Plan de Expansión de Referencia Generación- Transmisión ... · F-DI-04 Agenda Supuestos básicos...

F-DI-04

Plan de Expansión de Referencia Generación-

Transmisión 2015-2029

Subdirección de Energía Eléctrica

Unidad de Planeación Minero Energética

Bogotá, Marzo 2016

F-DI-04

Agenda

Supuestos básicos Plan de Expansión

Plan de Expansión en Generación

Optimización del recurso hidroenergético

Escenarios Largo Plazo

Cambio Climático y Sedimentación

Índices de desempeño

Planificación integral Generación-Transmisión

Plan de Expansión en Transmisión

Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales

Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN

Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR

Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS


F-DI-04


Sistema de generación colombiano existente.

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

Consideración de algunos proyectos inscritos en el registro de la UPME a junio de 2015, y otros que cuentan con

estudio de conexión radicado y/o aprobado.

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

julio de 2015.

Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo de 2015.

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

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

en dólares constantes de diciembre de 2014.

Mínimos operativos vigentes a marzo de 2015.

No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

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

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

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

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


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

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

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

Parámetros reportados por los Operadores de Red y Transportadores en relación a las características de los

elementos de red del SIN.

Obras de expansión aprobadas por la UPME a los Operadores de Red al igual que los proyectos de transmisión

definidos en Planes anteriores.



F-DI-04

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

presentadas en las siguientes tablas, según corresponda el escenario:

Central Fecha de entrada Capacidad Recurso

ago-15 198.0 Hidráulico

sep-15 396.0 Hidráulico

Cucuana ago-15 55.0 Hidráulico

Carlos Lleras Restrepo dic-15 78.1 Hidráulico

San Miguel dic-15 42.0 Hidráulico

Gecelca 3 dic-15 164.0 Carbón

Tasajero II dic-15 160.0 Carbón

Gecelca 3.2 jul-16 250.0 Carbón

Termonorte dic-17 88.3 Líquidos

nov-18 300.0 Hidráulico

feb-19 600.0 Hidráulico

may-19 900.0 Hidráulico

ago-19 1,200.0 Hidráulico

Quimbo

Ituango

Central Fecha de entrada Capacidad Recurso

ago-16 198.0 Hidráulico

sep-16 396.0 Hidráulico

Cucuana ago-15 55.0 Hidráulico

Carlos Lleras Restrepo dic-16 78.1 Hidráulico

San Miguel dic-16 42.0 Hidráulico

Gecelca 3 dic-16 164.0 Carbón

Tasajero II dic-16 160.0 Carbón

Gecelca 3.2 jul-17 250.0 Carbón

Termonorte dic-18 88.3 Líquidos

nov-19 300.0 Hidráulico

feb-20 600.0 Hidráulico

may-20 900.0 Hidráulico

ago-20 1,200.0 Hidráulico

Quimbo

Ituango

Escenarios 1,2,5,6,7,8,9,10,11 y 12 Escenarios 3 y 4



F-DI-04

Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec29500

1000

1500

2000

2500[G

Wh-m

es]

Proy ección Regional Demanda - Escenario Alto


1000

1500

2000

2500

[GW

h-m

es]

Proy ección Regional Demanda - Escenario Medio

Caribe

Antioquia

Suroccidente

Oriental

Nordeste


5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

[GW

h-m

es]

Proy ección Demanda Nacional

Escenario Alto

Escenario Medio

100 200 300 400 500 600 7000.5

1

1.5x 10

4

[MW

]

[Horas del mes de Diciembre]

Distirbución típica de los bloques de Potencia

2015

2023

2029


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Agenda














F-DI-04

Optimización del Recurso Hidroenergético

𝑄𝑎𝑚𝑏 = (0.05). 𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙

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

𝑃𝑎𝑐𝑢𝑚 =

𝑗=1

𝑘

𝑃𝑐𝑜𝑡𝑎𝑗

𝑃𝑟 = 𝑃𝐶𝑝 − 𝑃𝐶𝑚𝐼𝑎 =

𝐶𝑎𝑝 𝐼𝑛𝑠𝑡

𝑃𝑟

Inicio.

SI

NO

Modelo Digital

de Elevación

(MDE).

Capa SIG de los ríos de

Colombia.

Corte del MDE

con la forma de la

cuenca.

Establecimiento

del área de la

cuenca i.

i = 1,n,1

Cálculo de las áreas aportadas

por cada cota individual, y su

ordenamiento de mayor a menor.

Cálculo de caudales

producidos en cada cota

de la cuenca (Qtotal).

Cálculo de caudal ambiental

y caudal aprovechable –

Qamb y Qapr.

Cálculo de potencia por

cota en MW (Pcota).

Cálculo de potencia acumulada

desde lo cota mas alta de la cuenca,

hasta las mas baja (Pacum).

Cuenca

?

r = 1,m,1

Para el proyecto r se

establecen las cotas de

captación y casa de máquinas

(Cp y Cm).

Se calcula la potencia del proyecto

(Pr) en el tramo existente entre

captación y máquinas.

Se calcula el índice de

aprovechamiento (Ia).

Fin.

Cálculo de la potencia total y

el área de la macro cuenca

Cálculo de potencia por

unidad de área de la macro

cuenca

i < n ?

i < n ?

SI

NO

NO

SI


F-DI-04

Aprovechamiento de Potencia

Micro-cuenca – Q. El Rosario


Micro-cuenca – Río Mulatos Micro-cuenca – Río Uramá


F-DI-04

0 50 100 150

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[L/s.Km2]

Rendimientos Promedio

0 1 2 3 4

x 105

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[Km2]

Área Macrocuencas

0 2 4 6 8 10

x 104

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[MW]

Potencia Total

0 0.2 0.4 0.6 0.8

Amazonía

Orinoquía

Pacífico

Caribe

Magdalena-Cauca

[MW / Km2]

Potencia Específica


F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Jan15 Nov15 Oct16 Sep17 Jul18 Jun19 May20 Mar21 Feb22 Jan23 Nov23170

180

190

200

210

220

230

240

250[G

Wh]

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

Enficc verificada

Quimbo

Tasajero II

Gecelca 3

San Miguel

Carlos Lleras

Cucuana

Ituango

Gecelca 3.2

Termonorte

Demanda Alta proy julio 2015

Demanda Media proy julio 2015

Demanda Alta proy octubre 2015

Demanda Media proy octubre 2015

Señales de Expansión-comparación Energía en Firme Vs.

proyección crecimiento demanda de energía


F-DI-04


100

150

200

250[U

SD

$/M

Wh]

Valor Esperado Costo Marginal

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


4000

4500

5000

5500

6000

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Agregada

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación Termoeléctrica Agregada

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

Escenario 4


0.5

1

1.5

Confiabilidad Energética

VE

RE

[%

]


1

2

3

VE

RE

C [

%]


5

No.

Casos

Señales de Expansión-simulación escenarios corto plazo (SDDP)


F-DI-04

Resumen escenarios

1596.8

3426.8

2556.8 2556.8 2556.8 2556.82173.8

1551.8

796.6

796.6

796.6 796.6 796.6 796.6

796.6

796.6

1700

1185

515132

1020

1624

3131

1624

3131

1174

239.2

239.2

239.2

178

178

178

107

107

107

50

50

50

115

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

ESC 05 ESC 06 ESC 07 ESC 08 ESC 09 ESC 10 ESC 11 ESC 12

Ca

pa

cid

ad

[M

W]

Escenario

Gas Geotérmia Caña Palma Solar Eólico Carbón Menores Hidro


F-DI-04

Energía Firme–Escenario 5

Jan15 Nov15 Oct16 Aug17 Jul18 May19 Apr20 Mar21 Jan22 Dec22 Oct23 Sep24 Aug25 Jun26 May27 Mar28 Feb29 Dec29100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

[GW

h-d

ía]

Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Escenario 5

ENFICC verificada

Quimbo

Tasajero II

Gecelca 3

San Miguel

Carlos Lleras

Cucuana

Ituango

Gecelca 3.2

Termonorte

Nuevo hidroeléctrico

Nuevo Carbón

Nuevo Gas






F-DI-04


120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

[GW

h-d

ía]


ENFICC verificada

Quimbo

Tasajero II

Gecelca 3

San Miguel

Carlos Lleras

Cucuana

Ituango

Gecelca 3.2

Termonorte


Nuevo Eólica







F-DI-04


120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

[GW

h-d

ía]


ENFICC verificada

Quimbo

Tasajero II

Gecelca 3

San Miguel

Carlos Lleras

Cucuana

Ituango

Gecelca 3.2

Termonorte


Nuevo Eólica

Nuevo Solar

Nuevo Biomasa

Nuevo Geotérmia

Nuevo Carbón







F-DI-04

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 230.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Periodo[hora]

[p.u

]

Valor Esperado perfil potencia eólica virtual

Perfil demanda nacional

Escenarios de Largo Plazo-Caracterización del recurso eólico en

la Guajira


F-DI-04

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

500

1000

1500

2000

2500

Probabilidad[%]

Pote

ncia

[M

W]

Función de probabilidad acumulada de la producción horaria eólica

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

500

1000

1500

2000

2500

Probabilidad[%]

Pote

ncia

[M

W]

Función de probabilidad acumulada de tener variaciones horarias de potencia


la Guajira


F-DI-04

Jan15 Jul16 Dec17 Jul19 Dec20 Jul22 Dec23 Jul25 Dec26 Jul28 Dec290

100

200

300

400

500[G

Wh-m

es]

Generación Eólica Agregada

Estocástico

Valor Esperado


4000

6000

8000

Hid

roen

erg

ía [

GW

h-m

es]

Complementariedad Energética


100

200

300

Ene

rgía

Eólic

a [

GW

h-m

es]

Valor Esperado Generacion Hidroeléctrica

Valor Esperado Generación Eólica


la Guajira


F-DI-04


0.5

1

1.5

2x 10

6

[Ton C

O2]

Valor Esperado Emisiones

Escenario 5

Escenario 6

Escenario 7

Escenario 8

Escenario 9

Escenario 10

Escenario 11

Escenario 12


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

[Ton C

O2/M

Wh]

Valor Esperado Factor de Emisión

Escenario 5

Escenario 6

Escenario 7

Escenario 8

Escenario 9

Escenario 10

Escenario 11

Escenario 12

Emisiones y Factor de Emisión

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Jan46 Dec50 Nov 55 Oct60 Oct65 Sep70 Aug75 Jul80 Jul85 Jun90 May 95 May 00 Apr05 Mar10 Feb150

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Caudal [m

3/s

]

Caudales afluentes estación Calima segunda comunicación

Segunda comunicación


5

10

15

20

25

30

35

40

45

Caudal [m

3/s

]

Comparación caudales afluentes estación Calima

Histórico

Segunda comunicación



F-DI-04


5

10

15

20

25

30

35

40

45

Caudal [m

3/s

]

Caudales afluentes estación Calima tercera comunicación

Tercera comunicación


5

10

15

20

25

30

35

40

45

Caudal [m

3/s

]

Comparación caudales afluentes estación Calima

Histórico

Tercera comunicación



F-DI-04



F-DI-04


2

4

6

8

10

12

14

16

18

[%]

VEREC Escenario 3 segunda comunicación cambio climático

Límite VEREC


2

4

6

8

10

12

14

16

18

[%]

VEREC Escenario 3 tercera comunicación cambio climático

Límite VEREC



F-DI-04


2

4

6

8

10

12

[%]

VEREC Escenario 6 segunda comunicación cambio climático

VEREC Escenario 6 original

Límite VEREC


1

2

3

4

5

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Déf icit Escenario 6 segunda comunicación cambio climático

Valor Esperado Déf icit Escenario 6 original


F-DI-04

Agenda














F-DI-04


Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Costos de instalación Normalizados


40

50

60

70

80

90

100

[US

D$/M

Wh]


Escenario 5

Escenario 6

Escenario 7

Escenario 8

Escenario 9

Escenario 10

Escenario 11

Escenario 12

Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Costos de instalación Normalizados


40

50

60

70

80

90

100

[US

D$/M

Wh]


Escenario 5

Escenario 6

Escenario 7

Escenario 8

Escenario 9

Escenario 10

Escenario 11

Escenario 12


F-DI-04

0.0

250.0

500.0

750.0

1000.0

1250.0

1500.0

1750.0

2000.0

2250.0

2500.0

2750.0

3000.0

3250.0

3500.0H

idro

Ca

rbón

Ga

s

Hid

ro

Hid

ro

Ca

rbón

Hid

ro

Ca

rbón

Eó

lico

Hid

ro

Eó

lico

Hid

ro

Ca

rbón

Eó

lico

So

lar

Ge

oté

rmia

Ca

ña

Pa

lma

Hid

ro

Eó

lico

So

lar

Ge

oté

rmia

Ca

ña

Pa

lma

Hid

ro

Ca

rbón

Eó

lico

So

lar

Ge

oté

rmia

Ca

ña

Pa

lma

ESC 5 ESC6

ESC 7 ESC 8 ESC 9 ESC 10 ESC 11 ESC 12

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

180.0

200.0

220.0

240.0

260.0

280.0

[MW

]

[US

D/M

Wh

Costo nivelado por tecnología para escenarios del plan de expansión en generación

Capacidad [MW]



F-DI-04


𝑅ℎ𝑗 = 𝛼

𝑛 . 1−

𝐸𝑖𝐷𝑒 𝑖

𝑛

𝑖=1

+ 1 −𝛼

𝑛 . 1−

𝑃𝑖𝐷𝑝 𝑖

𝑛

𝑖=1

𝐼𝐶𝑗 = 1

𝑛 . 1 −

𝐸 𝐶𝑚𝑔𝑖

max 𝐸 𝐶𝑚𝑔 𝑒𝑠𝑐 3

𝑛

𝑖=1

𝐼𝐸𝑚𝑗 = 1

𝑛 . 1−

𝐸 𝑀𝑖

max(𝐸 𝑀𝑒𝑠𝑐 5 )

𝑛

𝑖=1

𝐼𝐶𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑗= 1−

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑗

max(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜5,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜6,…… . ,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜12)

Resiliencia hidráulica

Costo marginal

Emisiones

Costo nivelado de capital


F-DI-04

Comportamiento Escenarios por indicador

0.12 0.25 0.37 0.5

Resiliencia hidráulica

0.2

0.4

0.6

0.8

Costo marginal

0.220.430.650.87

Emisiones

0.16

0.32

0.47

0.63

Costo nivelado de capital

Escenario 5

Escenario 6

Escenario 7

Escenario 8

Escenario 9

Escenario 10

Escenario 11

Escenario 12



F-DI-04

Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120.5

0.55

0.6

0.65

Indicador general


Esc 5

Esc 6

Esc 7

Esc 8

Esc 9

Esc 10

Esc 11

Esc 12

0

0.2

0.4

0.6

0.8

Ponderaciones de cada indicador individual

Indic

ador

genera

l

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Escenario 6

Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación

Escenarios LP y Potencia Localizada


40

60

80

100

120

140


Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


40

60

80

100

120

140


Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


0.5

1

1.5

2

2.5

3

[%]

VEREC

Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Valor Esperado del Flujo

[p.u

.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]


F-DI-04




40

60

80

100

120

Costo

Marg

inal [U

SD

/MW

h]


Caribe

Antioquia

Suroccidental

Oriental

Nordeste


0.5

1

1.5

2

2.5

3

VEREC[%

]


0.2

0.4

0.6

0.8

1

Valor Esperado del Flujo[p

.u.]


0.2

0.4

0.6

0.8

1


[p.u

.]

Escenario 12


F-DI-04

Metodología:

Desde el punto de vista económico, la probabilidad de

incrementar la eficiencia aumenta cuando con una sola

solución se resuelven dos problemas (Generación y

Transmisión), bajo un criterio de mínimo costo.

Inicio

División del País en n áreas

eléctricas

¿Existen

limitaciones de

red en el área i

?

i++NO

SI

• Simulación Subasta de

Potencia - SP.

• Producto a subastar:

Solución de la problemática.

Gana

solución

convencional

?

SI

• Simulación Subasta Cargo

por Confiabilidad con

Demanda objetivo

contraída.

• La demanda se beneficia

por la reducción del valor

de la prima del Cargo, y

otro recurso en el mercado

spot (el generador con

obligación de potencia).

NO

FIN

• Simulación Subasta Cargo

por Confiabilidad con

Demanda objetivo sin

contraer.

• La demanda no se

beneficia por la reducción

del valor de la prima del

Cargo, y no se cuenta con

otro recurso en el mercado

spot.

i < n

?

i < n

?

NO NO

SI SI




F-DI-04

ITUANGO

PIFO 500

PANAMÁ II

230 kV

COLOMBIA

FLORES

SAN CARLOS

TEBSA SANTA MARTA

GUAJIRA

CUESTECITAS

CUATRICENTENARIO

BARRANQUILLA

BOLIVAR

SABANALARGA

VALLEDUPAR

CHINÚ

CERROMATOSO

OCAÑA

GUADALUPE4

BELLO

OCCIDENTE MIRAFLORES

ENVIGADO ORIENTE

PORCE2 SALTO EPM

GUATAPE JAGUAS

MERILÉCTRICA

TERMOCENTRO

CÚCUTA

TASAJERO

SAN MATEO COROZO

PRIMAVERA

GUATIGUARÁ

PALOS

TOLEDO SAMORÉ BANADIA

CAÑO LIMÓN

ANCON SUR ISA

LA SIERRA

SOCHAGOTA

PAIPA

BUCARAMANGA

MALENA

ESMERALDA

PURNIO

CHIVOR

TORCA

MIEL

BALSILLAS

LA MESA

LA GUACA

CIRCO

GUAVIO

PARAISO

TUNAL

SAN MATEO

LA REFORMA

MIROLINDO

LA HERMOSA

LA ENEA

CARTAGO

LA VIRGINIA

SAN MARCOS

YUMBO

JUANCHITO

ALTO ANCHICAYÁ

PANCE

PAEZ

BETANIA SALVAJINA

SAN BERNARDINO

JAMONDINO

ALTAMIRA

MOCOA

POMASQUI

TERNERA

VENEZUELA

PANAMÁ

ECUADOR

COMUNEROS

CIRA

INFANTA

BARRANCA

PLAYAS

BARBOSA

BOSQUE

TERMOCOL

JAGUEY

NORTE

ARMENIA

QUIMBO

ALFÉREZ

ECOPETROL

URABÁ

URRÁ

CARTAGENA CANDELARIA

CARACOLI

GUAYABAL

TUMACO

SURIA

CHIVOR II

COROCORA

LA TASAJERA

MONTERÍA

CHOCO

G

NUEVA

GRANADA

SAN FELIPE

RUBIALES

SVC

BACATA

G

Posible Proyecto de generación

Gran Consumidor propuesto

Área Influencia SVC’s propuestos

G

500 kV

220 kV

Expansión definida

Expansión propuesta 500 kV

Conexión HVDC

Expansión propuesta 230 kV

SVC Compensador estático variable

Compensador sincrónico estático

G

G

NUEVA ESPERANZA

NOROESTE

G

LA LOMA

COPEY

MEDELLÍN

ANCON SUR

RIOCORDOBA

TULUNI

T.NORTE

PORCE 3

BOCHICA

SVC

SOGAMOSO

FUNDACIÓN

SAN ANTONIO PORVENIR

PALENQUE

QUIFA



PANAMÁ II

230 kV

T. FLORES

TEBSA

SANTA MARTA

GUAJIRA

CUESTECITAS

CUATRICENTENARIO

BARRANQUILLA

BOLIVAR

SABANALARGA

VALLEDUPAR

CHINÚ

CERROMATOSO

TERNERA

PANAMÁ

BOSQUE

.

URABÁ

URRÁ

CARTAGENA

CANDELARIA

CARACOLI

MONTERÍA

G

COPEY

RIOCORDOBA

TERMOCOL

FUNDACIÓN

EL RIO

SANJUAN

TOLUVIEJO

PASACABALLO

Área Oriental Área Caribe


F-DI-04

2025 2030 2035 2040 20450

20

40

60

80

100

120

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

[MW

]



2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 20500

10

20

30

40

50

60

70

80

90Potencia asociada a la limitación de red en Caribe (DNA o Restricciones)

[MW

]

2025 2030 2035 2040 20450

20

40

60

80

100

120

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

[MW

]



F-DI-04

2025 2030 2035 2040 20450

10

20

30

40

50

60

70

80

[MU

SD

$]

Flujo de Caja de las Soluciones

Solución Convencional

Térmica Carbón

Hidroeléctrica



Área Oriental

2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 20500

10

20

30

40

50

60

[MU

SD

$]

Flujo de Caja de las Soluciones en Caribe


Térmica Gas

Área Caribe

2025 2030 2035 2040 20450

10

20

30

40

50

60

70

80

[MU

SD

$]

Flujo de Caja de las Soluciones


Térmica Carbón

Hidroeléctrica


F-DI-04

Tecnologia

Capacidad

[MW] VPN [USD]

Promedio Potencia del

problema [MW]

LCOC [USD/MW] *

"Levelized cost of Capital"

Valoracion de cada tecnologìa

[USD/MW-mes]

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

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

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



Tecnología Capacidad

[MW]

LCOC [USD/MW]

"Levelized cost of Capital"

VPN [USD] Promedio Potencia

del problema [MW]

Valoración de cada tecnología

[USD/MW-mes]

Línea NA NA 94’049,666.9 83.23 1’129,961.15

Térmica-Gas 500 1’115,360 576’800,000 83.23 6’930,193.44

Área Oriental

Área Caribe


F-DI-04

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

x 106

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

-6

Puja [USD$/MW-mes]

Funció

n d

e D

ensid

ad d

e P

robabili

dad d

e las P

uja

s

0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.550

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Puja normalizada [pi/vi]

Pro

babili

dad d

e g

anar

a a

gente

lin

ea

Probabilidad agente carbon

Probabilidad agente hidro



Área Oriental


F-DI-04

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

x 106

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

-6

Puja [USD$/MW-mes]

Funció

n d

e D

ensid

ad d

e P

robabili

dad d

e las P

uja

s

0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 0.22 0.240

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Puja normalizada [pg/vg]

Pro

babili

dad d

e g

anar

a a

gente

lín

ea

Área Caribe




F-DI-04


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]

H5 potencia

H5 spot

T5 potencia

T5 spot

H7 potencia

H7 spot


20

40

60

80

100

120

[GW

h-m

es]

T7 potencia

T7 spot

H9 potencia

H9 spot

T9 potencia

T9 spot


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]

H5 potencia

H5 spot

T5 potencia

T5 spot

H7 potencia

H7 spot


20

40

60

80

100

120

[GW

h-m

es]

T7 potencia

T7 spot

H9 potencia

H9 spot

T9 potencia

T9 spot



Jan15 Mar19 May 23 Aug27 Oct31 Dec350

20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]

G7 potencia

G7 spot

G5 potencia

G5 spot

G5mod potencia

G5mod spot



F-DI-04

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

energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden

de 0.71, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente

Generador es de 1.29.

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

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

2

4

6

8

10

12

14

16

x 108

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Hidro

US

D

0

2

4

6

8

10

12

14

16

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8x 10

9

Factor de Planta

B y

C c

uango p

i=0.1

7*v

i

Beneficio

Costo

ESCENARIO 7 – Agente hidroeléctrico-Oriental:




F-DI-04

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0

2

4

6

8

10

x 108

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Carbon

US

D

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

x 108

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

energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de

0.62, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente

Generador es de 1.1.

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

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

3

4

5

6

7

8

9

10

11x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando P

i=0.3

43V

i

Beneficio

Costo



ESCENARIO 7 – Agente carbón-Oriental:


F-DI-04

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

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

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

2

4

6

8

10

12

x 108

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Hidro

US

D

0

2

4

6

8

10

12

x 108

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

4

6

8

10

12

14x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=vi*

0.1

7

Beneficio

Costo



ESCENARIO 9 – Agente hidroeléctrico-Oriental:


F-DI-04

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

x 108

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Carbon

US

D

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

x 108

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

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

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12

3

4

5

6

7

8

9

10

11x 10

8

Factor de Planta

B y

C c

uando p

i=vi*

0.3

1

Beneficio

Costo



ESCENARIO 9 – Agente carbón-Oriental:


F-DI-04

ESCENARIO 7 – Térmica GAS-Caribe:

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

de costo. Considerando el escenario 7, el generador térmico que utiliza el gas natural importado no tiene incentivos

suficientes para participar en la subasta de potencia-SP.

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

x 109

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Gas

US

D

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

x 109

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5x 10

9

B y

C c

uando p

i=0.1

45*v

i

Factor de Planta Gas

Costo

Beneficio




F-DI-04

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

de costo. En otras palabras, bajo el escenario 5 el generador térmico que utiliza el gas natural importado, no tiene

incentivos suficientes para participar en la subasta de potencia-SP.

ESCENARIO 5 – Térmica GAS-Caribe:

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.2

0.4

0.6

0.8

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

x 109

Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Gas

U

SD

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

x 109

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5x 10

9

B y

C c

uando p

i=0.1

4*v

i

Factor de Planta Gas

Costo

Beneficio




F-DI-04

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

los incentivos suficientes para participar en la SP.

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

Subasta sobre cerrado

Alternativa 1: Expansión

convencional

Alternativa 2: Generación

localizada en punto A

Alternativa 3: Generación

localizada en punto B

Oferta Alternativa 1

[USD/MW-mes]


[USD/MW-mes]


[USD/MW-mes]

Gana subasta Alternativa 1



Simular subasta Cargo por

Confiabilidad

Demanda Objetivo Normal


Confiabilidad

Demanda Objetivo Reducida


Confiabilidad

Demanda Objetivo Reducida

Benef transmisión Alt1 = Benef transmisión Alt2 = Benef transmisión Alt3

Potencia localizada

Costo transmisión Alt1=Oferta Alt 1



OEF Alternativa 2

OEF Alternativa 3

Demanda Objetivo=Demanda Neta

Costo total Alternativa 1 = (Demanda Neta).(Prima CxC Alt 1) +(Oferta Alt 1)

Costo total Alternativa 2 = (Demanda Neta – OEF Alt 2).(Prima CxC Alt 2) + (OEF Alt 2).(Prima CxC subasta anterior) + (Oferta Alt 2)

Benef energéticos Alt1 = Benef energéticos Alt2= Benef energéticos Alt3

Beneficios energéticos Cargo por Confiabilidad

Demanda Objetivo=Demanda Neta-OEF Alternativa 2

Demanda Objetivo=Demanda Neta-OEF Alternativa 3

Costo total Alternativa 3 = (Demanda Neta – OEF Alt 3).(Prima CxC Alt 3) + (OEF Alt 3).(Prima CxC subasta anterior) + (Oferta Alt 3)




F-DI-04

P.Q = 35.1 MUSD$/año

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

7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3

x 104

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GWh-año

US

D$/M

Wh-a

ño

7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3

x 104

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

GWh-año

US

D$/M

Wh-a

ño

(P.Q) + (15.7).OEF = 21.8 MUSD$/año

Para las dos opciones el

costo de la prima por potencia

localizada es la misma.



F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables

no convencionales

681 MW

798 MW

650 MW

798 MW

200 MW


F-DI-04

SANTA MARTA

GUAJIRA CUESTECITAS

BARRANQUILLA

BOLIVAR

SABANALARGA

VALLEDUPAR

CHINÚ

CERROMATOSO OCAÑA

TERNERA

BOSQUE

TERMOCOL

URABÁ

URRÁ

CARTAGENA CANDELARIA

CARACOLI

MONTERÍA

G

G

G

LA LOMA

COPEY

RIOCORDOBA

FUNDACIÓN

T.NORTE

EL RIO

FLORES

TEBSA

CUATRICENTENARIO

C1 C2

VENEZUELA


no convencionales


F-DI-04

𝐵

𝐶= 𝑉𝑃𝑁

𝑖=1𝑛 𝐸𝑏𝑖 𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖

−𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖+ 𝑖=1

𝑛 𝐸𝑐𝑖 )𝑞∈𝑃𝐸𝑅(𝑞,𝑖 )𝑖∈𝑃𝐸𝑅(𝑖,𝑞

𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖− 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖𝑛𝑖

𝐶𝑟𝑒𝑑

Bloque

Reducción del

costo

Marginal

promedio

USD/MWh

981 4.3

1381 5.4

2301 7.3

3131 8.1

1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000Beneficio y Costo incorporación recurso eólico

[MU

SD

$]

Bloques de potencia [MW]

Franja beneficios 40-100%

Total HVDC clásico

Total HVAC

Mínimo costo final

Mínimo costo escalonado

HVDC-VSC+HVAC


no convencionales

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Red objetivo incorporación recurso

eólico en la Guajira

Fecha de entrada: 2022

Subestación el Siete

Fecha Entrada: 2020

Permite conexión de

generación y mejora

condiciones STR

Cierre anillo en 500 kV

Fecha Entrada: 2020

Soluciona agotamiento red

STN

EL Rio

Fecha Entrada: 2020

Soluciona restricciones STR San Juan

Fecha Entrada: 2020

Soluciona

restricciones STR

Subestación San Lorenzo

Fecha Entrada: 2020

Permite conexión de

generación y mejora

condiciones STR

Toluviejo

Fecha Entrada: 2020

Soluciona restricciones STR

Proyectos de expansión en

el Sistema de Transmisión

Nacional-STN


F-DI-04

Planeación

•Análisis Técnicos y Económicos

Aspectos ambiental

• Identificación de posibilidades y condicionantes en aspectos ambientales

Aspectos Sociales

• Identificación posibilidades y condicionantes en aspectos sociales

ASPECTOS AMBIENTALES

• Áreas protegidas

• Áreas prioritarias de conservación

nacional

• Áreas SIRAP

• Ecosistemas estratégicos

• Áreas de reserva de la ley 2da

• Cobertura vegetal

• Zonas de inundación

• Riesgo de incendios

• Zonificación sísmica

• Grados de erosión

• Amenaza de remoción en masa

• Conflicto usos del suelo

• Cuencas hidrográficas

ASPECTOS SOCIALES

• Presencia de comunidades étnicas

• Hallazgos arqueológicos

• Zonas urbanizadas

• Proyectos ANLA por sector:

Infraestructura

Minería

Energía

Hidrocarburos

• Títulos mineros

Proyectos de expansión en

el Sistema de Transmisión

Nacional-STN

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Problemática

• Agotamiento transformación STN/STR

• Agotamiento red STR

• Bajas Tensiones

• Restricciones de generación

Proyectos aprobados o en ejecución

• Caracolí y obras complementarias en Atlántico.

• El Rio y obras asociadas.

• La Marina y obras asociadas.

• Nuevo punto conexión Bolívar y Obras asociadas

• Ampliación transformación Bosque

• Segundo cto Chinú – Boston

• Compensación Montería, el Carmen y el Paso

• Montería y obras asociadas

• Toluviejo y obras asociadas

• Rio Córdoba y obras asociadas

• Ampliación TRF Valledupar

• San Juan y obras asociadas

• Compensación Rio hacha – Maicao

• Cierre anillo Riohacha – Maicao

• La loma y obras asociadas

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

VENEZUELA

COLOMBIA

GUAVIARE

ECUADOR

PANAMA

CARIBE

NORDESTE

ANTIOQUIA

CHOCO

SUROCCIDENTAL

ORIENTAL

Señales de expansión en los Sistemas Regionales

de Transporte-STR


F-DI-04

Problemática



• Bajas Tensiones

Proyectos aprobados o en ejecución Santander - Norte de Santander

• Segundo transformador Bucaramanga 230/115 kV – 150 MVA.

• Palenque y obras asociadas

• Subestación Principal 115 kV.

• Normalización T Bucaramanga.

• Subestación Conucos 115 kV.

• Subestación Río Frio.

• Línea Ocaña – San Alberto 115 kV.

• Segundo circuito Barranca – Puerto Wilches 115 kV.

• Subestación Buena Vista 115 kV.

• Segundo transformador en San Mateo 115 kV.

• Compensación en la subestación Tibú 115 kV.

• Subestación Nueva Aguachica 115 kV.

• Reconfiguración de la línea Ocaña – Aguachica 115 kV.

• Compensación en Aguachica 115 kV.

• Normalización de la subestación Ayacucho 115 kV.

• Compensación en Ayacucho 115 kV.

• Cambio de CT's Línea Ocaña –Aguachica Nueva 115 kV.

• Repotenciación de la línea Belén – La Ínsula 115 kV.

• Línea Aguachica Nueva – Ayacucho 115 kV. Repotenciación línea Tibú – Zulia 115 kV.

• Repotenciación línea Convención – Tibú 115 kV

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

VENEZUELA

COLOMBIA

GUAVIARE

ECUADOR

PANAMA

CARIBE

NORDESTE

ANTIOQUIA

CHOCO

SUROCCIDENTAL

ORIENTAL


de Transporte-STR


F-DI-04

Problemática



• Bajas Tensiones

Proyectos aprobados o en ejecución Boyacá -

Casanare

• Compensación en Yopal 115 kV.

• Transformador de Sochagota 115 kV más

reconfiguración de las líneas Paipa – San Antonio 115

kV y San Antonio – Higueras 115 kV

• Subestación El Huche 115 kV más reconfiguración de la

línea San Antonio – Boavita 115 kV

• Subestación Alto Ricaurte 115 kV más reconfiguración

de la línea Donato – Chiquinquirá 115 kV.

• San Antonio y obras asociadas

• Segundo circuito San Antonio – El Huche 115 kV y El

Huche – Boavita 115 kV .

• Segundo circuito Donato – Alto Ricaurte 115 kV y Alto

Ricaurte – Chiquinquirá 115

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

VENEZUELA

COLOMBIA

GUAVIARE

ECUADOR

PANAMA

CARIBE

NORDESTE

ANTIOQUIA

CHOCO

SUROCCIDENTAL

ORIENTAL


de Transporte-STR

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Esquema general

Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de

Baterías-BESS

0

10

20

30

40

50

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100

15 25 35 45 55 65 75 85 95

% E

scen

ari

os

con

res

tric

cio

nes

Tamaño del total de baterías

%Num_RES %DEF_PROM


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Baterías-BESS

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0

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Despacho F

lore

s I

V [

MW

]

Número Contingencias Críticas - DMax - Sin Baterías

Despacho Flores I [MW]Despacho Tebsa + Barranquilla [MW]

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100

Despacho F

lore

s I

V [

MW

]

Número Contingencias Críticas - DMax - Riomar 34.5 - 35 MW y Unión 34.5 - 20 MW

Despacho Flores I [MW]Despacho Tebsa+Barranquilla [MW]

0

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𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝐶𝑎𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛

𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 = 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑛𝑜 𝑠𝑢𝑚𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 (𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑛𝑜 𝑒𝑥𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑)

+ 𝑅𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑

Esquema de funcionamiento

Elemento de Red

Generador


Baterías-BESS


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Plan de Expansión de Referencia Generación- Transmisión ... · F-DI-04 Agenda Supuestos básicos...

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