6. Asocodis Planificacion Integrada G&T

7/25/2019 6. Asocodis Planificacion Integrada G&T

http://slidepdf.com/reader/full/6-asocodis-planificacion-integrada-gt 1/38

Planificación Integral de los Sistemas deGeneración y Transmisión: Formulación Heurística

Subdirección de Energía Eléctrica

Grupos de Generación y Transmisión

Unidad de Planeación Minero Energética

Bogotá, Diciembre de 2014



Metodologías actuales de planificación. Generación y Transmisión

Vínculo existente entre las metodologías de planificación - Generación y

Transmisión , y desventajas derivadas

Metodología integral de la planificación de los sectores de Generación y

Transmisión: Formulación Heurística

Caso piloto

Conclusiones

Agenda








Caso piloto

Conclusiones

Agenda



Metodología actual de PlanificaciónTransmisión y Generación

Inicio

Proyecciones de demanda deEnergía y Potencia

Planificación de laTransmisión (mandatorio)

Planificación indicativa dela Generación



Se establece la

recomendación K:

Recomk = max(B1 /C 1,

B2 /C 2 , …, Bn /C n)

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

AnálisisEconómicos

Cuantificación de la

relación Beneficio / Costo

Bi/Ci

AnálisisEléctricos

k < M ?

Se establecenlas M

convocatorias

asociadas a

cada proyecto

Se emiten

señales de

expansión paracada STR del

SIN

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

Beneficios Confiabilidad Eléctrica y Agotamiento de la Red.


Consideraciones:

Esta metodología se emplea en aquellas áreas del SIN donde no se dispone demedidas de administración del riesgo, como la generación de seguridad.

Se modela de manera simplificada la contingencia, es decir, no se considerandesconexiones adicionales o “cascadas”.

El cálculo de la Energía No Suministrada se establece de manera óptima, a travésde métodos heurísticos. Respeto al cálculo del Costo de Racionamiento, el mismo

se determina en función del porcentaje de carga racionada (del área bajo estudio).



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


Beneficios Reducción de Restricciones.

= 2. . + . ()

=1

F u n c i ó n d e D e n s i d a d d e P r o b

a b i l i d a d

Variable Aleatoria. Despacho Económico [MW]

Generación

requerida sinexpansión

Zona dedespachos que no

generan restricción(sin Exp)

Probabilidad de nomaterialización de

restricciones

Generación

requerida conexpansión

Probabilidad deUtilidad del proyecto

de transmisión

A m p l i a c i ó n d e l a z o n a d e

d e

s p a c h o s q u e n o

g e n e r a n r e s t r i c c i ó n ( c o n

E x p )

P r o b a b i l i d a d d e

m a t e r i a l i z

a c i ó n d e

r e s t r i c c i o

n e s c o n

e x p a n

s i ó n



Inicio

Proyecciones de demanda de

Energía y Potencia


Expansión Cargo por

Confiabilidad (Subastas) Análisis de los Recu rso s Energétic os ,

Proyección de Precios y Características

Proyectos en Construcción

y Expansión definida

Construcción de

Escenarios o Alternativas

Se establecen

requerimientos adicionalesde 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 parquegenerador para la

alternativa i

i = 1, n, 1

Para la Alternativa i

si

no

Otras variables a considerar para la

construcción de Escenarios





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




1

1=

2

; < ≤ 2 , ≤ ) ≥

2

ó

dó = −

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%




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

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

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

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



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

Series sinteticas generadas por el ARP para

las Plantas del Sistema Plantas del Sistema Indicadores Validación


=



4,800

5,300

5,800

6,300

6,800

7,300

7,800

8,300

8,800

9,300

e n e . - 1

4

j u n . - 1

4

n o v . - 1

4

a b r . - 1

5

s e p . - 1

5

f e b

. - 1 6

j u l . - 1

6

d i c

. - 1 6

m a y . - 1

7

o c

t . - 1

7

m a r . - 1

8

a g o . - 1

8

e n e . - 1

9

j u n . - 1

9

n o v . - 1

9

a b r . - 2

0

s e p . - 2

0

f e b

. - 2 1

j u l . - 2

1

d i c

. - 2 1

m a y . - 2

2

o c

t . - 2

2

m a r . - 2

3

a g o . - 2

3

e n e . - 2

4

j u n . - 2

4

n o v . - 2

4

a b r . - 2

5

s e p . - 2

5

f e b

. - 2 6

j u l . - 2

6

d i c

. - 2 6

m a y . - 2

7

o c

t . - 2

7

m a r . - 2

8

a g o . - 2

8

e n e . - 2

9

j u n . - 2

9

n o v . - 2

9

a b r . - 3

0

s e p . - 3

0

G w

h - m e s

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

13,000.0

14,000.0

15,000.0

16,000.0

17,000.0

18,000.0

19,000.0

a b r . - 1 4

j u n . - 1

4

a g o . - 1

4

o c t . - 1 4

d i c . - 1

4

f e b . - 1

5

a b r . - 1 5

j u n . - 1

5

a g o . - 1

5

o c t . - 1 5

d i c . - 1

5

f e b . - 1

6

a b r . - 1 6

j u n . - 1

6

a g o . - 1

6

o c t . - 1 6

d i c . - 1

6

f e b . - 1

7

a b r . - 1 7

j u n . - 1

7

a g o . - 1

7

o c t . - 1 7

d i c . - 1

7

f e b . - 1

8

a b r . - 1 8

j u n . - 1

8

a g o . - 1

8

o c t . - 1 8

d i c . - 1

8

f e b . - 1

9

a b r . - 1 9

j u n . - 1

9

a g o . - 1

9

o c t . - 1 9

d i c . - 1

9

C a p a c i d a d i n s t a l d a [ M W ]

Capacidad instalada actual* Sogamoso Gecelca 3 Cucuana

Quimbo Tasajero II Carlos lleras restrepo San Miguel

Gecelca 3.2 Porvenir II Ituango Termonorte




0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

e n e . - 1 4

j u l . - 1 4

e n e . - 1 5

j u l . - 1 5

e n e . - 1 6

j u l . - 1 6

e n e . - 1 7

j u l . - 1 7

e n e . - 1 8

j u l . - 1 8

e n e . - 1 9

j u l . - 1 9

e n e . - 2 0

j u l . - 2 0

e n e . - 2 1

j u l . - 2 1

e n e . - 2 2

j u l . - 2 2

e n e . - 2 3

j u l . - 2 3

e n e . - 2 4

j u l . - 2 4

e n e . - 2 5

j u l . - 2 5

e n e . - 2 6

j u l . - 2 6

e n e . - 2 7

j u l . - 2 7

e n e . - 2 8

j u l . - 2 8

e n e . - 2 9

j u l . - 2 9

e n e . - 3 0

j u l . - 3 0

U S $ / M M B T U

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

GAS BQUILLA GAS CARTAGENA GAS TERMOCENTRO GAS MIRILECTRICA GAS TERMOSIERRA GAS YOPALGAS VALLE GAS DORADA JET TERMOCENTRO JET DORADA FUELOIL BQUILLA FUELOIL CARTAGENA

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

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 Hidráulicadic.-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

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

2.7

3.0

3.3

0 5 10 15 20 25 30 35

P o t e n c i a [ M W ]

Velocidad viento [m/s]

Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]

120 metros de altura

al eje del rotor

60 metros de altura

al eje del rotor




Indicador Definición Expresión matemática

VERE

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

= í

í

n = Número de casos simulados.

VEREC

Es la razón entre el promedio deenergía racionada en un mes, y lademanda nacional esperada endicho periodo.Solo se consideran los casos dondese presentan déficit.

= í

í

ú é

Número de

casos con

déficit

Número de eventos durante todo elhorizonte de planeamiento dondese presenta racionamiento deenergía.









Caso piloto

Conclusiones

Agenda



Inicio

Para las M

restricciones

identificadas


Se establece la


limitar o programar

i < M ?

Se establece la

probabilidad del






reconciliada

i = i+1

Fin

no

si

Vínculo existente entre las Metodologías - Cuantificaciónde beneficios obras transmisión (Restricciones)


= 2. . + . ()

=1

TABLA IIIR ESULTADOS OBTENIDOS.

Parámetros 2017 2020 2025 M 1584 NA NA2 NA 1984 1576 N 0 351 1166

SCOP

[$/kwh]24 24 24

CRO NA 651.33 651.33 0.02 NA NA

probinf NA 0.87 0.9

B/C 8.76



Inicio

Para las M

restriccionesidentificadas


Se establece la


limitar o programar

i < M ?

Se establece la

probabilidad del






reconciliada

i = i+1

Fin

no

si



= 2. . + . ()=1

El SDDP estableció en el Largo Plazo una reducción delCosto Marginal de la Demanda por la entrada en operaciónde varias centrales hidroeléctricas, principalmenteSogamoso, Quimbo e Ituango, que están localizadas en elinterior del país. Ello ocasionaría que las plantas térmicasdel área Caribe no estuvieran la mayor parte del tiempo en“mérito”.

Los análisis eléctricos evidenciaron un incrementopaulatino de la generación de seguridad en el área Caribe,ello sin considerar expansión de la red de transmisión.

Estos dos comportamientos ocasionarían restricciones enel SIN, ya que independientemente de la entrada de lanueva generación hidroeléctrica, se necesitaría por

condiciones de seguridad los recursos térmicos del áreaCaribe, generación que no estaría en mérito la mayor partedel tiempo.



Inicio

Para las M

restriccionesidentificadas


Se establece la


limitar o programar

i < M ?

Se establece la

probabilidad del






reconciliada

i = i+1

Fin

no

si



= 2. . + . ()=1

Con el SDDP se determina también la función de densidadde probabilidad – fdp de la generación ideal en el áreaCaribe. Ella se construye con los resultados del SDDP, elcual considera múltiples series estocásticas asociadas a lahidrología esperada.

Con la fdp y el valor mínimo de generación de seguridadque se debe programar para garantizar la integridad delSistema (reconciliación positiva), se cuantifica laprobabilidad de tener un despacho menor al requerido, esdecir, la generación que evita que la contingencia sencillade un elemento ocasione violaciones en el sistema.

Finalmente, con el valor de probabilidad del escenariorestrictivo, la potencia reconciliada y el sobrecosto

operativo, es posible calcular el Valor Esperado de lasRestricciones.



SANTA MARTA

FUNDACI N

COPEY

VALLEDUPAR

CUATRICENTENARIO

GUAJIRATERMOCOL

BOLIVAR

FLORES

A

QUILLA

LARIA

CUESTECITAS

CARACOLI

SABANALARGA

TEBSA

El Cargo por Confiabilidad, el cual es neutro en tecnología,ubicación y capacidad, hace que los proyectos degeneración que se instalen finalmente en el SIN noconsideren las limitaciones actuales y futuras de la red. Espor ello que es necesario establecer potenciales refuerzosque permitan su conexión, apalancados o justificados por losbeneficios energéticos asociados a los compromisos deEnergía en Firme, los cuales se activan en condiciones

críticas de hidrología Bajo las anteriores circunstancias, se podría incorporar una

planta que, dadas sus características y la estructura delmercado eléctrico, no esté en operación la mayor parte deltiempo, dada la composición del parque generador del SIN,pero si con Obligaciones de Energía en Firme, es decir, seincurriría en un costo asociado a la red para una planta queno estaría en servicio la mayor parte del tiempo, sólo enaquellos momentos donde es requiera su Energía en Firme.

Metodología actual de PlanificaciónTransmisión y Generación - Principal Desventaja

Vale la pena mencionar que lo anterior sería factible si es posible desarrollar un refuerzo de transmisión, ya que si por dificultades sociales, prediales o ambientales ello no lo es, la generación ocasional de esta planta (diferente a la asociada a

la activación de la OEF) podría generar sobrecostos operativos debido a restricciones de evacuación. Esta situación ya se

evidenció en el pasado, donde el mecanismo del Cargo por Confiabilidad definió una planta de generación en un área

operativa con limitaciones de red e imposibilidad para desarrollar nuevas obras de transmisión.








Caso piloto

Conclusiones

Agenda



Metodología integral de la planificación de los sectoresde Generación y Transmisión: Formulación Heurística

Inicio

Proyecciones de demanda de

Energía y Potencia



Inicio


Planificación integral de la

Generación y Transmisión

Metodología actual

Metodología propuesta




La metodología propuesta si bien no contempla unaoptimización conjunta y simultanea de los dos sectores,

generación y transmisión, si tiene en consideración lasnecesidades energéticas del SIN y sus principales limitacionesy restricciones de red, ello bajo un enfoque heurístico, es decir,se simula el comportamiento de los sistemas de generación ytransmisión determinando sus necesidades.

Se constituye de dos procedimientos: (i) El primero determinala confiabilidad energética del SIN, bajo las condiciones

actuales y futuras, tomando solamente en consideración laexpansión en generación definida o propuesta. Para ello seconsidera un sistema uninodal. Así mismo, se determinan losmomentos donde se requiere incrementar la confiabilidad (sinexpansión), al igual que el incremento de la misma a través dela energía que permite aportar el o los proyectos de generaciónbajo estudio.

(ii) El segundo procedimiento establece las necesidadeseléctricas de cada una de las áreas operativas, determinando

sus necesidades de expansión y la definición de variasalternativas, convencionales como es nueva infraestructura dered, y no convencionales, como la generación localizada.Respecto a esta última, sus características principales, a saber capacidad instalada, tipo de combustible y ubicación, sontotalmente dependientes de los resultados de la valoración dela confiabilidad energética.

Una vez se han determinado las alternativas, se cuantifica surelación beneficio / costo, ello con el objetivo de determinar la

mejor solución en el área eléctrica bajo análisis.

Inicio


Planificación integral de la

Generación y Transmisión

Metodología propuesta




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 de

Confiabilidad y aporteenergético

si

no

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








Caso piloto

Conclusiones

Agenda



Caso piloto: Área Oriental

Plantas definidas por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad

Escenario Sogamoso

Gecelca

3 Cucuana Quimbo Tasajero II

Carlos

Lleras

San

Miguel

Gecelca

3.2 TNorte Porvenir ItuangoEsc 0 x x x x x x x x x x xEsc 1 OK x x x x x x x x x xEsc 2 x OK x x x x x x x x xEsc 3 x x OK x x x x x x x xEsc 4 x x x OK x x x x x x xEsc 5 x x x x OK x x x x x xEsc 6 x x x x x OK x x x x xEsc 7 x x x x x x OK x x x x

Esc 8 x x x x x x x OK x x xEsc 9 x x x x x x x x OK x xEsc 10 x x x x x x x x x OK xEsc 11 x x x x x x x x x x OK

Valoración de la Confiabilidad Energética

(Rmsual 1 Númro asos o déNúmro oal d asos smulados )





35.0%

45.0%

55.0%

65.0%

75.0%

85.0%

95.0%

105.0%

e n e . -

1 4

j u l . - 1 4

e n e . -

1 5

j u l . - 1 5

e n e . -

1 6

j u l . - 1 6

e n e . -

1 7

j u l . - 1 7

e n e . -

1 8

j u l . - 1 8

e n e . -

1 9

j u l . - 1 9

e n e . -

2 0

j u l . - 2 0

e n e . -

2 1

j u l . - 2 1

e n e . -

2 2

j u l . - 2 2

e n e . -

2 3

j u l . - 2 3

e n e . -

2 4

j u l . - 2 4

e n e . -

2 5

j u l . - 2 5

e n e . -

2 6

j u l . - 2 6

e n e . -

2 7

j u l . - 2 7

e n e . -

2 8

j u l . - 2 8

C o n f i a b i l i d a d

Sin expansión Cucuana Carlos Lleras San Miguel Termonorte Gecelca 3

Porvenir II Tasajero II Sogamoso Gecelca 3.2 El Quimbo Ituango

Sin expansión la confiabilidadllega a valores inferiores al 50 %.Con ella se incrementa,particularmente con losproyectos Ituango, Sogamoso,Quimbo, Gecelca 3.1, Gecelca3.2 y Porvenir II.

Si bien para otras plantas,específicamente de menor capacidad, se observa que laconfiabilidad puede ser menor ala del caso base (escenario 0),ello se debe al proceso deoptimización del modelo SDDP,el cual minimiza los costos deoperación del SIN. Es por lo

anterior que en algunosinstantes, desde una perspectivaeconómica, es mejor racionar,afectando ello el valor de R,independientemente de que lacapacidad instalada se hayaincrementado.





Una vez se ha determinado la confiabilidad delsistema para todos los escenarios, se cuantificala energía que permite inyectar cada proyecto alSIN para incrementar dicha confiabilidad, ellorespecto al caso de referencia (sin expansión).

Es importante aclarar que no necesariamente elproyecto debe estar generando para aumentarla,

lo anterior se debe nuevamente al proceso deoptimización del SDDP. Por ejemplo, puede queen algún instante el valor mensual de R seamayor con expansión, sin que la planta bajoestudio haya generado energía. No obstante,contar con el nuevo proyecto le permite al SDDPdisponer de otros recursos para abastecer lademanda, utilizándolos en dicho instante,conociendo que en un futuro cercano va contar con la nueva planta de generación.

Las plantas de mayor capacidad instaladageneran más energía, y subsecuentemente,incrementan la confiabilidad en mayor proporción. Lo anterior en contraste con lasplantas pequeñas, donde inclusive, haymomentos en que la energía inyectada es menor respecto al caso de referencia, razón por la cuales mejor racionar. Esto se debe al proceso deoptimización de la función objetivo del modelo

SDDP.

Eoxpasók j= Deficitj

n sxpasó j= Deficitj

n oxpasók

CucuanaCarlos Lleras

San MiguelTermonorte

Gecelca 3Porvenir II

Tasajero IIGecelca 3.2

El QuimboSogamosoItuango

Enero 2014

Agosto 2015

Abril 2017

Diciembre 2018

Agosto 2020

Abril 2022

Diciembre 2023

Agosto 2025

Abril 2027

Diciembre 2028

-200

-100

0

100

200

300

Energía[GWh]





Se observa como al principio del periodode análisis se requiere una menor cantidad de energía para mantener unmismo nivel de confiabilidad,evidenciando ello que no se necesita ungran proyecto de generación. Estasituación cambia en la medida que lademanda crece, ya que para garantizar la

confiabilidad, se necesita de mayor energía, situación que es solo posible conuno o varios proyectos de generación, demayor capacidad.

Los resultaos obtenidos hasta este puntoson fundamentales, ya que permitenconocer cuáles son los proyectos queincrementan la confiabilidad en mayor proporción, y en que instante del tiempo

se requieren. Es por lo anterior que seevidencia la necesidad de tener expansión de generación hacia el final deperiodo de análisis, independientementede que se simulen todos los proyectos delCargo por Confiabilidad con susverdaderas fechas de entrada enoperación.

88.0%

90.0%

92.0%

94.0%

96.0%

98.0%

100.0%

102.0%

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

e n e . -

1 4

j u l . - 1 4

e n e . -

1 5

j u l . - 1 5

e n e . -

1 6

j u l . - 1 6

e n e . -

1 7

j u l . - 1 7

e n e . -

1 8

j u l . - 1 8

e n e . -

1 9

j u l . - 1 9

e n e . -

2 0

j u l . - 2 0

e n e . -

2 1

j u l . - 2 1

e n e . -

2 2

j u l . - 2 2

e n e . -

2 3

j u l . - 2 3

e n e . -

2 4

j u l . - 2 4

e n e . -

2 5

j u l . - 2 5

e n e . -

2 6

j u l . - 2 6

e n e . -

2 7

j u l . - 2 7

e n e . -

2 8

j u l . - 2 8

E n e r g i a [ G W h ]

Ituango Sogamoso El Quimbo Gecelca 3.2

Tasajero II Porvenir II Gecelca 3 Termonorte

San Miguel Carlos Lleras Cucuana Función de máxima confiabilidad

Conociendo cuales son las plantas que incrementan en mayor proporción laconfiabilidad energética del SIN, es posible construir la función “máxima confiabilidad”,la cual se compone de las funciones individuales de cada proyecto, junto con su aporteenergético.




El área Oriental, conformada por las sub áreas operativas Bogotá,Cundinamarca, Meta y Tolima, cuenta con las plantas degeneración Guavio, Chivor, La Guaca, Miel y El Paraíso, comoprincipal recurso de abastecimiento de energía. Adicionalmente,dispone de generación térmica en Zipaquirá y generación menor con las plantas de la cadena del río Bogotá (antigua Casalaco, hoyDarío Samper).

A nivel de transmisión esta interconectada con el resto del país através de varios enlaces:

o Suroccidente: dobles circuitos La Mesa - Mirolindo 230 kV yLa Mesa – San Felipe 230 kV. A partir del 2018, se tendráen operación la línea Nueva Esperanza – Virginia 500 kV.

o Nordeste: línea Bacatá – Primavera 500 kV y doble circuitoChivor – Sochagota 230 kV. En el 2017 estará en servicioel corredor a nivel de 500 kV Sogamoso – Norte – Nueva

Esperanza.o Las principales subestaciones del Sistema son Torca,

Bacatá, Noroeste, Balsillas, La Guaca, San Mateo, Tunal,Circo, Guavio, Chivor, Reforma, y las futuras NuevaEsperanza, Norte, Chivor II, Suria y Bochica.

SAN CARLOS

AGUAS

PRIMAVERA

GUATIGUARÁ

LA SIERRA

SOCHAGOTA

PAIPA

MALENA

ERALDA

PURNIO

CHIVOR

TORCA

MIEL

BALSILLAS

LA MESA

LA GUACA

CIRCOGUAVIO

PARAISO

TUNAL

SAN MATEO

LA REFORMA

MIROLINDO

LA HERMOSA

LA ENEA

CARTAGO

PLAYAS

JAGUEY

NORTE

ARMENIA

ALF REZ

SURIA

CHIVOR II

COROCORA

NUEVAGRANADA

SAN FELIPE

RUBIALES

BACATA

500 kV

NUEVAESPERANZA

NOROESTE

TULUNI

PORCE 3

BOCHICA

SVC

SAN ANTONIOPORVENIR

PALENQUE

QUIFA

Metodología de formulación de alternativas y valoración de su relación Beneficio / Costo

I





A la luz de este diagnóstico y dadas las dificultades ambientales,prediales, sociales y con comunidades, se debe establecer laviabilidad de tener una nueva línea de 500 kV en el área Oriental, lacual resolvería los problemas identificados, pero también considerar los recursos energéticos de la zona, principalmente carbón, GLP ehidroelectricidad, ello para emplazar estratégicamente una generaciónque tenga el mismo desempeño eléctrico que la solución convencionalde red. Lo anterior a la luz de la necesidades energéticas futuras detodo el país y los resultados obtenidos de la valoración de laconfiabilidad energética del SIN.

En este sentido, se formulan las siguientes alternativas de expansión.

o Opción 1: Interconexión de las áreas Oriental y Antioquia através del nuevo corredor a nivel de 500 kV San Carlos –Porvenir II – Bochica.

o Opción 2: Planta térmica a carbón de 200 MW, que seconectaría en el norte de la sabana de Bogotá ́ en lasubestación Norte 230 kV.

o Opción 3: Planta hidráulica de 294 MW localizada en eldepartamento de Boyacá, que se conectaría en la subestaciónChivor II 230 kV, junto con un refuerzo de red entre lassubestaciones Guavio y Chivor.

I

SAN CARLOS

I

I

I

GUAS

I I

PRIMAVERA

GUATIGUARÁ

II

LA SIERRA

SOCHAGOTA

PAIPA

MALENA

RALDAPURNIO

CHIVOR

TORCA

MIEL

BALSILLAS

LA MESA

LA GUACA

CIRCOGUAVIO

PARAISO

TUNAL

SAN MATEO

LA REFORMA

MIROLINDO

LA HERMOSA

LA ENEA

CARTAGO

I

I

I

I

I

I

PLAYAS

JAGUEY

NORTE

ARMENIA

I

ALFÉREZ

SURIA

CHIVOR II

COROCORA

NUEVAGRANADA

SAN FELIPE

RUBIALES

BACATA

I ’

500 kV

NUEVAESPERANZA

NOROESTE

TULUNI

PORCE 3

BOCHICA

SVC

SAN ANTONIOPORVENIR

PALENQUE

QUIFA

EXPANSI N CONVENCIONAL

GENERACI N LOCALIZADA PLANTA T RMICA

GENERACI N LOCALIZADA PLANTA HIDR ULICA

En el Plan de Expansión 2013 – 2027 se establecieron dos nuevoscorredores de importación de potencia a nivel de 500 kV y dosdispositivos FACTS para el área Oriental (2017 – 2022). No obstante,se determinó ́ que aún con toda esta expansión y el parque generador existente, a partir del año 2025 se necesitaría de un nuevo refuerzo anivel de 500 kV, o generación adicional en la zona, ello para evitar

desatención de demanda.





0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

0 3 / 2 0 2 1

0 5 / 2 0 2 1

0 7 / 2 0 2 1

0 9 / 2 0 2 1

1 1 / 2 0 2 1

0 1 / 2 0 2 2

0 3 / 2 0 2 2

0 5 / 2 0 2 2

0 7 / 2 0 2 2

0 9 / 2 0 2 2

1 1 / 2 0 2 2

0 1 / 2 0 2 3

0 3 / 2 0 2 3

0 5 / 2 0 2 3

0 7 / 2 0 2 3

0 9 / 2 0 2 3

1 1 / 2 0 2 3

0 1 / 2 0 2 4

0 3 / 2 0 2 4

0 5 / 2 0 2 4

0 7 / 2 0 2 4

0 9 / 2 0 2 4

1 1 / 2 0 2 4

0 1 / 2 0 2 5

0 3 / 2 0 2 5

0 5 / 2 0 2 5

0 7 / 2 0 2 5

0 9 / 2 0 2 5

1 1 / 2 0 2 5

0 1 / 2 0 2 6

0 3 / 2 0 2 6

0 5 / 2 0 2 6

0 7 / 2 0 2 6

0 9 / 2 0 2 6

1 1 / 2 0 2 6

0 1 / 2 0 2 7

0 3 / 2 0 2 7

0 5 / 2 0 2 7

0 7 / 2 0 2 7

0 9 / 2 0 2 7

1 1 / 2 0 2 7

0 1 / 2 0 2 8

0 3 / 2 0 2 8

0 5 / 2 0 2 8

0 7 / 2 0 2 8

0 9 / 2 0 2 8

1 1 / 2 0 2 8

PROBABILIDAD DE ACTIVACIÓN DE RESTRICCIÓN

TÉRMICA HIDRAULICA

Para las opciones 2 y 3 se determina su comportamiento energético. Las simulaciones evidencian que ambos proyectos satisfacen loscriterios establecidos por la reglamentación, en relación al Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado - VEREC.

Adicionalmente, se presenta la probabilidad de activación de restricción, es decir, la probabilidad que la generación considerada, ya seala planta hidráulica o la térmica, estén en mérito (costo adicional de cada alternativa).





ParámetroAlternativas de Expansión

Opción 1 Opción 2 Opción 3

Beneficios

Reducción del valor esperado de lasrestricciones.

Eliminación del valor esperado deracionamiento de energía.



Confiabilidad Energética para el SIN através del mecanismo del Cargo por

Confiabilidad.



Confiabilidad Energética para el SIN através del mecanismo del Cargo por

Confiabilidad.

Costos Infraestructura de Red

Costo de la conexión del proyecto degeneración.

Costo asociado al incremento de lasrestricciones, cuando la planta no esté enmérito.

Costo asociado al Cargo por Confiabilidad.

Costo de la conexión del proyecto degeneración.

Costo asociado al incremento de lasrestricciones, cuando la planta no esté enmérito.

Costo asociado al Cargo por Confiabilidad. Costo asociado a los refuerzos de red.

Se construye una función de relación beneficio/costo, cuyas variables independientes son el valor de la obligación y la prima del Cargo.Esto se contrasta con la relación beneficio / costo de la expansión de red convencional.

Para las plantas de generación se tienen en consideración los beneficios energéticos que podrían tener estas centrales vía Cargo por

Confiabilidad.





5

10

15

20

25

30

35

4040

60

80

100

120

140

160

180

200

0

10

20

30

40

50

Central Hidraulica

B e n e

f i c

i o / C o s

t o

USD/MWh

GWh

5

10

15

20

25

30

35

40 40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Central Térmica

B e n e

f i c i o / C o

s t o

USD/MWh

GWh





5 10 15 20 25 30 35 4040

60

80

100

120

140

160

180

200

Central Hidraulica

USD/MWh

GWh

5 10 15 20 25 30 35 4040

60

80

100

120

140

160

180

200

Central Térmica

USD/MWh

GWh

De estas gráficas se puede concluir que existe una franja para las dos tecnologías de generación, donde hay una mayor relaciónbeneficio / costo para los usuarios.








Caso piloto

Conclusiones

Agenda



• Bajo el esquema actual de planificación no se garantizan soluciones multipropósito, ya que puede que los proyectos que el Cargo por Confiabilidad 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 delCargo por Confiabilidad, ya que solo sería necesario desarrollar subastas por ubicación y tecnología (en función de los recursosenergéticos locales).

• Respecto a la metodología de valoración de la confiabilidad, se pueden adicionar criterios de aversión al riesgo, en el sentido deconsiderar bajo ciertos parámetros, hidrologías críticas, sensibilidad a los precios de los combustibles, escenarios alternativos deproyección 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 costoasociado, la generación localizada puede tener una mayor relación beneficio / costo en comparación con la expansión de redesconvencional.

• En el cálculo de la relación B / C se compararon los beneficios energéticos de una planta de generación según tecnología, vs la línea a500 kV entre las áreas operativas Antioquia y Oriental. En la práctica, bajo el mecanismo del Cargo por Confiabilidad actual, se podríadefinir 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, yaque en la práctica la planta localizada estaría evitando la construcción de la línea a 500 kV.

Conclusiones



¡GRACIAS!M.Sc. Marco A. Caro Camargo [email protected]. Jorge E. Fonseca Aguirre [email protected]. Baisser A. Jiménez Rivera [email protected]. Raul Rodríguez Peña [email protected]

www.upme.gov.co

mailto:[email protected]








6. Asocodis Planificacion Integrada G&T

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