20 años

Escenario 8


40

50

60

70

80

90

100

110C

osto

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

VEREC

[%]



20 años

Escenario 8


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant


0.2

0.4

0.6

0.8

1


.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]



20 años

Escenario 8

Observaciones:

Debido a la entrada de los parques eólicos en la Guajira y el refuerzo a la Costa a nivel de 500 kV, a partir del año

2018 se ve una fuerte reducción del Valor Esperado del costo nodal en el área Caribe. A partir de dicho instante y

hasta el año 2025, los costos nodales en todas las áreas son similares, lo cual refleja que para dicho periodo no se

presenta congestión en los enlaces que interconectan cada una de las áreas del SIN.

Independientemente de lo anterior, los costos en Caribe y Nordeste se incrementan hacia el final del periodo, esto

por la saturación de los límites de intercambio y en el caso de Caribe, porque la generación eólica se consume

localmente hasta cierto punto, momento a partir del cual ya se requiere utilizar otro recurso por la imposibilidad de

importar energía desde el interior.


una de las áreas, los criterios de confiabilidad se cumplen a cabalidad. No obstante es probable que se presenten

restricciones.



20 años

Escenario 9


40

50

60

70

80

90

100C

osto

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

VEREC

[%]



20 años

Escenario 9


0.2

0.4

0.6

0.8

1


.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant



20 años

Escenario 9

Observaciones:

El comportamiento de los costos marginales locales es muy similar en relación al caso 8. Sin embargo se observa

que durante un horizonte mayor los mismos convergen a un solo valor, ello por la participación eólica en el área

Caribe (3131 MW). Esto también quiere decir que dicha potencia se consume localmente durante un mayor

intervalo de tiempo.

Independientemente de lo anterior, los costos en Caribe y Nordeste se incrementan hacia el final del periodo.



restricciones.



20 años

Escenario 10



40

50

60

70

80

90

100

110

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

VEREC

[%]


20 años

Escenario 10



0.2

0.4

0.6

0.8

1


.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant


20 años

Escenario 10


Observaciones:

El comportamiento de los costos marginales locales es muy similar al del escenario 8, sin embargo sus valores son

ligeramente inferiores, ello se debe al “bloque renovable”, el cual esta compuesto por recursos solares a nivel

distribuido (Oriental, Suroccidental, Caribe y Antioquia), geotermia (suroccidental) y biomasa (Caribe, Nordeste,

Suroccidental y Oriental).

Durante el horizonte 2019-2025 los costos marginales locales convergen a un solo valor, ello por la participación

renovable en cada una de las áreas, sin embargo en Caribe y Nordeste al principio y final del periodo de planeación,

se observa una separación respecto a los demás costos.



restricciones por limitaciones de importación en las áreas Caribe y Nordeste.


20 años

Escenario 11



40

50

60

70

80

90

100

110

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

VEREC

[%]


20 años

Escenario 11



0.2

0.4

0.6

0.8

1


.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


100

150

200

250

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Ant-Carb

Ant-Sur

Or-Sur

Or-Nord

Nord-Carb

Ant-Nord

Ant-Or


10

20

30

40

50

60

[%]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Flu

jo N

orm

aliz

ado [

p.u

.]


Carb-Ant

Sur-Ant

Sur-Or

Nord-Or

Carb-Nord

Nord-Ant

Or-Ant


20 años

Escenario 11


Observaciones:

El comportamiento de los costos marginales locales es muy similar al del escenario 9, sin embargo sus valores son

ligeramente inferiores, ello se debe al “bloque renovable”.

Al igual que en el caso anterior, durante un horizonte los costos convergen a un solo valor, ello por la participación

renovable en cada una de las áreas, sin embargo en Caribe y Nordeste al principio y final del periodo de planeación,

se observa una separación respecto a los costos de otras áreas.



restricciones por limitaciones de importación en las áreas Caribe y Nordeste al final del periodo de planeación.


20 años




20 años

Escenario 5



20 años

Escenario 6



20 años

Escenario 7



20 años

Escenario 8



20 años

Escenario 9



20 años

Escenario 10



20 años

Escenario 11



20 años


Metodología:

Desde el punto de vista económico, la probabilidad de

incrementar la eficiencia aumenta cuando con una sola

solución se resuelven dos problemas (Generación y

Transmisión), bajo un criterio de mínimo costo.

Inicio

División del País en n áreas

eléctricas

¿Existen

limitaciones de

red en el área i

?

i++NO

SI

• Simulación Subasta de

Potencia - SP.

• Producto a subastar:

Solución de la problemática.

Gana

solución

convencional

?

SI

• Simulación Subasta Cargo

por Confiabilidad con

Demanda objetivo

contraída.

• La demanda se beneficia

por la reducción del valor

de la prima del Cargo, y

otro recurso en el mercado

spot (el generador con

obligación de potencia).

NO

FIN

• Simulación Subasta Cargo

por Confiabilidad con

Demanda objetivo sin

contraer.

• La demanda no se

beneficia por la reducción

del valor de la prima del

Cargo, y no se cuenta con

otro recurso en el mercado

spot.

i < n

?

i < n

?

NO NO

SI SI


20 años


Antecedentes - Área Oriental:

2025 – La restricción de importación de energía se dará

por la sobrecarga en los transformadores de Nueva

Esperanza, lo cual se soluciona con un nuevo banco.

Aún con toda la expansión a nivel de 500 kV y las

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.

ITUANGO

PIFO 500

PANAMÁ II

230 kV

COLOMBIA

FLORES

SAN CARLOS

TEBSA SANTA MARTA

GUAJIRA

CUESTECITAS

CUATRICENTENARIO

BARRANQUILLA

BOLIVAR

SABANALARGA

VALLEDUPAR

CHINÚ

CERROMATOSO

OCAÑA

GUADALUPE4

BELLO

OCCIDENTE MIRAFLORES

ENVIGADO ORIENTE

PORCE2 SALTO EPM

GUATAPE JAGUAS

MERILÉCTRICA

TERMOCENTRO

CÚCUTA

TASAJERO

SAN MATEO COROZO

PRIMAVERA

GUATIGUARÁ

PALOS

TOLEDO SAMORÉ BANADIA

CAÑO LIMÓN

ANCON SUR ISA

LA SIERRA

SOCHAGOTA

PAIPA

BUCARAMANGA

MALENA

ESMERALDA

PURNIO

CHIVOR

TORCA

MIEL

BALSILLAS

LA MESA

LA GUACA

CIRCO

GUAVIO

PARAISO

TUNAL

SAN MATEO

LA REFORMA

MIROLINDO

LA HERMOSA

LA ENEA

CARTAGO

LA VIRGINIA

SAN MARCOS

YUMBO

JUANCHITO

ALTO ANCHICAYÁ

PANCE

PAEZ

BETANIA SALVAJINA

SAN BERNARDINO

JAMONDINO

ALTAMIRA

MOCOA

POMASQUI

TERNERA

VENEZUELA

PANAMÁ

ECUADOR

COMUNEROS

CIRA

INFANTA

BARRANCA

PLAYAS

BARBOSA

BOSQUE

TERMOCOL

JAGUEY

NORTE

ARMENIA

QUIMBO

ALFÉREZ

ECOPETROL

URABÁ

URRÁ

CARTAGENA CANDELARIA

CARACOLI

GUAYABAL

TUMACO

SURIA

CHIVOR II

COROCORA

LA TASAJERA

MONTERÍA

CHOCO

G

NUEVA

GRANADA

SAN FELIPE

RUBIALES

SVC

BACATA

G

Posible Proyecto de generación

Gran Consumidor propuesto

Área Influencia SVC’s propuestos

G

500 kV

220 kV

Expansión definida

Expansión propuesta 500 kV

Conexión HVDC

Expansión propuesta 230 kV

SVC Compensador estático variable

Compensador sincrónico estático

G

G

NUEVA ESPERANZA

NOROESTE

G

LA LOMA

COPEY

MEDELLÍN

ANCON SUR

RIOCORDOBA

TULUNI

T.NORTE

PORCE 3

BOCHICA

SVC

SOGAMOSO

FUNDACIÓN

SAN ANTONIO PORVENIR

PALENQUE

QUIFA

En este sentido, se formulan las siguientes alternativas deexpansión:

o Opción 1: Interconexión de las áreas Oriental y

Antioquia a través del nuevo corredor a nivel de 500 kV

San Carlos – Porvenir II – Bochica.

o Opción 2: Planta térmica a carbón de 200 MW, que se

conectaría en el norte de la sabana de Bogotá́ en la

subestación Norte 500 kV.

o Opción 3: Planta hidráulica de 294 MW localizada en el

departamento de Boyacá, que se conectaría en la

subestación Chivor II 230 kV.


20 años


Metodología - Área Oriental:

Se plantea que la Subasta de Potencia - SP sea de sobre

cerrado, cuyo producto es la solución del problema

identificado (eliminación de Demanda no atendida /

disminución de Restricciones).

La SP en el área oriental estaría pensada para que un

generador o elemento de almacenamiento pueda resolver las

deficiencias identificadas, que típicamente son afrontadas con

expansiones de red.

Lo anterior incrementa la competencia en los esquemas de

CONVOCATORIAS, incluyendo más tipos de agentes

participantes.

El Documento CREG 77 de 2014 plantea que si un generador

gana la SP:

o La energía inyectada al sistema por la solución

proporcionada, será remunerada a precio de bolsa.

o La energía restante podrá ser vendida en el mercado

spot.

o Al generador se le asignarán Obligaciones de Energía

en Firme - OEF hasta por 20 años, que serán

remuneradas al precio de cierre de la última subasta.

2025 2030 2035 2040 20450

20

40

60

80

100

120

140Potencia asociada a la limitación de red (DNA o Restricciones)

[MW

]


20 años



La inversión asociada a una central hidroeléctrica o unidad térmica es superior a los costos de capital de una expansión

de red convencional (comúnmente). Así las cosas, es poco probable que un Agente Generador este interesado en la SP

con la intención de ganar solamente dicho valor.

En contraste con lo anterior y dados los incentivos propuestos en el Documento CREG 77, un generador podría ganar la

SP y recibir automáticamente los beneficios del Cargo por Confiabilidad y eventualmente, las ventas de Energía en

Bolsa.

Llamaremos (“vi”) a la valoración de un agente, el cual refleja el Valor Presente Neto - VPN de los costos de inversión de

la solución del problema subastado. Este se encuentra normalizado respecto a la “potencia del problema” (demanda no

atendida o restricciones) [USD / MW-mes].

Para efectos de la SP, ganará el agente que tenga la menor puja (“pi”). Dicha puja también debe estar normalizada por la

“potencia del problema” [USD/MW-mes].

Tecnologia

Capacidad

[MW] VPN [USD]

Promedio Potencia del

problema [MW]

LCOC [USD/MW] *

"Levelized cost of Capital"

Valoracion de cada tecnologìa

[USD/MW-mes]

Linea NA 98,567,587.6 100.5 NA 981,068.5

Carbon 200 296,019,104.9 100.5 1,480,095.5 2,946,354.3

Hidro 294 548,838,891.5 100.5 1,866,799.0 5,462,734.6


20 años



“vi” corresponde a la valoración que tiene el

agente “i” por el objeto a subastar, “pi”

corresponde a la puja mostrada en el sobre

cerrado.

Debido al tipo de subasta (sobre cerrado) y a

que el subastador comprará la solución más

barata, el promotor debe maximizar su

beneficio global junto a la probabilidad de

ganar la SP.

Dados los incentivos señalados a los Agentes

Generadores ganadores (incentivos que no tiene

el Transportador), el Generador podría reducir

su puja (“pi”) hasta un punto donde se

incrementa su probabilidad de ganar la SP.

El incentivo que tiene el Agente Generador de

realizar una puja (“pi”) por debajo de su

valoración (“vi”), corresponde a los ingresos que

este obtendría en el mercado de confiabilidad

(CXC) y eventualmente el mercado SPOT.

¿Hasta que punto cada agente generador

podría reducir su puja en una eventual SP?.

2025 2030 2035 2040 20450

10

20

30

40

50

60

70

80

[MU

SD

$]

Flujo de Caja de las Soluciones

Solución Convencional

Térmica Carbón

Hidroeléctrica


20 años


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

x 106

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

-6

Puja [USD$/MW-mes]

Funció

n d

e D

ensid

ad d

e P

robabili

dad d

e las P

uja

s

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.550

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Puja normalizada [pi/vi]P

robabili

dad d

e g

anar

a a

gente

lin

ea

Probabilidad agente carbon

Probabilidad agente hidro

El valor de (“pi/vi”), corresponde a la puja normalizada que jugaría el Agente Generador para tener una probabilidad de mas

del 70% de ganar la SP. La puja en la SP reflejaría el 17% de los costos de inversión de la central hidroeléctrica y el 33.4 %

en relación a la unidad térmica.

Para encontrar los valores (“ph/vh”) y (“pc/vc”), se asumieron distribuciones uniformes de probabilidad para las pujas.

Se realiza una simulación de Montecarlo para calcular la probabilidad de ganar la subasta de cada uno de los Agentes

Generadores. Se repite el procedimiento desplazando las fdp de las pujas (“pi”) hasta construir la gráfica de la derecha.

Para este ejercicio se escogió un (“pi/vi”) tal que la probabilidad de éxito fuese superior al 70%.


20 años


Si el generador hidroeléctrico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de

energía en el spot.

Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden de 0.68, lo cual

implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es

de 1.5.

Considerando el escenario 5, el generador hidroeléctrico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.5

1

1.5

2

x 109

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Hidro

US

D

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

x 109

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2x 10

9

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=0.1

7*v

i

Beneficio

Costo

ESCENARIO 5 – Agente hidro:


20 años


Si el generador térmico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de


Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de 0.71, lo cual implica

que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.3.

Considerando el escenario 5, el generador térmico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

ESCENARIO 5 – Agente carbón:

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

2

4

6

8

10

12

x 108

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Carbon

US

D2

4

6

8

10

12

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

4

6

8

10

12

14x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=0.3

34V

i

Beneficio

Costo


20 años




Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden de 0.71, lo cual

implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es

de 1.29.

Considerando el escenario 7, el generador hidroeléctrico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.


0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

x 108


US

D

0

2

4

6

8

10

12

14

16

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8x 10

9

Factor de Planta

B y

C c

uango p

i=0.1

7*v

i

Beneficio

Costo


20 años


Si el generador térmico gana la subaste de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de


Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de 0.62, lo cual implica

que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.1.

Considerando el escenario 7, el generador térmico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

2

4

6

8

10

x 108


US

D

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

3

4

5

6

7

8

9

10

11x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando P

i=0.3

43V

i

Beneficio

Costo


20 años




Para cualquiera que fuese el factor de planta de la hidroeléctrica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de

costo.

Considerando el escenario 9, el generador hidroeléctrico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.


0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

2

4

6

8

10

12

x 108


US

D

0

2

4

6

8

10

12

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

4

6

8

10

12

14x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=vi*

0.1

7

Beneficio

Costo


20 años

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

x 108


US

D

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

x 108


Si el generador térmico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de


Para cualquiera que fuese el factor de planta de la térmica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de

costo.

Considerando el escenario 9, el generador térmico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

3

4

5

6

7

8

9

10

11x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=vi*

0.3

1

Beneficio

Costo


20 años


Subasta sobre cerrado

Alternativa 1: Expansión

convencional

Alternativa 2: Generación

localizada en punto A

Alternativa 3: Generación

localizada en punto B

Oferta Alternativa 1 [USD/MW-mes]

Oferta Alternativa 2 [USD/MW-mes]

Oferta Alternativa 3[USD/MW-mes]

Gana subasta Alternativa 1



Simular subasta Cargo por

Confiabilidad

Demanda Objetivo Normal


Confiabilidad

Demanda Objetivo Reducida


Confiabilidad

Demanda Objetivo Reducida

Benf_A1_t = Benf_A2_t = Benf_A3_t = Benf_t

Cost_A1_tCost_A2_tCost_A3_t

Cost =min(Cost_A1, Cost_A2, Cost_A3)

OEF_Alt2

OEF_Alt3

Dem_Obj = Dem_N

Dem_Obj = Dem_N - OEF_Alt2

Dem_Obj = Dem_N - OEF_Alt3

Cost Alt1_total = (Dem_obj_Alt1_g) x Prima_Alt1_g + Cost_A1_t

Cost Alt2_total = (Dem_obj_Alt2_g) x Prima_Alt2_g + (OEF_Alt2_g) x Prima_CxC_ant + Cost_A2_t

Cost Alt3_total = (Dem_obj_Alt3_g) x Prima_Alt3_g + (OEF_Alt3_g) x Prima_CxC_ant + Cost_A3_t

Benf_A1_g = Benf_A2_g = Benf_A3_g = Benf_g

Para los escenarios 5 y 7 se mostró que un generador hidroeléctrico o térmico a base de carbón, tienen los incentivos

suficientes para participar en la SP.

Se debe hacer una aproximación que evidencie los beneficios desde el punto de vista de la demanda de realizar la SP.


20 años


P.Q = 35.1 MUSD$/año

7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3

x 104

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GWh-año

US

D$/M

Wh-a

ño

7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3

x 104

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GWh-año

US

D$/M

Wh-a

ño

Subasta CxC sin contracción – Gana solución convencional la SP Subasta CxC con contracción – Gana planta con OEF de 200 GWh-año

(P.Q) + (15.7).OEF = 21.8 MUSD$/año

Para las dos opciones el

costo de la prima por potencia

localizada es la misma.


20 años


Observaciones:

La simulación de la subasta de reloj descendente para asignación de OEF tuvo en cuenta:

4 generadores: Hidroeléctrica 100 MW, Carbón 100 MW, Gas Ciclo Abierto 100 MW y Gas Ciclo Cerrado 100 MW.

La rutina calcula la mejor estrategia para cada agente/jugador, donde la primera es subreportar el precio de reserva, la

segunda es reportar el precio de reserva, y la tercera es sobrereportar el precio de reserva.

Cuándo se conoce la estrategia que maximiza el beneficio individual de cada agente, se simula de nuevo la subasta,

arrojando los resultados mostrados.

La simulación de la subasta de reloj descendente para la asignación de OEF que consideró la “victoria” de un generador en

la SP, tuvo en cuenta una contracción de la demanda objetivo de 200 GWh-año. Los resultados obtenidos son satisfactorios

desde el punto de vista de la demanda.

OEF planta hidroeléctrica de 294 MW = 2060 GWh - año.

OEF planta carbón de 200 MW = 1400 GWh - año.

Se puede evidenciar una disminución de costos de 13.3 MUSD/año, si la OEF asignada a los generadores ganadores de la

SP es del orden de 200 GWh-año (es de esperarse que la solución de potencia localizada converja a un valor para las tres

alternativas).

Es de esperarse que conforme aumente la OEF asignada a los generadores en la SP, el costo asociado al mercado de

confiabilidad visto desde la demanda disminuya.

Puede darse el caso que la OEF asignada a los generadores en la SP, sea tan grande, que el sistema simplemente no vea

la necesidad de llevar a cabo la subasta de reloj descendente, incrementándose la eficiencia económica para el país.


20 años

GRACIASwww.upme.gov.co

@upmeoficial Upme (Oficial)

Juan Carlos AponteHenry ZapataWilliam HenaoLuis HernándezJuan Carlos De La TorreMarco A Caro

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