Presentación de PowerPoint...San Felipe 230 kV en Esmeralda – Enea 230 kV y Enea – San Felipe...

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, Septiembre de 2013

Agenda

Resumen Plan de Transmisión

Resumen Plan de Generación

Trabajo Futuro

Obras del Sistemas de Transmisión

Nacional

1. Conexión de planta de cargo

• Porvenir 2

2. Expansión propuesta:

• Guajira – Cesar – Magdalena

• Nordeste – Santander

• Nordeste – Boyacá

• Suroccidente – CQR

• Suroccidente - Valle

Análisis STN

Conexión plantas de

Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena

Nordeste - Santander

Nordeste - Boyacá

Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda

Planta Provenir 2

Planta Provenir 2 -

Antecedentes

La planta Porvenir 2 gano la subasta

del Cargo por Confiabilidad con una

energía en firme de 828 y 617 GWh-

año que tiene como fecha de

iniciación el 01 de diciembre de 2018

y 01 de diciembre de 2019

respectivamente.

La planta de generación esta ubicada

sobre el rio Samaná Norte, entre los

municipios de San Carlos y Puerto

Nare, departamento de Antioquia.

La capacidad de la planta de 352 MW

Imagen CELSIA

Imagen CELSIA

Planta Porvenir 2 –

obra recomendada

ITUANGO

SAN CARLOS

CERROMATOSO

GUADALUPE4

BELLO

OCCIDENTE MIRAFLORES

ENVIGADO ORIENTE

PORCE2 SALTO EPM

GUATAPE JAGUAS

PRIMAVERA

ANCON SUR ISA

LA SIERRA

MALENA

ESMERALDA

PURNIO

MIEL LA HERMOSA

LA ENEA

LA VIRGINIA

PLAYAS

BARBOSA

ARMENIA

GUAYABAL

LA TASAJERA

CHOCO

G

SAN FELIPE

BACATA

NOROESTE

MEDELLÍN

ANCON SUR

STATCOM

PORCE 3

PORVENIR 2

PRIMAVERA

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

Obra recomendada

• Nueva subestación

Porvenir 230 kV

• reconfiguración del enlace

San Carlos – Purnio 230

kV, en un doble circuito

San Carlos – Porvenir de

7.3 km y un doble circuito

Porvenir – Purnio de 86.4

km.

Fecha:

Agosto de 2018

Planta Porvenir 2 –

Beneficio

ITUANGO

SAN CARLOS

CERROMATOSO

GUADALUPE4

BELLO

OCCIDENTE MIRAFLORES

ENVIGADO ORIENTE

PORCE2 SALTO EPM

GUATAPE JAGUAS

PRIMAVERA

ANCON SUR ISA

LA SIERRA

MALENA

ESMERALDA

PURNIO

MIEL LA HERMOSA

LA ENEA

LA VIRGINIA

PLAYAS

BARBOSA

ARMENIA

GUAYABAL

LA TASAJERA

CHOCO

G

SAN FELIPE

BACATA

NOROESTE

MEDELLÍN

ANCON SUR

STATCOM

PORCE 3

PORVENIR 2

PRIMAVERA

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

Beneficio de la obra

• Incorporar al Sistema

Interconectado Nacional

una planta de cargo por

confiabilidad que asegura

la confiabilidad energética

del país

Conexión Planta de generación Porvenir II

Cálculo relación

B/C USD Millones

Costo del proyecto 7,34

Costo del cargo por

confiabilidad 86,10

Costo Total 93,44

Beneficio por

seguridad

energética 172

Relación

Beneficio/Costo 1,84

Beneficios:

• Seguridad energética del País

Costos

• Costo del proyecto en UC del

STN

• Costo del cargo por

confiabilidad

Análisis STN


Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena


Nordeste - Boyacá


Sub área Guajira – Cesar - Magdalena

Problemática general

Bajas tensiones en el STR ante falla

en enlaces en 500 kV y 230 kV.

Sobrecargas en elementos ante falla

en elementos en paralelos.

Dependencia de las Termoguajiras

para mantener niveles de tensión

Guajira – Cesar – Magdalena

– Problemática General

SANTA MARTA

VALLEDUPAR

MINA

INTERCOR

FUNDACIÓN

MAICAO

LIBERTADOR

PTO

BOLIVAR

SABANALARGA

MANZANARES

COPEY

RIOHACHA

COPEY

TERMOGUAJIRA

CUESTECITAS

EL PASO

EL BANCO

RIO CORDOBA

GAIRA

TERMOCOL

SAN JUAN

CODAZZI

LA JAGUA

SALGUERO 34.5

GUATAPU 34.5

JEPIRACHI

CIENAGA

OCAÑA

Valledupar 34.5 Valledupar110

AGRIFUELS

LA LOMA

VALENCIA 34.5

TERMONORTE

BOLIVAR

LA LOMA 500

PTO. DRUMMOND


Recomendación

Obra recomendada

Nueva subestación Cuestecitas 500 kV –

Transformación 500/220 kV 300 MVA.

Nuevo circuito Copey – Cuestecitas 500

kV

Segundo circuito Copey - Fundación

220 kV

Fecha de entrada en servicio Junio 2018

Compensación de 50 MVAr en

Valledupar 220 kV.

Fecha de entrada en servicio Pico de

demanda 2015

SANTA MARTA

VALLEDUPAR

MINA

INTERCOR

FUNDACIÓN

MAICAO

LIBERTADOR

PTO

BOLIVAR

SABANALARGA

MANZANARES

COPEY

RIOHACHA

COPEY

TERMOGUAJIRA

CUESTECITAS

EL PASO

EL BANCO

RIO CORDOBA

GAIRA

TERMOCOL

SAN JUAN

CODAZZI

LA JAGUA

SALGUERO 34.5

GUATAPU 34.5

JEPIRACHI

CIENAGA

OCAÑA


AGRIFUELS

LA LOMA

VALENCIA 34.5

TERMONORTE

BOLIVAR

LA LOMA 500

PTO. DRUMMOND


Beneficio obra

Beneficio obra

Mejora las condiciones de las

sub – área Guajira Cesar

Magdalena

Elimina dependencia de

generación de seguridad

Potencializa incorporación de

generación en la zona

Mejora la operación de la

interconexión con Venezuela

SANTA MARTA

VALLEDUPAR

MINA

INTERCOR

FUNDACIÓN

MAICAO

LIBERTADOR

PTO

BOLIVAR

SABANALARGA

MANZANARES

COPEY

RIOHACHA

COPEY

TERMOGUAJIRA

CUESTECITAS

EL PASO

EL BANCO

RIO CORDOBA

GAIRA

TERMOCOL

SAN JUAN

CODAZZI

LA JAGUA

SALGUERO 34.5

GUATAPU 34.5

JEPIRACHI

CIENAGA

OCAÑA


AGRIFUELS

LA LOMA

VALENCIA 34.5

TERMONORTE

BOLIVAR

LA LOMA 500

PTO. DRUMMOND

Guajira – Cesar - Magdalena

Calculo relación B/C USD Millones

Costo proyecto 78,89

Total Beneficio (demanda no entendido y

beneficio operativo) 95,77

Relación B/C 1,21

Beneficios:

• Mejora el desempeño de

confiabilidad en la zona

• Elimina dependencia de


• Mejora el desempeño ante

condiciones de indisponibilidad

Costos


STN

Análisis STN


Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena


Nordeste - Boyacá


Sub área operativa Nordeste - Santander

Problemática

Agotamiento de la capacidad

de conexión STN/STR.

Sobrecargas de elementos

del STR.

Bajas tensiones

Sub área operativa Nordeste – Santander

Problemática

Obra recomendada

Nueva subestación Palenque

230 kV + 2 transformadores

230/115 kV – 150 MVA

Reconfiguración del doble

circuito Guatiguará – Sogamoso

230 kV en Guatiguará –

Palenque 230 kV y Palenque –

Sogamoso 230 kV

Cambio de configuración en

Barranca 230 kV de anillo a

interruptor y medio

Fecha de entrada en servicio:

Diciembre 2017


Obra recomendada

Cambio de

configuración

Barranca

|

BARRANCA

BUCARAMANGA

PALOS

GUATIGUARA

TOLEDO

SAMORE

BANADIA

CAÑOLIMON

SOGAMOSO

Realminas

Palenque

Florida

San Gil

San Alberto

Sabana

Lizama

S.Silvestre

CIRA

INFANTA

Wilches

TASAJERO

COMUNEROS

ECOPETROL

T-TASAJERO2

Ac.Bosconia

Tame

Alter. 1

Alter. 2

Beneficio de la obra

Elimina las violaciones de carga

en los transformadores de

conexión STN/STR y STR en

condición normal de operación y

ante contingencia

Mejora las condiciones de

confiabilidad en Santander

Elimina el riesgo de desatención

de demanda ante contingencia y

en condiciones normales de

operación


Obra recomendada

Cambio de

configuración

Barranca

|

BARRANCA

BUCARAMANGA

PALOS

GUATIGUARA

TOLEDO

SAMORE

BANADIA

CAÑOLIMON

SOGAMOSO

Realminas

Palenque

Florida

San Gil

San Alberto

Sabana

Lizama

S.Silvestre

CIRA

INFANTA

Wilches

TASAJERO

COMUNEROS

ECOPETROL

T-TASAJERO2

Ac.Bosconia

Tame

Alter. 1

Alter. 2

Cálculo de la re USD Millones

Costo proyecto

STN 17,72

Costo obras STR

asociadas 33,79

Beneficio

Demanda - ENS 3418

Total Beneficio 3418

Relación B/C 63,79

Beneficios:

Energía no suministrada

Costos

Costo del proyecto en UC del

STN (subestación Palenque* y

líneas asociadas), cambio de

configuración subestación

Barranca

STR (Transformadores de

conexión STN/STR,

reconfiguración líneas STR y

nuevas subestaciones del STR)

Expansión Nordeste - Santander

* Se calculó como encapsulada la S/E

Análisis STN


Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena


Nordeste - Boyacá


Agotamiento capacidad

transformación STN/STR

Necesidades de Generaciones de

seguridad al interior de la Sub-área.

Bajas tensiones Boyaca y Casanare

Sub área operativa Nordeste – Boyacá

Problemática

Obra recomendada

Nueva subestación San

Antonio 230 kV + 2

Transformadores 230/115 kV

– 150 MVA

Doble circuito Sochagota –

San Antonio 230 kV


Diciembre de 2017

Sub área operativa Nordeste – Boyaca

Recomendación

Beneficio obra

Mejora las condiciones

eléctricas de la zona

Mejora la confiabilidad del

sistema a nivel del STN y STR,

eliminando riesgo de

desatención de demanda

Elimina las necesidades de

generación de seguridad en el

área

Elimina las violaciones de carga

en los transformadores de

conexión STN/STR y STR en

condición normal de operación y

ante contingencia

Sub área operativa Nordeste – Boyacá

Beneficio obra

Cálculo

relación B/C USD Millones

Costo

proyecto STN 13,75

Costo

proyecto STR 11,72

Total

Beneficio 607

Relación B/C 23,86

Beneficios:

• Ahorro generación seguridad

• Energía no suministrada

Costos


STN (subestación San Antonio

230 kV y líneas asociadas)

• STR (Transformadores de

conexión STN/STR,

reconfiguración líneas STR)

Expansión Nordeste - Boyaca

Análisis STN


Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena


Nordeste - Boyacá


Problemática General:

• Elevadas cargabilidades elementos

del STR entre Caldas – Quindío –

Risaralda y Valle.

• Bajas tensiones en el norte del

Valle, ante indisponibilidad de

elementos

Expansión Suroccidente

ARMENIA

Cuba

Rosa

HERMOSA

T-EMCALI

SEVILLA

AMAIME

PRODESAL

Arroyohondo

SCDC

SAN MARCOS

YUMBO

CARTAGO

GUACHAL

SAN LUIS

JUANCHITO

BUGA

S-BARBARA

TULUÁ CALIMA

ZARZAL

UNIÓN

CERRITO

CODAZZI

P/SECA SUCROMILES

CAMPIÑA

CHIPICHAPE JUANCHITO

PAPELES

NACION.

B-ANCHICAYA

PAILON

TABOR

YUMBO

ARGOS

T-VALLE

ANDALUCÍA

ROZO

BAHIA

WAUNNAM

MALAGA

DIESEL 2

S.ANTONIO CANDELARIA

ALTO ANCHICAYÁ

L.DOLORES

Vía al Mar

SUR CARMELO

LADERA AGUABLANCA

TERRON

COLORADO

PANCE PAPELCAUCA

MELENDEZ

ALFÉREZ

ALFÉREZ II ALFÉREZ I

SAN

BERNARDINO

JAMUNDI

PAEZ SALVAJINA

PAVAS

VIRGINIA

DOSQUEBRADAS

Obra recomendada

Reconfiguración del enlace

Virginia – San Marcos 230 kV

en Virginia – Cartago 230 kV

y Cartago – San Marcos 230

kV.


Diciembre de 2016


ARMENIA

Cuba

Rosa

HERMOSA

T-EMCALI

SEVILLA

AMAIME

PRODESAL

Arroyohondo

SCDC

SAN MARCOS

YUMBO

CARTAGO

GUACHAL

SAN LUIS

JUANCHITO

BUGA

S-BARBARA

TULUÁ CALIMA

ZARZAL

UNIÓN

CERRITO

CODAZZI

P/SECA SUCROMILES

CAMPIÑA

CHIPICHAPE JUANCHITO

PAPELES

NACION.

B-ANCHICAYA

PAILON

TABOR

YUMBO

ARGOS

T-VALLE

ANDALUCÍA

ROZO

BAHIA

WAUNNAM

MALAGA

DIESEL 2

S.ANTONIO CANDELARIA

ALTO ANCHICAYÁ

L.DOLORES

Vía al Mar

SUR CARMELO

LADERA AGUABLANCA

TERRON

COLORADO

PANCE PAPELCAUCA

MELENDEZ

ALFÉREZ

ALFÉREZ II ALFÉREZ I

SAN

BERNARDINO

JAMUNDI

PAEZ SALVAJINA

PAVAS

VIRGINIA

DOSQUEBRADAS

Beneficio

Elimina la cargabilidad de

elementos entre Caldas –

Quindío – Risaralda y Valle.

Elimina las necesidades de

generación de seguridad.

Mejora la confiabilidad del

sistema ante

indisponibilidades


Calculo de relación

B/C USD Millones

Costo proyecto 2,6

Total Beneficio 2,9

Relación B/C 1,12

Beneficios:

• Ahorro generación seguridad

• Energía no suministrada, ante

indisponibilidades

Costos

Costo del proyecto en UC del STN


Análisis STN


Cargo

Guajira – Cesar -

Magdalena


Nordeste - Boyacá


Problemática

• Agotamiento de capacidad de

transformación STN/STR

• Dependencia de generación de

seguridad en la sub área operativa

Expansión Suroccidente – Caldas – Quindío -

Risaralda

Recomendación

• Reconfigurar el enlace Esmeralda

San Felipe 230 kV en Esmeralda –

Enea 230 kV y Enea – San Felipe

230 kV – aprox 0,5 km


Diciembre de 2018

• Cambio de nivel de tensión enlace

Esmeralda – Hermosa115 kV a 230

kV.


Noviembre de 2019


Risaralda

Beneficios

• Mejora de la confiabilidad

en la sub área CQR

• Eliminación de riesgo de

desatención de demanda

ante condiciones normal

operación y en

contingencia

• Eliminación de la

dependencia de


en la sub área


Risaralda

Beneficios:

Ahorro generación seguridad

Energía no suministrada, ante

indisponibilidades

Costos

Costo del proyecto en UC del STN

(Cambio nivel de tensión enlace

Hermosa – Esmeralda de 115 kV a 230

kV y Reconfiguración Esmeralda – San

Felipe 230 kV en Esmeralda –Enea 230

kV y Enea – San Felipe 230 kV)

Costo proyecto STR (Tercer TRF

Esmeralda, Segundo TRF Enea,

Segundo TRF en Hermosa y

reconfiguración STR)


Risaralda

Costo

proyecto $ 6,79

Costo

proyecto $ 14,10

Total Beneficio $ 29,35

Relación B/C $ 1,40

Plan de Expansión de Transmisión

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



Trabajo Futuro

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,

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

ag

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




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

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

ene.-

29

jun

.-2

9

nov.-

29

abr.

-30

sep

.-30

Gw

h -

mes

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







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

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

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 – Impacto de la Generación de

Plantas Menores

y = 0.1039x - 3586.3

y = 0.1497x - 5508.8

y = 0.1296x - 4664.1

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

ene

.-0

1

sep

.-01

ma

y.-

02

ene

.-0

3

sep

.-03

ma

y.-

04

ene

.-0

5

sep

.-05

ma

y.-

06

ene

.-0

7

sep

.-07

ma

y.-

08

ene

.-0

9

sep

.-09

ma

y.-

10

ene

.-1

1

sep

.-11

ma

y.-

12

ene

.-1

3

sep

.-13

ma

y.-

14

ene

.-1

5

sep

.-15

ma

y.-

16

ene

.-1

7

sep

.-17

ma

y.-

18

ene

.-1

9

sep

.-19

ma

y.-

20

ene

.-2

1

sep

.-21

ma

y.-

22

ene

.-2

3

sep

.-23

ma

y.-

24

ene

.-2

5

sep

.-25

ma

y.-

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 – 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. 3 jul-23 250.0 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 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

ab

r.-1

4

ag

o.-

14

dic

.-14

ab

r.-1

5

ag

o.-

15

dic

.-15

ab

r.-1

6

ag

o.-

16

dic

.-1

6

ab

r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-17

ab

r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-18

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-19

ab

r.-2

0

ag

o.-

20

dic

.-20

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-21

ab

r.-2

2

ag

o.-

22

dic

.-22

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

dic

.-23

ab

r.-2

4

ag

o.-

24

dic

.-24

ab

r.-2

5

ag

o.-

25

dic

.-25

ab

r.-2

6

ag

o.-

26

dic

.-26

ab

r.-2

7

ag

o.-

27

dic

.-27

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 Menores ExpCarb 1 ExpCarb2

ExpCarb 3 ExpCarb 4 ExpGas 1 ExpCarb 5

Central Fecha de






Quimbo abr-15 198.0








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.Gas 1 dic-24 300.0 Gas




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

ag

o.-

14

dic

.-14

ab

r.-1

5

ag

o.-

15

dic

.-15

ab

r.-1

6

ag

o.-

16

dic

.-16

ab

r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-17

ab

r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-18

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-19

ab

r.-2

0

ag

o.-

20

dic

.-20

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-21

ab

r.-2

2

ag

o.-

22

dic

.-22

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

dic

.-23

ab

r.-2

4

ag

o.-

24

dic

.-24

ab

r.-2

5

ag

o.-

25

dic

.-25

ab

r.-2

6

ag

o.-

26

dic

.-26

ab

r.-2

7

ag

o.-

27

dic

.-27

ab

r.-2

8

ag

o.-

28

dic

.-28

Ca

pa

cid

ad

in

sta

lad

a [

MW

]



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






Quimbo abr-15 198.0








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








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

ab

r.-1

4

ag

o.-

14

dic

.-14

ab

r.-1

5

ag

o.-

15

dic

.-15

ab

r.-1

6

ag

o.-

16

dic

.-16

ab

r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-17

ab

r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-18

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-19

ab

r.-2

0

ag

o.-

20

dic

.-20

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-21

ab

r.-2

2

ag

o.-

22

dic

.-22

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

dic

.-23

ab

r.-2

4

ag

o.-

24

dic

.-24

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r.-2

5

ag

o.-

25

dic

.-25

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r.-2

6

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o.-

26

dic

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r.-2

7

ag

o.-

27

dic

.-27

ab

r.-2

8

ag

o.-

28

dic

.-28

Ca

pa

cid

ad

in

sta

lad

a [

MW

]




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





Quimbo abr-15 198.0








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











Ley de Renovables - Demanda Alta

13,436.1, 60%

3,841.0, 17%

2,025.0, 9%

1,421.2, 6%

314.8, 2% 536.0, 3%237.0, 1% 375.0, 2%

88.0, 0%

Hidraulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eolica

Solar

Geotermica

Otras






Quimbo abr-15 198.0








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 Eólico









Exp. Cogeneración 1

ene-14 6.2

Caña ene-15 24.6

ene-16 34.5

ene-17 57.0


ene-17 178.0

Palma ene-18 189.0

ene-19 191.0

Exp. Geotérmica

ene-20 100.0

Geotérmico ene-23 275.0

ene-25 375.0

Exp. Solar

ene-14 5.0

Sol

ene-16 8.9

ene-20 53.6

ene-24 143.5

ene-28 239.0


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

24,000.0

ab

r.-1

4

ag

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14

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5

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15

dic

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r.-1

6

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16

dic

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r.-1

7

ag

o.-

17

dic

.-17

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r.-1

8

ag

o.-

18

dic

.-18

ab

r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-19

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0

ag

o.-

20

dic

.-20

ab

r.-2

1

ag

o.-

21

dic

.-21

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r.-2

2

ag

o.-

22

dic

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ab

r.-2

3

ag

o.-

23

dic

.-23

ab

r.-2

4

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o.-

24

dic

.-24

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r.-2

5

ag

o.-

25

dic

.-25

ab

r.-2

6

ag

o.-

26

dic

.-26

ab

r.-2

7

ag

o.-

27

dic

.-27

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 Exp.Eol.4 Exp.Eol.5 Exp.Eol.6

ExpCarb 1 ExpCarb2 ExpCarb 4 Exp. Cogeneación 1 Exp. Cogeneación 2 Exp. Geotermica

Exp. Solar Menores


Ley de Renovables

(remplazo expansión convencional) - Demanda Alta






Quimbo abr-15 198.0








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



ene-14 6.2

Caña ene-15 24.6

ene-16 34.5

ene-17 57.0


ene-17 178.0

Palma ene-18 189.0

ene-19 191.0





Exp. Geotermica

ene-20 100.0


ene-25 375.0

Exp. Solar

ene-14 5.0

Sol

ene-16 8.9

ene-20 53.6

ene-24 143.5

ene-28 237.0


13,436.1, 62%

3,841.0, 18%

1,425.0, 7%

1,421.2, 7%

314.8, 1%

536.0, 2% 237.0, 1% 375.0, 2%

88.0, 0%

Hidraulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eolica

Solar

Geotermica

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

ab

r.-1

4

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o.-

14

dic

.-14

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5

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15

dic

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6

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16

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6

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7

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17

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r.-1

8

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18

dic

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r.-1

9

ag

o.-

19

dic

.-19

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r.-2

0

ag

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20

dic

.-20

ab

r.-2

1

ag

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21

dic

.-21

ab

r.-2

2

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22

dic

.-22

ab

r.-2

3

ag

o.-

23

dic

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ab

r.-2

4

ag

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24

dic

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5

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25

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ab

r.-2

6

ag

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26

dic

.-26

ab

r.-2

7

ag

o.-

27

dic

.-27

ab

r.-2

8

ag

o.-

28

dic

.-28

Ca

pa

cid

ad

in

sta

lad

a [

MW

]




Exp.Eol.4 Menores Exp. Cogeneación 1 Exp. Cogeneación 2 ExpCarb 4

Exp. Geotermica Exp. Solar


Ley de Renovables (remplazo expansión convencional) -

Demanda Alta Crítica






Quimbo abr-15 198.0








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. Cogeneación 1

ene-14 6.2

Caña ene-15 24.6

ene-16 34.5

ene-17 57.0

Exp. Cogeneación 2

ene-17 178.0

Palma ene-18 189.0

ene-19 191.0





Exp. Geotermica

ene-20 100.0


ene-25 375.0

Exp. Solar

ene-14 5.0

Sol

ene-16 8.9

ene-20 53.6

ene-24 143.5

ene-28 237.0


13,436.1, 60%

3,841.0, 17%

2,025.0, 9%

1,421.2, 6%

314.8, 2% 536.0, 3%237.0, 1% 375.0, 2%

88.0, 0%

Hidraulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eolica

Solar

Geotermica

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

ab

r.-1

4

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14

dic

.-14

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r.-1

5

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6

ag

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7

ag

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8

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18

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9

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0

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20

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1

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21

dic

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2

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dic

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23

dic

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4

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6

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7

ag

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27

dic

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ab

r.-2

8

ag

o.-

28

dic

.-28

Ca

pa

cid

ad

in

sta

lad

a [

MW

]




Exp.Eol.4 Menores Exp. Cogeneación 1 Exp. Cogeneación 2 ExpCarb 1

ExpCarb 2 ExpCarb 3 Exp. Geotermica Exp. Solar

Resumen de Resultados: Valores Esperados

Costo Marginal y Generación por tecnología

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

140.0

160.0

ene

.-1

4

jul.-1

4

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5

jul.-1

5

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.-1

6

jul.-1

6

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.-1

7

jul.-1

7

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.-1

8

jul.-1

8

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.-1

9

jul.-1

9

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.-2

0

jul.-2

0

ene

.-2

1

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1

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.-2

2

jul.-2

2

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.-2

3

jul.-2

3

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.-2

4

jul.-2

4

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.-2

5

jul.-2

5

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.-2

6

jul.-2

6

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.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

US

$/M

Wh

Escenario 0 Escenario 0.1 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 3.1 Escenario 4

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

Necesidades de expansión:

Escenario 0 : 2025Escenario 1 : 2028Esecnario 2 : 2022Escenario 3 : 2025Escenario 4 : 2022

3,500.0

4,000.0

4,500.0

5,000.0

5,500.0

6,000.0

6,500.0

7,000.0

ene

.-1

4

jul.-1

4

ene

.-1

5

jul.-1

5

ene

.-1

6

jul.-1

6

ene

.-1

7

jul.-1

7

ene

.-1

8

jul.-1

8

ene

.-1

9

jul.-1

9

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.-2

0

jul.-2

0

ene

.-2

1

jul.-2

1

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.-2

2

jul.-2

2

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.-2

3

jul.-2

3

ene

.-2

4

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene

.-2

6

jul.-2

6

ene

.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]



Necesidades de expansión:

Escenario 0 : 2025Escenario 1 : 2028Esecnario 2 : 2022Escenario 3 : 2025Escenario 4 : 2022



0.0

400.0

800.0

1,200.0

1,600.0

2,000.0

2,400.0

ene

.-1

4

jul.-1

4

ene

.-1

5

jul.-1

5

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.-1

6

jul.-1

6

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.-1

7

jul.-1

7

ene

.-1

8

jul.-1

8

ene

.-1

9

jul.-1

9

ene

.-2

0

jul.-2

0

ene

.-2

1

jul.-2

1

ene

.-2

2

jul.-2

2

ene

.-2

3

jul.-2

3

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.-2

4

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene

.-2

6

jul.-2

6

ene

.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]





Complementariedad hidroelectricidad y

Recurso eólico – escenario 7

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

4,500.0

5,000.0

5,500.0

6,000.0

6,500.0

7,000.0

ene

.-1

8

jul.-1

8

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9

jul.-1

9

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0

jul.-2

0

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1

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1

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.-2

2

jul.-2

2

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.-2

3

jul.-2

3

ene

.-2

4

jul.-2

4

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.-2

5

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5

ene

.-2

6

jul.-2

6

ene

.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]

En

erg

ía [

GW

h]

Hidraulica Eolica base



0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

4,500.0

5,000.0

5,500.0

6,000.0

6,500.0

7,000.0

ene

.-1

8

jul.-1

8

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9

jul.-1

9

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0

jul.-2

0

ene

.-2

1

jul.-2

1

ene

.-2

2

jul.-2

2

ene

.-2

3

jul.-2

3

ene

.-2

4

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene

.-2

6

jul.-2

6

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.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]

En

erg

ía [

GW

h]

Hidraulica Eolica base



0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

4,500.0

4,700.0

4,900.0

5,100.0

5,300.0

5,500.0

5,700.0

5,900.0

6,100.0

6,300.0

6,500.0

ene

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8

jul.-1

8

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.-1

9

jul.-1

9

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0

jul.-2

0

ene

.-2

1

jul.-2

1

ene

.-2

2

jul.-2

2

ene

.-2

3

jul.-2

3

ene.-

24

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene.-

26

jul.-2

6

ene

.-2

7

jul.-2

7

ene.-

28

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]

En

erg

ía [

GW

h]

Hidraulica Eolica base Eolica agentes



0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

4,500.0

5,000.0

5,500.0

6,000.0

6,500.0

7,000.0

ene

.-1

8

jul.-1

8

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.-1

9

jul.-1

9

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0

jul.-2

0

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.-2

1

jul.-2

1

ene

.-2

2

jul.-2

2

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.-2

3

jul.-2

3

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.-2

4

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene

.-2

6

jul.-2

6

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.-2

7

jul.-2

7

ene

.-2

8

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]

En

erg

ía [

GW

h]




0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

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4,500.0

5,000.0

5,500.0

6,000.0

6,500.0

7,000.0

ene

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8

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jul.-1

9

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0

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0

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1

jul.-2

1

ene

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2

jul.-2

2

ene

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3

jul.-2

3

ene.-

24

jul.-2

4

ene

.-2

5

jul.-2

5

ene.-

26

jul.-2

6

ene

.-2

7

jul.-2

7

ene.-

28

jul.-2

8

En

erg

ía [

GW

h]

En

erg

ía [

GW

h]


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…”



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..)



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



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



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



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



de Modelación FNCE Modelado de la


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

.



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

300

20

14

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20

20

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20

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20

26

20

27

20

28

MW

Proyección Referente (Mexico) Proyección Agentes Referente + Agentes



de Modelación FNCE

0

25

50

75

100

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150

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225

250

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16

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-21

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25

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p.-

26

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7

ma

y.-

28

MW

Agregado Total Bogotá Medellín Barranquilla Cali



de Modelación FNCE

0

5

10

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20

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35

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45

50

55

60

65

70

jun.-

14

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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



de Modelación FNCE Modelado de la


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



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

25

50

75

100

125

150

175

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225

250

275

300

325

350

jul.-9

4

nov.-

95

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01

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02

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oct.-0

6

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8

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16

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7

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mar.

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4

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.-2

5

ma

y.-

27

se

p.-

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



de Modelación FNCE

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0

25

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250

275

300

325

350e

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17

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19

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1

oct.-2

1

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.-2

6

abr.

-27

dic

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7

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8

MW

GW

h

Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Referencia Hidráulica Opción 1 y 2 Térmica opción 2



de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

80

105

130

155

180

205

230

255

280

305

330

355e

ne

.-1

7

se

p.-

17

may.-

18

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9

se

p.-

19

jun.-

20

feb

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1

oct.-2

1

jun.-

22

ma

r.-2

3

nov.-

23

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ma

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nov.-

25

ago.-

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



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



de Modelación FNCE

30.0

50.0

70.0

90.0

110.0

130.0

en

e.-

14

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4

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e.-

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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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3

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e.-

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4

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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

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al

[U$

/MW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*



de Modelación FNCE

0

5

10

15

20

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50

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e.-

14

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4

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15

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e.-

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6

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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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28

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8

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l [U

S$

/MW

h]

Co

sto

ma

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/MW

h]

Ley Renovable Escenario 7 Diferencia Costo Marginal



de Modelación FNCE

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200.0

400.0

600.0

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1,200.0

1,400.0

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e.-

14

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Estocástico Promedio 95% Excederse



de Modelación FNCE

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de Modelación FNCE

0

50

100

150

200

250

300

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GW

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GW

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de Modelación FNCE

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jul.-2

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GW

h]




de Modelación FNCE

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6,500

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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.-

20

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era

ció

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GW

h]

Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida



de Modelación FNCE

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7

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8

Ge

ne

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ión

[G

Wh

]

Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido



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


Energía y Potencia

Planificación integral de la

Generación y Transmisión

Metodología integral de Planificación - Generación y

Transmisión


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



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.


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



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 ?


Transmisión

Inicio


Energía y Potencia



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.


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



𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1

𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −

𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1

𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎



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

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016

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019

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020

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020

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021

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021

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07/2

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022

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023

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023

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023

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07/2

024

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024

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025

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025

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025

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026

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026

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027

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028

07/2

028

11/2

028

1-Numero de casos (0) 1-Numero de casos (11)



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



𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 =∆𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜𝑠𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝐶𝑜𝑛𝑓𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 =𝑅𝐶𝑜𝑛 𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 − 𝑅𝑆𝑖𝑛 𝐸𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 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



35.0%

45.0%

55.0%

65.0%

75.0%

85.0%

95.0%

105.0%

en

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1

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8

Co

nfi

ab

ilid

ad

Sin expansión Cucuana Carlos Lleras San Miguel Termonorte Gecelca 3

Porvenir II Tasajero II Sogamoso Gecelca 3.2 El Quimbo Ituango



-200.0

-150.0

-100.0

-50.0

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

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abr.

-14

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4oct.

-14

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abr.

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-17

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8

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-18

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9

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20

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0

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-20

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abr.

-21

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1

oct.

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-22

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-23

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abr.

-24

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-24

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5

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oct.

-28

En

erg

ía [

GW

h]

Cucuana Carlos Lleras San Miguel Termonorte

Gecelca 3 Porvenir II Tasajero II Gecelca 3.2

El Quimbo Sogamoso Ituango



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

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En

erg

ia [G

Wh

]

Ituango Sogamoso El Quimbo Gecelca 3.2

Tasajero II Porvenir II Gecelca 3 Termonorte

San Miguel Carlos Lleras Cucuana Función de máxima confiabilidad



• El cálculo del Factor de Confiabilidad está en función del Valor Esperado del Racionamiento de Energía VERE 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:


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


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


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





Hidroelectricidad Capacidad [MW]

Boyacá 487

Cundinamarca 70

70

487



Térmico Capacidad [MW]

Carbón Lecho Fluidizado 150

Carbón Convencional Boyacá 300

Carbón Convencional Cundinamarca 254.7

2 254.7

450



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


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





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

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

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



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.



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

07/2

023

09/2

023

11/2

023

01/2

024

03/2

024

05/2

024

07/2

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



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$


Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental Inicio


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino

Cuarto refuerzo

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


sub áreas del SIN

Selección de (L)


estudio



para el área i


de proyectos (n)

Determinar la

potencial capacidad

instalada (C)

Para i = 1, L, 1

Clasificación de

proyectos por



= C/n

Determinar que






Establecer los


el área i

Establecer la red




Beneficio / Costo

h = (b/c)



r = (b/c)

h > r ?

Se recomienda la


Se recomienda el

refuerzo de Red

i > L ? Fin

si no

sino





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



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



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



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



• 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



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.

¡GRACIAS!

www.upme.gov.co

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