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
Metodología General de Planificación Transmisión y Generación
Plan de Transmisión
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
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)
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
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
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
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
Metodología - Generación
Metodología - Generación
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
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
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
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
Metodología - Generación
Metodología - Generación
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_4 SP2_4 SPm_4 ok ok - P_4 Q_4 Si Si Seríe aprobada
SP1_5 SP2_5 SPm_5 ok ok - P_5 Q_5 Si Si Seríe 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
Metodología General de Planificación Transmisión y Generación
Plan de Transmisión
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
Agenda
Metodología General de Planificación Transmisión y Generación
Plan de Transmisión
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
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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
abr.
-15
ago.-
15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
-17
ago.-
17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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)
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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]
Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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
.-12
abr.
-13
ago.-
13
dic
.-13
abr.
-14
ago.-
14
dic
.-14
abr.
-15
ago.-
15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
-17
ago.-
17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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
abr.
-15
ago.-
15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
-17
ago.-
17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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
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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]
Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
Escenario 4 – Ituango entra en diciembre de 2019 – atraso de 12 meses
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
dic
.-14
abr.
-15
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15
dic
.-15
abr.
-16
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16
dic
.-16
abr.
-17
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17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
Escenario 5 – Sin Termonorte
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
dic
.-12
abr.
-13
ago.-
13
dic
.-1
3
abr.
-14
ago.-
14
dic
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abr.
-15
ago.-
15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
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17
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abr.
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19
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abr.
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.-21
abr.
-22
ag
o.-
22
dic
.-22
abr.
-23
ago.-
23
[GW
h-d
ía]
Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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
.-12
abr.
-13
ago.-
13
dic
.-13
abr.
-14
ago.-
14
dic
.-14
abr.
-15
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15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
-17
ago.-
17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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
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
abr.
-13
ago.-
13
dic
.-13
abr.
-14
ago.-
14
dic
.-14
abr.
-15
ago.-
15
dic
.-15
abr.
-16
ago.-
16
dic
.-16
abr.
-17
ago.-
17
dic
.-17
abr.
-18
ago.-
18
dic
.-18
abr.
-19
ago.-
19
dic
.-19
abr.
-20
ago.-
20
dic
.-20
abr.
-21
ago.-
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
Plan de Generación – Comparación Energía en
Firme Vs Demanda de Energía Eléctrica
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.
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
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
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. Medio 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.
Se considera el escenario medio de la proyección de
demanda, sensibilizando hacia la baja la criticidad del
escenario.
2
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 - Crítico 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.
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
Considera solamente la expansión definida por
el mecanismo del Cargo por Confiabilidad,
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
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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
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
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
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.-16
ma
y.-
17
oct.
-17
ma
r.-1
8
ago
.-1
8
ene
.-1
9
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.-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
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
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
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6
en
e.-
17
jul.-1
7
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e.-
18
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8
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e.-
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9
en
e.-
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0
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e.-
21
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1
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e.-
22
jul.-2
2
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3
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e.-
24
jul.-2
4
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e.-
25
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5
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e.-
26
jul.-2
6
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e.-
27
jul.-2
7
en
e.-
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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
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2
en
e.-
23
jul.-2
3
en
e.-
24
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4
en
e.-
25
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5
en
e.-
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6
en
e.-
27
jul.-2
7
en
e.-
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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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Medio
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
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4
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e.-
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5
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e.-
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6
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e.-
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7
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e.-
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8
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e.-
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9
en
e.-
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0
en
e.-
21
jul.-2
1
en
e.-
22
jul.-2
2
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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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Medio
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$).
• El Valor Esperado del
Costo Marginal, con una
probabilidad del 95 % de
ser excedido, es
ligeramente superior al
valor mínimo pronosticado
por el SDDP.
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
en
e.-
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4
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e.-
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jul.-1
5
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e.-
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6
en
e.-
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7
en
e.-
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8
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e.-
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9
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e.-
20
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0
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e.-
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1
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e.-
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2
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e.-
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3
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e.-
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e.-
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5
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e.-
26
jul.-2
6
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e.-
27
jul.-2
7
en
e.-
28
jul.-2
8
Co
sto
ma
rgin
al
[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
* Precio mensual promedio histórico
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Medio
*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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e.-
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e.-
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e.-
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7
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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.-
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0
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e.-
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1
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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
5
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e.-
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6
en
e.-
27
jul.-2
7
en
e.-
28
jul.-2
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.-
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4
en
e.-
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5
en
e.-
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6
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e.-
17
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7
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e.-
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jul.-1
8
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e.-
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9
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e.-
20
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0
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e.-
21
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1
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e.-
22
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2
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3
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e.-
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4
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e.-
25
jul.-2
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e.-
26
jul.-2
6
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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Medio
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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto
Indicadores de Confiabilidad – VERE Vs. Número de Casos
• 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%
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1.20%
1.40%
1.60%
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e.-
14
jul.-1
4
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e.-
15
jul.-1
5
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e.-
16
jul.-1
6
en
e.-
17
jul.-1
7
en
e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
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e.-
20
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0
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e.-
21
jul.-2
1
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e.-
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e.-
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6
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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
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
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jul.-1
6
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17
jul.-1
7
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e.-
18
jul.-1
8
en
e.-
19
jul.-1
9
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e.-
20
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0
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e.-
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e.-
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VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto
Indicadores de Confiabilidad – VEREC Vs. Número de Casos
• En el periodo 2014 – 2019
el VEREC es inferior al 3 %.
• 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 y el
escenario de crecimiento de
demanda Alta.
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
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Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto
• 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
probabilidad del 95 % de
ser excedido, es
ligeramente superior al
valor mínimo pronosticado
por el SDDP, salvo para el
final del periodo (2025 -
2028).
Evolución del Costo Marginal
* Precio mensual promedio histórico
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida *
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2,000
2,400
2,800
3,200
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e.-
17
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7
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e.-
18
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e.-
19
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GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido *
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
• 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.
• Durante todo el horizonte, el valor esperado de la
generación hidroeléctrica es superior a la corrección del
promedio histórico de la generación ideal.
• 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
promedio histórico de la generación ideal.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto
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 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.
• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 59.6 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019,
el cual se reduce en 1.9 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 77.9 USD $/MWh (2020 - 2028).
• 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
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0.20%
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VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Indicadores de Confiabilidad – VERE Vs. Número de Casos
• Al igual que en los dos
casos anteriores, 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 demanda Crítico.
0.0
1.0
2.0
3.0
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VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Indicadores de Confiabilidad – VEREC Vs. Número de Casos
• En el periodo 2014 – 2019
el VEREC es inferior al 3 %.
• 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 demanda Crítico.
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
en
e.-
14
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en
e.-
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Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
probabilidad del 95 % de
ser excedido, es
ligeramente superior al
valor mínimo pronosticado
por el SDDP, salvo para el
final del periodo (2023 -
2028).
* Precio mensual promedio histórico
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Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido *
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e.-
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida *
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
• 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.
• Durante todo el horizonte, el valor esperado de la
generación hidroeléctrica es superior a la corrección del
promedio histórico de la generación ideal.
• 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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
• 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 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.
• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 60.4 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2019,
el cual se reduce en 1.64 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 92.3 USD $/MWh (2020 - 2028).
• Respecto a necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados a partir del año 2022 se necesitaría de capacidad adicional de
generación, ello por la violación del criterio de confiabilidad VEREC.
Conclusiones:
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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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aGWh / mes
Meses de Marzo
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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%
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8%
10%
12%
EN FE MZ AB MY JN JL AG SE OC NO DI
Estacionalida Hidrológica
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
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uen
cia
GWh / mes
Meses de Junio
[GWh / mes] Percentil
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%
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
-
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
92
2
1,0
13
1,1
03
1,1
93
1,2
83
1,3
74
1,4
64
1,5
54
1,6
45
1,7
35
1,8
25
1,9
15
2,0
06
2,0
96
2,1
86
2,2
76
2,3
67
2,4
57
2,5
47
2,6
40
Frec
uen
cia
GWh / mes
Meses de Septiembre
[GWh / mes] Percentil
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%
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
-
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
73
0
79
5
86
0
92
5
99
0
1,0
55
1,1
20
1,1
85
1,2
50
1,3
15
1,3
80
1,4
45
1,5
10
1,5
75
1,6
40
1,7
05
1,7
70
1,8
35
1,9
00
1,9
67
Frec
uen
cia
GWh / mes
Meses de Diciembre
[GWh / mes] Percentil
dic-82 1,108 35%
dic-91 1,160 40%
dic-97 666 5%
dic-02 1,051 30%
dic-09 1,088 35%
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
4
5
6
7
8
2,0
99
2,3
10
2,5
21
2,7
32
2,9
43
3,1
53
3,3
64
3,5
75
3,7
86
3,9
97
4,2
08
4,4
18
4,6
29
4,8
40
5,0
51
5,2
62
5,4
72
5,6
83
5,8
94
6,1
11
Frec
uen
cia
GWh / mes
Meses de Marzo
[GWh / mes] Percentil
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%
-
1
2
3
4
5
6
7
8
4,0
62
4,2
79
4,4
96
4,7
13
4,9
30
5,1
47
5,3
64
5,5
81
5,7
98
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
[GWh / mes] Percentil
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%
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
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
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
[GWh / mes] Percentil
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
[GWh / mes] Percentil
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%
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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.
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2014 - 2015:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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.
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño - periodo 2018 - 2019:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
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.
Simulación de la operación de los sistemas eléctrico y de transporte gas natural bajo condiciones de Fenómeno de El
Niño, periodos 2014 – 2015 y 2018 - 2019:
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 2
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto Crítico
• 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
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
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
0
1
2
3
4
5
6
7
8
0.00%
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1
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e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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Nu
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aso
s
VE
RE
[%
]
VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
Indicadores de Confiabilidad – VERE Vs. Número de Casos
• Considerando atrasos, 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 los atrasos de
los proyectos del Cargo por
Confiabilidad y el escenario
de crecimiento de demanda
Alta.
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
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3.00%
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jul.-1
6
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e.-
17
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7
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e.-
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19
jul.-1
9
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e.-
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e.-
27
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e.-
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Nu
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ro d
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aso
s
VE
RE
C [
%]
VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
Indicadores de Confiabilidad – VEREC Vs. Número de Casos
• Considerando atrasos, en el
periodo 2014 – 2019 el
VEREC es inferior al 3 %.
• Es decir, en el corto plazo
no se necesitaría expansión
adicional bajo este criterio,
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
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15
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5
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e.-
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e.-
17
jul.-1
7
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e.-
18
jul.-1
8
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19
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e.-
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e.-
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e.-
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jul.-2
2
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jul.-2
3
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e.-
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4
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e.-
25
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5
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6
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e.-
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al
[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
Evolución del Costo Marginal
* Precio mensual promedio histórico
• 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
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en
e.-
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6
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7
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e.-
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
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GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida *
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
• Durante el periodo 2014 – 2019 el Valor Esperado de la
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.
Plan de Generación - Corto Plazo - Escenario 0.1
Expansión Cargo por Confiabilidad - Escenario de
Crecimiento de la Demanda Alto - Atrasos
• 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 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).
• 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.
Conclusiones:
Plan de Generación – Impacto de la Generación de
Plantas Menores
Nomenclatura Descripción
Escenario de
proyección de la
demanda
Interconexión
con Ecuador
Interconexión con
Centro América Justificación
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
Considera solamente la expansión definida por
el mecanismo del Cargo por Confiabilidad,
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
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en
or
- La
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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
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1
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3
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5
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7
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18
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20
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1
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3
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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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0.20%
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VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
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C [
%]
VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3 –
Crecimiento de Demanda Alto
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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40.0
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida *
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3 –
Crecimiento de Demanda Alto
• Durante el periodo 2014 – 2019 el Valor Esperado de la
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.
• En el periodo 2020 – 2028 el promedio de la generación
térmica es de 845.5 GWh-mes.
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3 –
Crecimiento de Demanda Alto
• 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:
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1
Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto
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
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1
Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
0
1
2
3
4
5
6
7
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1.60%
en
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e.-
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VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
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C [
%]
VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
• 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.
40
50
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.-1
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/MW
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Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1
Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto
Evolución del Costo Marginal
• 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).
0
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Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1
Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto
• Durante el periodo 2014 – 2019 hay una reducción de 208
GWh-mes, respecto al escenario 3.
• En el periodo 2018 – 2020 el promedio de la generación
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.
• En el periodo 2020 – 2028 el promedio de la generación
térmica se incrementa en 23.01 GWh-mes (los atrasos se
subsanan).
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 3.1
Atrasos y Crecimiento de Demanda Alto
• 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 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 $/MWh
(2020 - 2028).
• Respecto a necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados a partir del año 2025 se necesitaría de capacidad adicional de
generación, ello por la violación del criterio de confiabilidad VEREC.
Conclusiones:
0.0
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2.0
3.0
4.0
5.0
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7.0
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VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
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[%
]
VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 4
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
• Respecto al caso de referencia, escenario 3, se observan necesidades de expansión en el año 2022, ello debido al escenario de
demanda considerado.
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 4
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
Evolución Costo Marginal
20.0
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al
[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
• 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
Ituango y Porvenir II.
• En el periodo 2020 – 2028
el promedio del costo
marginal es de 90
USD$/MWh.
0
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Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 4
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
• Durante el periodo 2014 – 2019 se presenta una
generación hidroeléctrica promedio de 4,884 GWh-mes.
• En el periodo 2018 – 2020 el Valor Esperado de la
generación hidroeléctrica se incrementa en 550 GWh-mes,
ello debido a la entrada en operación de Ituango y Porvenir
II.
• El promedio de la generación hidroeléctrica en el periodo
2020 – 2028 es de 5,896.8 GWh-mes
• Respecto a la generación térmica, en el periodo 2014 –
2019 se observa una generación promedio de 777 GWh-
mes.
• En el horizonte 2018 – 2020 su aporte al SIN se reduce en
promedio 30.9 Gwh – mes, ello debido a la entrada de
Ituango y Porvenir II.
• En el periodo 2020 – 2028 el promedio de la generación
térmica es 1,299 GWh-mes.
*Generación Hidráulica / Térmica Ideal Promedio
Histórico Mensual Corregido
Plan de Generación – Expansión Menores
y Cargo por Confiabilidad – Escenario 4
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
• En el periodo 2014 – 2019, se observa el cumplimiento de los indicadores de Confiabilidad VERE, VEREC y No. De Casos con Déficit.
En otras palabras, no se observa desabastecimiento energético, considerando el cronograma de entrada de proyectos de expansión
asociados al Cargo por Confiabilidad el escenario crítico de demanda – revisión Junio 2014, y la nueva capacidad de generación menor.
.
• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 59 USD$/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).
• Respecto a necesidades de expansión, bajo los supuestos considerados a partir del año 2022 se necesitaría de capacidad adicional de
generación, ello por la violación del criterio de confiabilidad VEREC.
Conclusiones:
Plan de Generación – Escenarios de Largo Plazo
Nomenclatura Descripción
Escenario de
proyección de la
demanda
Interconexión
con Ecuador
Interconexión con
Centro América Justificación
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
Se considera la expansión asociado al
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
Se considera la expansión asociado al
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, considerando generación
renovable no convencional (eólica) en el Norte
de la Guajira. Alto Autónomo Autónomo
Representa un escenario alternativo de expansión, en función
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
Se considera la expansión asociado al
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, 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
Representa un escenario alternativo de expansión, en función
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. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 250.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 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
Plan de Generación – Largo Plazo
Escenario 5 – Crecimiento de Demanda Alto
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
• 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).
0.0
1.0
2.0
3.0
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VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
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e.-
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5
en
e.-
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jul.-2
6
en
e.-
27
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7
en
e.-
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Nu
mero
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s
VE
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[%
]
VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación – Largo Plazo
Escenario 5 – Crecimiento de Demanda Alto
Evolución Costo Marginal
• 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$/MWh.
• La expansión a base de
carbón, es decir 1,050 MW que
se instalarían entre el 2020 y
2023, no incrementan
significativamente el costo
marginal, ello debido al bajo
valor relativo del recurso frente
a otros combustibles.
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
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160.0
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e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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2
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e.-
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e.-
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[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
* Precio mensual promedio histórico
Plan de Generación – Largo Plazo
Escenario 5 – Crecimiento de Demanda Alto
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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e.-
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e.-
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
0
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e.-
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e.-
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5
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e.-
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en
e.-
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7
en
e.-
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8
Gen
era
ció
n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
• 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.
Plan de Generación – Largo Plazo
Escenario 5 – Crecimiento de Demanda Alto
• 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.
• En relación a la evolución del Costo Marginal Promedio, se observa un valor esperado de 59.7 USD$/MWh en el periodo 2014 – 2018,
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
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
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
17,000.0
18,000.0
19,000.0
20,000.0
21,000.0
22,000.0
23,000.0
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23
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.-23
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4
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.-24
ab
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5
ag
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25
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ab
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6
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.-26
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ad
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sta
lad
a [
MW
]
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
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. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 375.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Exp.Gas 1 dic-24 300.0 Gas
Exp.Carb. 5 dic-26 125.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 6
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
• Respecto al caso de referencia, escenario 4, se observa el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad durante todo el horizonte de
planeación (ya no se presenta déficit a partir del año 2022).
0.0
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VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
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e.-
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e.-
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VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
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e.-
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e.-
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[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 6
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
Evolución Costo Marginal
• 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
400
800
1,200
1,600
2,000
2,400
2,800
3,200
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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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e.-
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jul.-2
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e.-
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GW
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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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4
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6
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7
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e.-
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8
en
e.-
19
jul.-1
9
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e.-
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0
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1
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e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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ració
n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 6
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado de la generación
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).
• En el periodo 2020 – 2022, con la entrada de la segunda
etapa de Ituango, el promedio de la generación hidroeléctrica
es de 5,966 GWh-mes, incrementándose a partir de este
momento (2022 - 2028), a un valor de 6,261 GWh-mes.
• El valor esperado de la generación térmica en el periodo 2014
– 2018 es de 791 GWh-mes, el cual se reduce a 733 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 752
GWh-mes, incrementándose a partir de este momento (2022 -
2028) a un valor de 1,101 GWh-mes.
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 6
Crecimiento de Demanda Alto Crítico
• 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:
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
13,000.0
14,000.0
15,000.0
16,000.0
17,000.0
18,000.0
19,000.0
20,000.0
21,000.0
22,000.0
ab
r.-1
4
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14
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r.-1
5
ag
o.-
15
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6
ag
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16
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r.-1
7
ag
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17
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ab
r.-1
8
ag
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18
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.-18
ab
r.-1
9
ag
o.-
19
dic
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ab
r.-2
0
ag
o.-
20
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.-20
ab
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1
ag
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21
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2
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o.-
22
dic
.-22
ab
r.-2
3
ag
o.-
23
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ab
r.-2
4
ag
o.-
24
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.-24
ab
r.-2
5
ag
o.-
25
dic
.-25
ab
r.-2
6
ag
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26
dic
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ab
r.-2
7
ag
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27
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ab
r.-2
8
ag
o.-
28
dic
.-28
Ca
pa
cid
ad
in
sta
lad
a [
MW
]
Capacidad instalada actual* Sogamoso Gecelca 3 Cucuana Quimbo
Tasajero II Carlos lleras restrepo San Miguel Gecelca 3.2 Termonorte
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
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólica
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólica
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólica
Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón
Exp.Carb. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
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%
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e.-
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4
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e.-
15
jul.-1
5
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e.-
16
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6
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e.-
17
jul.-1
7
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e.-
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8
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e.-
19
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9
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e.-
20
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0
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e.-
21
jul.-2
1
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e.-
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jul.-2
2
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e.-
23
jul.-2
3
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e.-
24
jul.-2
4
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e.-
25
jul.-2
5
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e.-
26
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6
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e.-
27
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%]
VEREC Violación VEREC Número de casos Violación Número de casos corregido
0
1
2
3
4
5
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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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4
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e.-
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jul.-1
5
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16
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6
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7
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e.-
18
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e.-
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9
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e.-
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1
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22
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2
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e.-
23
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3
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e.-
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6
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e.-
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7
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s
VE
RE
[%
]
VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
• 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).
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
Evolución del Costo Marginal
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
en
e.-
14
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e.-
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1
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25
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[U$
/MW
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Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
40
45
50
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23
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oct.
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nov.-
26
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sep
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feb.-
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Co
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Ma
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al
[US
D$
/MW
h]
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.
0
400
800
1,200
1,600
2,000
2,400
2,800
3,200
3,600
4,000
en
e.-
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4
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e.-
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8
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n [
GW
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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
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4
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jul.-1
5
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16
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6
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17
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7
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1
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3
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4
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6
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7
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jul.-2
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Ge
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n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado de la generación
hidroeléctrica es de 4,762 GWh-mes, el cual se incrementa a
5,443 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 5,859. GWh-mes, incrementándose a partir de este
momento (2022 - 2028), a un valor de 6,200 GWh-mes.
• El valor esperado de la generación térmica en el periodo 2014
– 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.
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
• 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.
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0e
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14
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jul.-2
5
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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
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta
• 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:
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
13,000.0
14,000.0
15,000.0
16,000.0
17,000.0
18,000.0
19,000.0
20,000.0
21,000.0
22,000.0
23,000.0
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MW
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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 Exp.Eol.1 Exp.Eol.2 Exp.Eol.3
Menores ExpCarb 1 ExpCarb2 ExpCarb 3 ExpCarb 4
ExpCarb 5
13,681.0, 66%
3,924.8, 19%
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
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólica
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólica
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólica
Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón
Exp.Carb. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 375.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Exp.Carb. 5 dic-26 125.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
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VERE Violación VERE Número de casos Violación Número de casos corregido
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
Indicadores de Confiabilidad – VERE, VEREC Vs. Número de Casos
• Respecto al caso de referencia, escenario 4, se observa el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad durante todo el horizonte de
planeación (ya no se presenta déficit a partir del año 2022).
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Escenario 6 Escenario 8
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[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
Evolución Costo Marginal
• 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.
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
Evolución Costo Marginal
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n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
2,000
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5,500
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en
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e.-
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8
Ge
ne
ració
n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
• En el periodo 2014 – 2018 el valor esperado de la generación
hidroeléctrica es de 4,758 GWh-mes, el cual se incrementa a
5,449 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 5,950 GWh-mes, incrementándose a partir de este
momento (2022 - 2028), a un valor de 6,228 GWh-mes.
• El valor esperado de la generación térmica en el periodo 2014
– 2018 es de 797 GWh-mes, el cual se reduce a 689 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 637.5 GWh-mes,
incrementándose a partir de este momento (2022 - 2028) a un
valor de 983.6 GWh-mes.
0.0
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en
e.-
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e.-
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e.-
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e.-
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en
e.-
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Gen
era
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n [
GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
Evolución Costo Marginal
• 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.
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
Incorporación Energía Eólica - Demanda Alta Crítico
• 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…”
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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..)
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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.
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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.
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE Modelado de la
energía del recurso
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
.
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
50
100
150
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250
300
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15
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18
20
19
20
20
20
21
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22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
MW
Proyección Referente (Mexico) Proyección Agentes Referente + Agentes
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
jun.-
14
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5
en
e.-
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no
v.-
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.-2
0
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-21
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o.-
22
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4
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.-2
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p.-
26
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28
MW
Agregado Total Bogotá Medellín Barranquilla Cali
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
jun.-
14
ma
r.-1
5
en
e.-
16
no
v.-
16
sep.-
17
jul.-1
8
ma
y.-
19
ma
r.-2
0
dic
.-2
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE Modelado de la
energía del recurso
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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.-2
4
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27
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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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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MW
GW
h
Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Referencia Hidráulica Opción 1 y 2 Térmica opción 2
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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230
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280
305
330
355e
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26
abr.
-27
dic
.-27
ago
.-2
8
MW
GW
h
Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Térmica opción 1 Referencia escalonada Hidráulica opción 4
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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50.0
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e.-
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[U$
/MW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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/MW
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[U$
/MW
h]
Ley Renovable Escenario 7 Diferencia Costo Marginal
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0.0
200.0
400.0
600.0
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1,000.0
1,200.0
1,400.0
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[G
Wh
]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Wh
]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Estocástico Promedio 95% Excederse
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de Modelación FNCE
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0.00
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GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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[G
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]
Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación de la
Transmisión (mandatorio)
Planificación indicativa de
la Generación
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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 ?
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1
𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1
𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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)
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
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-Numero de casos (0) 1-Numero de casos (11)
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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.-
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
Facto
r de C
onfiabili
dad [
%/M
Wh]
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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.-
14
ene.
-15
jul.-
15
ene.
-16
jul.-
16
ene.
-17
jul.-
17
ene.
-18
jul.-
18
ene.
-19
jul.-
19
ene.
-20
jul.-
20
ene.
-21
jul.-
21
ene.
-22
jul.-
22
ene.
-23
jul.-
23
ene.
-24
jul.-
24
ene.
-25
jul.-
25
ene.
-26
jul.-
26
ene.
-27
jul.-
27
ene.
-28
jul.-
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
• 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:
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Hidroelectricidad Capacidad [MW]
Boyacá 487
Cundinamarca 70
70
487
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Térmico Capacidad [MW]
Carbón Lecho Fluidizado 150
Carbón Convencional Boyacá 300
Carbón Convencional Cundinamarca 254.7
2 254.7
450
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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.-16
ma
y.-
17
oct.
-17
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.-1
9
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19
abr.
-20
sep
.-20
feb.-
21
jul.-2
1
dic
.-21
ma
y.-
22
oct.
-22
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r.-2
3
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.-2
3
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.-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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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023
09/2
023
11/2
023
01/2
024
03/2
024
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024
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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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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$
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental 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
Cuarto refuerzo
área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: 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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
• 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
Metodología General de Planificación Transmisión y Generación
Plan de Transmisión
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.