PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN … · F-DI-04 PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y...

F-DI-04

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2016 - 2030

Unidad de Planeación Minero Energética

Cartagena de Indias, 19, 20 y 21 de octubre de 2016


20 años

CONTENIDO

•  Plan de Expansión de Generación –  Metodología para el planeamiento –  Balance de energía firme versus demanda de energía –  Escenarios simulados –  Resultados de los escenarios –  Análisis especiales

•  Resultados del Plan de Expansión de Transmisión –  Iden;ficación de obras del STN Plan 2016 –  Planeación Largo Plazo –  Incer;dumbres de información en la planeación –  Otros tópicos de análisis

F-DI-04

PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN


20 años

METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN

Dotación de recursos naturales

Incen;vos regulatorios

Registro de proyectos y estudios de conexión

Costos por tecnología

Restricciones ambientales

Proyecciones de demanda

Precios

Parámetros técnicos

Minimización de costo de operación y de inversión

Construcción de escenarios con op;mización de costo total

Cálculo de indicadores de confiabilidad y de desempeño


20 años

Indicador Definición Expresión matemática

Resiliencia hidráulica

Establece la dependencia de la demanda nacional respecto al recurso hidroeléctrico (energía y potencia).

𝑅↓ℎ ↓𝑗 =(𝛼/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝐸↓𝑗,𝑖 /𝐷↓𝑒 ↓𝑗,𝑖  ) +(1−𝛼/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝑃𝑗,↓𝑖 /𝐷↓𝑝 

↓𝑗,𝑖  ) 

Costo Marginal Análogo al precio futuro de bolsa.

𝐼↓𝐶 ↓𝑗 =(1/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝐸[𝐶↓𝑚𝑔 ↓𝑗,𝑖 ]/max(𝐸[𝐶↓𝑚𝑔 ↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑎𝑥 ]) ) 

Emisiones de CO2

Las emisiones de CO2 dependen de la generación térmica por recurso y su consumo de combustible.

𝐼↓𝐸 ↓𝑚𝑗 =(1/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(𝐸↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎, 𝑖 − 𝐸↓𝑒𝑠𝑐𝑗,𝑖 /𝐸↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎,𝑖  ) 

Costo Nivelado de Generación

Refleja el costo de la inversión y operación excluyendo la conexión a la red. El mismo se encuentra normalizado respecto al escenario más costoso.

𝐼↓𝐶↓𝑛𝑖𝑣𝐺𝑒𝑛 ↓𝑗  =1−(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓𝑗 /max( 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓1 , 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓2 ,…….,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓𝑛 ) )

NOTA: Los valores de los indicadores, salvo para las emisiones, oscilan entre 0 y 1. Entre más cercano esté a la unidad, el desempeño de cada

escenario es positivo.

INDICADORES DE DESEMPEÑO


20 años SUPUESTOS BASICOS DE PRECIOS

PRECIOS DE GAS PRECIOS DE LIQUIDOS

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

jun.

-16

nov.

-16

abr.-

17se

p.-1

7m

ar.-1

8ag

o.-1

8en

e.-1

9ju

n.-1

9di

c.-1

9m

ay.-2

0oc

t.-20

mar

.-21

sep.

-21

feb.

-22

jul.-

22di

c.-2

2ju

n.-2

3no

v.-2

3ab

r.-24

sep.

-24

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-26

jun.

-26

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-26

may

.-27

oct.-

27m

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8fe

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9ju

l.-29

dic.

-29

jun.

-30

nov.

-30

USD

/MBT

U

Carbón Guajira Carbón Gecelca Carbón TermopaipaCarbón Termotasajero Carbón TermoZipa

PRECIOS DE CARBON


20 años PROYECCIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA

Crecimiento promedio de energía: 2,99% Crecimiento promedio de potencia: 2.09%


20 años BALANCE ENERGÍA EN FIRME VS. PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA (Sin atrasos)

26/06/2021, 224.64

175.0

185.0

195.0

205.0

215.0

225.0

235.0

245.0

oct.-

16

ene.

-17

abr.-

17

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-18

abr.-

18

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18

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18

ene.

-19

abr.-

19

jul.-

19

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19

ene.

-20

abr.-

20

jul.-

20

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20

ene.

-21

abr.-

21

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21

oct.-

21

ene.

-22

abr.-

22

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22

oct.-

22

ene.

-23

abr.-

23

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23

oct.-

23

Ene

rgía

[GW

h-dí

a]

Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta

Proyecto FPO Ituango Dic-‐18

Gecelca 3.2 Nov-‐16

Termonorte Dic-‐17


20 años

19/06/2021, 224.64

175.0

185.0

195.0

205.0

215.0

225.0

235.0

245.0

oct.-

16

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-17

abr.-

17

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17

oct.-

17

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-18

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18

jul.-

18

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18

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-19

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19

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19

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19

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-20

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20

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20

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20

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-21

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21

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21

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-22

abr.-

22

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22

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22

ene.

-23

abr.-

23

jul.-

23

oct.-

23

Ener

gía

[GW

h-dí

a]

Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta

Proyecto FPO Ituango Dic-‐19

Gecelca 3.2 Jul-‐17

Termonorte -‐-‐-‐-‐-‐-‐-‐

BALANCE ENERGÍA EN FIRME VS. PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA (Con atrasos)


20 años

0.00%

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%en

e.-1

6ju

n.-1

6no

v.-1

6ab

r.-17

sep.

-17

feb.

-18

jul.-

18di

c.-1

8m

ay.-1

9oc

t.-19

mar

.-20

ago.

-20

ene.

-21

jun.

-21

nov.

-21

abr.-

22se

p.-2

2fe

b.-2

3ju

l.-23

dic.

-23

may

.-24

oct.-

24m

ar.-2

5ag

o.-2

5en

e.-2

6ju

n.-2

6no

v.-2

6ab

r.-27

sep.

-27

feb.

-28

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28di

c.-2

8m

ay.-2

9oc

t.-29

mar

.-30

ago.

-30

VER

EC

VEREC VEREC límite

VEREC=447.05 GWh-mes

9 G

Wh-

día=

279

GW

h-m

es

VEREC=168.05 GWh-mes


20 años

Restricción a hídricas a gran escala

Restricción a eólicas y solares

Impuesto a emisiones de

CO2

Esc. Base DETERMINÍSTICO

Esc. 1 “LIMITACIÓN A RENOVABLES”

SI SI NO

Esc. 2 “VERDE”

SI NO SI

Esc. 3 “RESTRICTIVO”

SI SI SI

Esc. 4 “LIBRE MERCADO”

NO NO NO


20 años

0

0.5

1

1.5

2

2.5

jun.

-16

nov.

-16

abr.-

17se

p.-1

7m

ar.-1

8ag

o.-1

8en

e.-1

9ju

n.-1

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c.-1

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0oc

t.-20

mar

.-21

sep.

-21

feb.

-22

jul.-

22di

c.-2

2ju

n.-2

3no

v.-2

3ab

r.-24

sep.

-24

mar

.-25

ago.

-25

ene.

-26

jun.

-26

dic.

-26

may

.-27

oct.-

27m

ar.-2

8se

p.-2

8fe

b.-2

9ju

l.-29

dic.

-29

jun.

-30

nov.

-30

US

D/M

BTU

Impuesto considerado

Impuesto Gas Impuesto Carbón Impuesto ACPM

Impuesto Fuel Oil Impuesto Jet

10 USD/TonCO2

15 USD/TonCO2

20 USD/TonCO2

Planta térmicaHate Rate

[MBTU/MWh]Impuesto al carbón

en USD/MWhGuajira 1 9.4 9.65Guajira 2 9.9 10.16Paipa 1 11.8 12.10Paipa 2 15.4 15.76Paipa 3 10.5 10.80Paipa 4 8.9 9.12

Tasajero 1 9.5 9.71Tasajero 2 9.8 10.06

Zipa 2 14.6 15.00Zipa 3 11.9 12.26Zipa 4 10.6 10.83Zipa 5 9.3 9.50

Gecelca 3 13 13.34Gecelca 3.2 11 11.29

10 USD/TonCO2


20 años

CASO BASE

13517.157%

3656.016%

2564.011%

1538.67%

402.12% 1456.0

6%

234.21%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13517.157%

3656.016%

2564.011%

1538.67%

402.12% 1456.0

6%

234.21%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Recurso Base Cargo por confiabilidad

Expansión adicional Total

Hidráulica 10890.1 1200.0 1427.0 13517.1Gas 3509.0 0.0 147.0 3656.0Carbón 1344.0 250.0 970.0 2564.0Menores 745.4 0.0 793.2 1538.6

Cogeneración 117.1 0.0 285.0 402.1Eólica 0.0 0.0 1456.0 1456.0Solar 0.0 0.0 234.2 234.2

Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0Otros 0.0 88.3 0.0 88.3Total 16605.6 1538.3 5362.4 23506.2

CASO BASE

§  Representa la actualización del escenario 12 del Plan de Expansión 2015-2029.

§  Se sustenta principalmente en nuevos proyectos eólicos y térmicos a base de carbón.


20 años

13913.958%

3656.015%

2674.011%

1538.67%

447.82% 1456.0

6%

129.81%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13968.963%

3656.017%

1594.07%

1538.67%

402.12%

727.03%

209.71%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Escenario 0

§  Representa la actualización del escenario 12 del Plan de Expansión 2015-2029.

§  Se sustenta principalmente en nuevos proyectos eólicos y térmicos a base de carbón.

13913.961%3656.0

16%

2453.411%

1538.67%

402.12%

727.03%

129.80%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Recurso Expansión adicional Total

Hidráulica 1823.8 13913.9Gas 147.0 3656.0Carbón 859.4 2453.4Menores 793.2 1538.6

Cogeneración 285.0 402.1Eólica 727.0 727.0Solar 129.8 129.8

Geotérmica 0.0 0.0Otros 0.0 88.3Total 4765.2 22909.1

13913.961%

3656.016%

1594.07%

1538.67%

402.12% 1456.0

7%

64.10%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros









Esc. 1 LIMITACIÓN A RENOVABLES

Esc.2 VERDE

Esc.3 RESTRICITVO

Esc.4 LIBRE MERCADO





* *** **

* * *

ESCENARIOS DE LARGO PLAZO


20 años

6647

5

8424

8

8983

2

9561

5

7513

6

1642

1

1332

7 1344

5 1253

3

1531

3

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

110000

120000

ESC 0.0 ESC 1.0 ESC 2.0 ESC 3.0 ESC 4.0

M U

SD

Costo Operación Costo Inversión

RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO COSTOS TOTALES

“BASE”

“RESTRICTIVO” “VERDE”

“LIBRE MERCADO”

“LIMITACIÓN A RENOVABLES”


20 años

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00en

e.-1

6ju

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ene.

-17

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-23

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-27

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-29

jul.-

29en

e.-3

0ju

l.-30

Valo

r Esp

erad

o C

osto

Mar

gina

l Dem

anda

U

SD

/MW

h

Esc 0.0 Esc 1.0 Esc 2.0 Esc 3.0 Esc 4.0

RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO COSTO MARGINAL

BASE LIMITACIÓN A RENOVABLES

VERDE RESTRICTIVO LIBRE MERCADO


20 años

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

1,400,000

1,600,000

1,800,000

2,000,000en

e.-1

6ju

l.-16

ene.

-17

jul.-

17en

e.-1

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l.-18

ene.

-19

jul.-

19en

e.-2

0ju

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ene.

-21

jul.-

21en

e.-2

2ju

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-23

jul.-

23en

e.-2

4ju

l.-24

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-25

jul.-

25en

e.-2

6ju

l.-26

ene.

-27

jul.-

27en

e.-2

8ju

l.-28

ene.

-29

jul.-

29en

e.-3

0ju

l.-30

Valo

r Esp

erad

o E

mis

ione

s [T

on C

O2]

Esc 0.0 Esc 1.0 Esc 2.0 Esc 3.0 Esc 4.0

RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO EMISIONES DE CO2

BASE VERDE RESTRICTIVO LIBRE MERCADO LIMITACIÓN A RENOVABLES


20 años

§  El escenario 3 (RESTRICTIVO) presenta mayores limitaciones para el desarrollo de ciertas tecnologías (térmicas vía impuesto a las emisiones de CO2, eólica, hidroeléctrica a gran escala y solar a gran escala). Es por ello que este presenta el mayor Valor Esperado de Racionamiento de Energía.

Escenario VEREC [%] FechaEsc 0.0 - -Esc 1.0 3.4 mar-28Esc 2.0 - -

4.08 abr-‐257.58 mar-30

Esc 4.0 - -

Esc 3.0

RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO CONFIABILIDAD


20 años

63.4574.68

76.8979.05

70.1682.78

75.3785.57

69.2363.54

70.81

50 60 70 80 90

ESC 0.0ESC 1.0ESC 1.1ESC 2.0ESC 2.1ESC 3.0ESC 3.1ESC 3.2ESC 4.0ESC 4.1ESC 4.2

USD/MWh


20 años

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8Esc 0.0

Esc 1.0

Esc 2.0Esc 3.0

Esc 4.0

Resiliencia Hidráulica Costo MarginalCosto Nivelado de Generación Emisiones

“BASE”

“LIMITACIÓN A RENOVABLES”

“RESTRICTIVO” “VERDE”

“LIBRE MERCADO”


20 años ANALISIS ESPECIALES

•  Beneficios y costos de repotenciación de unidades térmicas de carbón con alto consumo específico de combus;blle

•  Power Nodes-‐Flexibilidad y Despacho predic;vo.

•  Algunos elementos el cambio climá;co con incidencia en la planeación

•  Alertas tempranas en Generación.

•  Interconexión con Ecuador.


20 años

Reducción del Hate Rate al 50 % y misma capacidad

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

0.05 0.25 0.45 0.65 0.85

B/C

% CostoB/C P_Z->misma capacidadB/C P_P->misma capacidad

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

ene.

-16

ene.

-17

ene.

-18

ene.

-19

ene.

-20

ene.

-21

ene.

-22

ene.

-23

ene.

-24

ene.

-25

ene.

-26

ene.

-27

ene.

-28

ene.

-29

ene.

-30

KU

SD

Beneficio Usuario->misma capacidad [kUSD]1,571,440.001,619,020.00

Inversión P-Z [USD/MW]Inversión P_P [USD/MW]


20 años

77.9

9%

60.4

0%

42.9

1%

38.7

8%

34.6

5%

33.6

5%

20.7

2%

18.1

9%

17.2

0%

11.9

7%

9.52

%

9.17

%

8.22

%

7.13

%

5.13

%

2.92

%

2.60

%

77.6

8%

40.7

7%

33.6

5%

31.9

7%

21.1

1%

15.0

3%

11.7

7%

14.0

2%

10.1

2%

8.96

%

8.36

%

3.29

% 7.81

%

4.06

%

2.16

%

2.52

%

1.48

%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

Pérdida de Capacidad en 25 años Sedimentos depositados sobre el mínimo técnico [%]


20 años

DE = 4.2432t - 7812.9

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110

Desv

iaci

ón E

stán

dar d

el A

porte

Tot

al [m

3/s]

Año (t)

F-DI-04

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN


F-DI-04

AGENDA

•  Obras STN Plan 2016-‐2030

•  Planeación Largo Plazo (~ 2050)

•  Incer;dumbre en la información para la expansión •  Modificación Red por generación •  Modificación Red por demanda

•  Otros tópicos de análisis


F-DI-04

Sistema de Transmisión hoy


F-DI-04

•  Interconexión Arauca – Casanare 2021 Beneficios: Mejora condiciones STR Arauca y Casanare Mejora STN Permite atender zonas aisladas Costo STN y STR Aproximadamente USD 35 Millones •  Nueva Subestación Nva Granada 2022 Beneficios Mejora condiciones STR Mejora SDL Permite Conexión Generación Costos: Aproximadamente USD 106 Millones

Obras del STN – Plan 2016

Interconexión Arauca -‐ Casanare Nueva Granada

Compensación Caribe


F-DI-04

•  Compensación Caribe 2018 Beneficios: Mejora confiabilidad STN Reducción Restricciones Costo STN y STR Aproximadamente USD 7,7 Millones

Obras del STN – Plan 2016

Interconexión Arauca -‐ Casanare Nueva Granada

Compensación Caribe


F-DI-04

AGENDA






F-DI-04

METODOLOGÍA DE PLANEACIÓN DE LARGO PLAZO (30 AÑOS).

• Consideración de aspectos sociales y ambientales en la definición de la expansión

• Flujos D.C. y op;mización con programación lineal de costos totales de transporte (TOTEX y restricciones) con cuan;ficación de riesgos.

• Incrementos de generación proporcional a la demanda, a par;r del escenario base y registro de proyectos de generación

• Escenarios de proyecciones discretas de demanda para 15 áreas eléctricas con tendencia histórica

Proyección de

Demanda

Expansión de

Generación

Valoración de riesgos

Simulación del

Sistema


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PROYECCIONES DE DEMANDA A LARGO PLAZO (30 AÑOS)

BOLIVAR

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

ANTIOQUIA CHOCO

GCM ATLANTICO

META GUAVIARE

CQR

VALLE

THC

CAUCA

NARIÑO PUTUMAYO

BOGOTA CUNDINAMARCA

BOYACA CASANARE

SANTANDER ARAUCA

CORDOBA SUCRE

NORTE SANTANDER

Se establecen 15 sub áreas: •  Atlán;co •  Bolívar •  GCM •  Córdoba – Sucre •  An;oquia –Choco •  Norte de Santander •  Santander •  Boyacá – Casanare •  Meta – Guaviare •  CQR •  THC •  Bogotá – Cundinamarca •  Valle •  Cauca •  Nariño -‐ Putumayo


F-DI-04

Escenarios de generación (i) y demanda (j)

Red definida

Establecer escenarios de generación y demanda

Prueba soluciones K para escenarios (i,j)

Metodología General

Sobrecarga elementos Establece solución k

Soluciones k para escenario demanda (j) generación (i)

Escenarios de generación Para i=1:n

Escenarios de demanda Para j=1:m

Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y mul;plicidad de escenarios

Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y mul;plicidad de escenarios

Toma de decisión definición corredor

Es;mación del Flujo – programación lineal

Si

No


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CONSIDERACIONES AMBIENTALES Y SOCIALES

RIESGO 1. MAPA DE AREAS DE EXCLUSIÓN TOTAL (Áreas del Sistema de Parques Nacionales Naturales

RIESGO 2. MAPA DE AREAS DE MUY ALTA SENSIBILIDAD (Áreas de muy alta sensibilidad Ambiental y Social


F-DI-04

CONSIDERACIONES AMBIENTALES Y SOCIALES

RIESGO 3. MAPA DE AREAS DE ALTA SENSIBILIDAD (Ambiental)

RIESGO 4. MAPA DE AREAS DE MODERADA SENSIBILIDAD (Ambiental)


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Caso Colombiano – 2050

Riesgo 1 Riesgo 2 Riesgo 3 Riesgo 4 Riesgo 5 Atlantico – Bolivar 0 0 0 0 1 Atlantico – GCM 0 0 1 0 0

Atlantico – Cordoba –Sucre 0 1 0 0 0 Bolivar – Cordoba Sucre 0 1 0 0 0

Bolivar – Norte de Santander 0 0 1 0 0 Bolivar – Santander 0 0 1 0 0

GCM – Cordoba – Sucre 0 0 1 0 0 GCM – Norte de Santander 0 0 0 1 0

Antioquia – Cordoba – Sucre 0 0 1 0 0 Norte de Santander – Santander 0 0 0 1 0

Santander – Antioquia 0 0 0 1 0 Santander – Boyaca – Casanare 0 0 1 0 0

Santander – Bogotá 0 0 1 0 0 Antioquia – Bogotá 0 0 0 1 0 Antioquia – CQR 0 0 1 0 0 Bogotá – Boyaca 0 0 0 0 1

Bogotá – CQR 0 0 0 0 1 Bogotá – CQR 0 0 0 0 1 CQR – Valle 0 0 1 0 0

Valle – Cauca 0 0 0 1 0 THC –Nariño 0 0 1 0 0

ZONA

NO

INTERCONECTADA AMAZONAS

VAUPÉZ

GUAINÍA

VICHADA

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

SANTANDER ARAUCA

BOLIVAR

ANTIOQUIA CHOCO

GCM ATLANTICO

META GUAVIARE

CQR

VALLE

THC

CAUCA

NARIÑO PUTUMAYO

BOGOTA CUNDINAMARCA

BOYACA CASANARE

CORDOBA SUCRE

NORTE SANTANDER

SAN ANDRES Y PROVIDENCIA

ENLACE ACTUAL EXPANSIÓN DEFINIDA ENLACES INTERNACIONALES BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4


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AGENDA






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IMPACTO RED - GENERACIÓN

Porvenir: 275 MW Fecha: indeterminada Espíritu Santo: 600 MW

Fecha: 2023

Cañafisto: 936 MW Fecha: 2023

Encimadas -‐ Cañaveral: 184 MW Fecha: 2020

Porvenir 2: 352MW Fecha: indeterminada

Termosinifana: 350 MW Fecha: indeterminada

Rio San Juan: 117 MW Fecha: Indeterminado


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Impacto Red - Demanda

Información

Entrega estudio de conexión y toda la información suficiente para análisis

Definición

Análisis por parte de la UPME –CAPT –Definición Plan

Convocatoria

Garanuas

QUE SE ESPERA?

•  Proyectos Reales y que se vayan a ejecutar •  Información Suficiente para análisis Eléctricos y Energé;cos


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IMPACTO MODIFICACIÓN DE RED DEMANDA

AÑO Capacidad MW (Totales)

2016 180.3 2017 191.8 2018 200.4 2019 206.0 2020 207.5 2021 209.0 2025 209.0


2015 192 2016 280 2018 280 2020 280


2018 356 2020 356

Conexión a chivor / Chivor 2 Conexión a reforma Conexión a Chivor 2

2016 -‐ 2018


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•  Confiabilidad y eficiencia en la expansión STN – STR – SDL –  Coordinación de la expansión en los tres sistemas –  Responsabilidad de la expansión de STR en condición de múl;ples

propietarios. –  Mecanismos para mejorar la concurrencia en convocatorias de STR. –  Medición inteligente

•  Interconexiones con Ecuador y Panamá.

Otros tópicos de análisis


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MUCHAS GRACIAS www.upme.gov.co

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