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Plan de Expansión de Referencia
Generación 2013 - 2027
Subdirección de Electricidad
Grupo de Generación
Unidad de Planeación Minero Energética
Bogotá, 8 de Noviembre de 2013
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
Inicio
Proyecciones de demanda
de Potencia y Energía
Expansión Cargo por
Confiabilidad (Subastas)
Planificación de la
Transmisión (mandatorio)
Planificación Indicativa de la
Generación
Análisis de los Recursos Energéticos,
Proyección de Precios y Características
Plantas existentes
Proyectos en Construcción y
Expansión definida
Construcción de Escenarios
o Alternativas
Se establecen
requerimientos adicionales
de Generación
Visión Largo Plazo
Diagnóstico de la Red Actual
Análisis de Mediano Plazo
Señales de Expansión a
los Sistemas Regionales
de Transporte - STR
Obras de Expansión en el
STN y STR
(Convocatorias)
Interconexiones
Internacionales
Expansión eléctrica y
energética de países
vecinos
Escenarios alternativos de
demanda
Escenarios de
diversificación de la matriz
energética (incorporación de
Fuentes No Convencionales
de Energía)
Cálculo de Indicadores de
Confiabilidad Energética
Se cumplen
los criterios de
Confiabilidad
?
Se determina la expansión
del parque generador para
la alternativa i
i = 1, n, 1
Para la Alternativa i
si
no
Otras variables a considerar para la
construcción de Escenarios
Metodología
Metodología
Indicador Definición Expresión matemática
VERE
Es la razón entre el promedio de
energía racionada en un mes, y la
demanda nacional esperada en
dicho periodo.
𝑉𝐸𝑅𝐸 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖 𝑛
𝑛𝑖=1
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠
n = Número de casos simulados.
VEREC
Es la razón entre el promedio de
energía racionada en un mes, y la
demanda nacional esperada en
dicho periodo.
Solo se consideran los casos donde
se presentan déficit.
𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 =
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖𝑚
𝑚𝑖=1
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠
𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡
Número de
casos con
déficit
Número de eventos durante todo el
horizonte de planeamiento donde
se presenta racionamiento de
energía.
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
Supuestos
Sistema de generación colombiano.
Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del Cargo por Confiabilidad de cada agente.
Proyectos inscritos en el registro de la UPME.
Proyecciones de demanda de energía y potencia, escenarios bajo, medio y alta de la revisión de noviembre de
2012.
Características de plantas hidráulicas y térmicas a diciembre 2012.
Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral en dólares constantes de
diciembre de 2012.
Mínimos operativos vigentes a diciembre de 2012.
No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.
Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.
Se utilizan 100 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.
Supuestos
-2
-1.5
-1
-0.5
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
0
2,000
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8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000e
ne
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GW
h
Embalse Agregado ONI
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2
201
3
ALTERACIÓN ENSO
Condiciones El Niño
Condiciones Neutras
Condiciones La Niña
6.19
7.49 7.19 6.69
7.21 7.53 7.35 7.08 7.28
8.46
7.06 6.63
3.75 4.38
4.74 5.41 5.46
-
1.00
2.00
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4.00
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6.00
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2002
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1
TP
C
Reservas Totales Reservas Probadas
0
1
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5
May-1
5
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5
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7
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0
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1
US
$/M
BT
U 2
011
Esc. Referencia Esc. Bajo Esc. Alto
0
20
40
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80
100
120
140
2008 2009 2010 2011 2012
Fase 1 Fase 2 Fase 3
96.2%
3.0% 0.8%
HIDRÁULICO
TÉRMICO
EÓLICO
Supuestos
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
8,5009,500
10,50011,50012,50013,50014,50015,50016,50017,50018,50019,50020,50021,500
dic
.-1
2ju
n.-
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3ju
n.-
14
dic
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4ju
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22
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n.-
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dic
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n.-
25
dic
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5ju
n.-
26
dic
.-2
6
MW
CAPACIDAD INSTALADA CAPACIDAD DISPONIBLEDEMANDA ALTA DEMANDA MEDIADEMANDA BAJA
Se tienen en cuenta los proyectos que están en construcción asociados al Cargo por Confiabilidad, la segunda
etapa de Ituango y los índices de inidisponibilidad de las plantas existentes.
Revisión Potencia
Se presenta la proyección de demanda de energía, la demanda objetivo CREG, la Energía en Firme de las plantas
existentes y las obligaciones de las centrales nuevas resultado de las subastas del cargo por confiabilidad (no se
considera la segunda etapa del proyecto Ituango).
Teniendo en cuenta lo anterior, se debería programar una nueva subasta para el año 2015, teniendo en cuenta
que 5 años, es un periodo suficiente para poner en ervicio las obras de conexión, considerando que la mismas
impliquen activos de uso.
Revisión Energía
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
80,000
85,000
90,000
95,000
100,000
105,000
110,000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
GW
h
ENFICC ANUAL (GWh) Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG
La Demanda en el escenario alto es superior a la Energía en Firme
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
Escenarios de corto plazo
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
Proyectos existentes y en construcción
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)
Atrasos de proyectos
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)
No entrada de proyectos y retraso de otros
Sin Interconexiones Internacionales
Escenario Base
Retraso proyectos CXC
Retrasos y no entrada
proyectos CXC
Escenarios de largo plazo
Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja
Precios combustible referencia
Sin restricciones en el suministro de combustibles
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
y no Convencionales (Eólico, Geotermia, Cogeneración)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Interconexiones con Ecuador y Centroamérica
Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)
Sensibilidad recursos no convencionales
Escenarios de Demanda Alta
Precios combustible referencia
Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)
Sin Interconexiones internacionales
Escenario de demanda Alta
Metas actualizadas del PROURE a 2017 y 2020
Precios combustible referencia
Sin interconexiones
Recursos convencionales
Escenarios Base
Largo Plazo
Interconexiones
Internacionales
FNCE
(Eólico)
URE
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
45
50
55
60
65
70
75
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8
US
$/M
Wh
Costo Marginal Alternativa 3 Costo Marginal Alternativa 2
Costo Marginal Alternativa 1
Si bien durante todo el periodo de análisis el
comportamiento de las alternativas 2 y 3 es similar, en
algunos periodos específicos de verano, el costo marginal
de la alternativa 3 puede llegar a ser en promedio 1.2 veces
el costo marginal de la alternativa 2.
Resultados Alternativas 1, 2 y 3
Nombre Capacidad [MW] Tipo Fecha de entrada en
operación
Amoyá 78.0 Hidroeléctrico Abril 2013
Cucuana 60.0 Hidroeléctrico Octubre 2013
Gecelca 3 164.0 Térmico Diciembre 2013
Termocol 201.6 Térmico Diciembre 2013
Sogamoso, unidad 3 266.7 Hidroeléctrico Febrero 2014
Sogamoso, unidad 3 y 2 533.3 Hidroeléctrico Abril 2014
Sogamoso, unidad 3, 2 y 1 800.0 Hidroeléctrico Mayo 2014
El Popal 19.9 Hidroeléctrico Junio 2014
El Quimbo 420.0 Hidroeléctrico Diciembre 2014
San Miguel 42.0 Hidroeléctrico Diciembre 2015
Ambeima 45.0 Hidroeléctrico Diciembre 2015
Carlos Lleras 78.1 Hidroeléctrico Diciembre 2015
Tasajero II 160.0 Térmico Diciembre 2015
Gecelca 3.2 250.0 Térmico Diciembre 2015
Termonorte 88.3 Térmico Diciembre 2017
Ituango, unidad 1 300.0 Hidroeléctrico Septiembre 2018
Porvenir II 351.8 Hidroeléctrico Diciembre 2018
Ituango, unidades 1 y 2 600.0 Hidroeléctrico Diciembre 2018
Ituango, unidades 1, 2 y 3 900.0 Hidroeléctrico Marzo 2019
Ituango, unidades 1, 2, 3 y 4 1,200.0 Hidroeléctrico Junio 2019
Ituango, unidades 1, 2, 3, 4 y 5 1,500.0 Hidroeléctrico Septiembre 2021
Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5 y 6 1,800.0 Hidroeléctrico Diciembre 2021
Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7 2,100.0 Hidroeléctrico Marzo 2022
Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 8 2,400.0 Hidroeléctrico Junio 2022
Nombre Tipo de central Capacidad
(MW)
Fecha de Entrada
considerando atrasos
Atraso respecto a la
fecha inicialmente proyectada
Cucuana Hidráulica 60.0 Octubre 2014 12 meses
Gecelca 3 Térmica 164.0 Diciembre 2014 12 meses
Termocol Térmica 201.6 Diciembre 2014 12 meses
Sogamoso Hidráulica
266.7 Septiembre 2014 7 meses
533.3 Octubre 2014 6 meses
800.0 Noviembre 2014 6 meses
El Quimbo Hidráulica 420.0 Noviembre 2015 11 meses
Proyectos Alternativa 1
Atraso Proyectos Alternativa 2
En relación a los indicadores de confiabilidad energética, los análisis del desempeño del sistema indican que
se cumplen con los requerimientos establecidos en la resolución CREG 025 de 1995, en relación con el VERE,
VEREC y Número de Casos con déficit. En otras palabras, se puede concluir que el sistema no requiere
proyectos de generación adicionales a los ya definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, en el
horizonte 2013 – 2018, considerando aún atraso de proyectos y la no ejecución de Termocol.
Resultados Alternativas 1, 2 y 3
Generación Hidráulica
Generación Térmica
3,800
4,050
4,300
4,550
4,800
5,050
5,300
5,550
5,800
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GW
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GEN HIDRO ALTERNATIVA 1 GEN HIDRO ALTERNATIVA 2GEN HIDRO ALTERNATIVA 3
400
500
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700
800
900
1,000
1,100
1,200
1,300
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-18
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8
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8
GW
h
GEN TERMO ALT 1 GEN TERMO ALT 2 GEN TERMO ALT 3
La generación hidráulica se
reduce por efecto de los atrasos
de Sogamoso y Quimbo
La generación térmica se incrementa en los
veranos, particularmente en los años 2015/16
Expansión en Generación
ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo
Expansión por tipo de combustible
Fuente: UPME Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema requiere la instalación progresiva de 3,100 MW adicionales a
los establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de Confiabilidad. El primer refuerzo
se requeriría a partir del año 2021.
Hidroelectricidad Carbón Cogeneración
Combustibles
líquidos
(sustituto)
[MW] [MW] [MW] [MW]
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020
2021 600
2022 600 300
2023
2024
2025 1,100
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 874 14 289.9
Total [MW]
250
500
7,092.60
250
Año
Tecnología
Gas
[MW]
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
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20
26
20
27
MW
Combustibles líquidos (sustituto) CogeneraciónCarbón GasHidroelectricidad
ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo
20
25
30
35
40
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60
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DEMANDA ALTA DEMANDA MEDIA DEMANDA BAJA
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6,000
7,000
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7
GW
h
GENERACIÓN HIDRO ALTERNATIVA 4GENERACIÓN TÉRMICA ALTERNATIVA 4
Los promedios mensuales del costo marginal en todo el periodo de
análisis son 60, 51 y 38 US$/MWh, en demanda alta, media y baja,
respectivamente.
Se identificó a partir del 2016, y para los escenarios de demanda
media y alta, un incremento en la tendencia del costo marginal, debido
fundamentalmente a la no entrada de proyectos en ese año, y el
mismo crecimiento de la demanda. No obstante, se observa una
disminución importante del costo marginal a partir del año 2018,
gracias a la entrada de nuevos recursos hidroeléctricos,
específicamente la primera etapa de Ituango y Porvenir II.
Si bien en el periodo comprendido entre los años 2019 y 2025 el costo
marginal aumenta nuevamente, debido al crecimiento de la demanda,
la entrada de la segunda etapa del proyecto Ituango permite “suavizar”
dicho crecimiento.
De todas maneras, a partir del año 2025 el costo marginal se reduce
nuevamente, debido a la entrada de 1,100 MW hidroeléctricos.
Se observa, para el escenario alto de demanda, que la
generación hídrica se incrementa de manera permanente
con el crecimiento de la demanda. Así mismo, para el
final del periodo se espera que las plantas térmicas
aporten alrededor del 12 % del total de la energía
generada
ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo
Expansión en Generación Expansión por tipo de combustible
Fuente: UPME Fuente: UPME
Bajo estos supuestos, se observa que el sistema requiere la instalación progresiva de 3,340 MW adicionales a
los establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de Confiabilidad. El primer refuerzo
se requeriría a partir del año 2021.
2013 157.9 164 201.6
2014 1,239.90 14
2015 165.1 410 140
2016
2017 88.3
2018 951.8
2019 600
2020 100
2021 600 100 50
2022 600 250 50
2023 100
2024
2025 1,100 250
2026
2027
Subtotal
[MW]5,414.70 500 574 154 300 100 289.9
Total [MW] 7,332.60
CarbónCombustibles
LíquidosEólica Geotérmica
Año
Capacidad por Tecnología (MW)
Hidroeléctrica Gas Cogeneración
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
MW
Hidroeléctrica Gas Carbón
Cogeneración Eólica Geotérmica
Combustibles Líquidos
En el norte del país, tres (3) proyectos de generación eólica
de 100 MW cada uno, con años de entrada 2020, 2021 y
2023.
En el interior del país, dos (2) proyectos de generación
Geotérmica de 50 MW cada uno, con fechas de entrada
2021 y 2022.
De los análisis llevados a cabo por la UPME, se ha
identificado un potencial de venta de excedentes al SIN de
140 MW, provenientes de plantas de cogeneración, lo
anterior considerando la expansión de los ingenios
azucareros en el Valle del Cauca y la construcción de una
planta de etanol en el departamento del Meta. Por lo anterior
se tienen en cuenta estos 140 MW de cogeneración a partir
del año 2015.
Los promedios mensuales del costo marginal en todo el periodo de
análisis son 57.4, 45 y 31.9 US$/MWh, en demanda alta, media y
baja, respectivamente.
Se identifican las mismas tendencias de comportamiento del costo
marginal que en la alternativa 4,es decir, un incremento a partir del
año 2016, una disminución a partir del 2018, una nueva alza a partir
del año 2019, para luego reducirse en el año 2025.
El aporte de la generación térmica puede llegar a ser superior a los
1,000 Gwh-mes en las épocas de verano, particularmente a partir del
año 2022.
Bajo la alternativa 4, antes de dicho año, la generación térmica supera
este umbral, a diferencia de la opción 4B. Ello obedece al aporte de la
generación no convencional, principalmente el recurso eólico, el
cual es complementario con la hidroelectricidad del interior del país.
ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo
20
30
40
50
60
70
80
01/2
01
3
08/2
01
3
03/2
01
4
10/2
01
4
05/2
01
5
12/2
01
5
07/2
01
6
02/2
01
7
09/2
01
7
04/2
01
8
11/2
01
8
06/2
01
9
01/2
02
0
08/2
02
0
03/2
02
1
10/2
02
1
05/2
02
2
12/2
02
2
07/2
02
3
02/2
02
4
09/2
02
4
04/2
02
5
11/2
02
5
06/2
02
6
01/2
02
7
08/2
02
7
(US
$/M
Wh
)
Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000
7,500
8,000
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Hidráulica Térmica No Convencionales (Cogeneración + Geotérmica + Eólica)
COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
02
1
07/2
021
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
US
$/M
Wh
Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja
Alt. 4 - Dem. Alta Alt. 4 - Dem. Media Alt. 4 - Dem. Baja
Entre las alternativas 4B y 4 existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios de
demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88
US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente.
COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B
Se identifica una reducción en la generación térmica para la opción 4B, la cual es en promedio 191.1 GWh-mes. Así mismo, en
algunos momentos dicha diferencia puede llegar a ser superior a 500 GWh-mes. Ello se debe al aporte de la generación
renovable.
Desde el punto de vista de confiabilidad energética, ambas alternativas garantizan que el número de casos con déficit, VERE y
VEREC, sean inferiores a 5, 1.5 % y 3 %, respectivamente. No obstante, la opción 4 necesita menor capacidad instalada para
satisfacer dichas condiciones. Es decir, desde el punto de vista de confiabilidad, las alternativas 4 y 4B son equiparables.
.
4,000
4,250
4,500
4,750
5,000
5,250
5,500
5,750
6,000
6,250
6,500
6,750
7,000
7,250
7,500
7,750
8,000
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
021
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
026
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4
0
125
250
375
500
625
750
875
1,000
1,125
1,250
1,375
1,500
1,625
1,750
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
020
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
023
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B
4,000
4,250
4,500
4,750
5,000
5,250
5,500
5,750
6,000
6,250
6,500
6,750
7,000
7,250
7,500
7,750
8,000
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
02
0
01/2
021
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
02
3
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
026
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4
0
125
250
375
500
625
750
875
1,000
1,125
1,250
1,375
1,500
1,625
1,750
01/2
01
3
07/2
01
3
01/2
01
4
07/2
01
4
01/2
01
5
07/2
01
5
01/2
01
6
07/2
01
6
01/2
01
7
07/2
01
7
01/2
01
8
07/2
01
8
01/2
01
9
07/2
01
9
01/2
02
0
07/2
020
01/2
02
1
07/2
02
1
01/2
02
2
07/2
02
2
01/2
02
3
07/2
023
01/2
02
4
07/2
02
4
01/2
02
5
07/2
02
5
01/2
02
6
07/2
02
6
01/2
02
7
07/2
02
7
GW
h -
me
s
Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico
e Hidroelectricidad
0.0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
1.8
2.1
2.4
2.7
3.0
3.3
0 5 10 15 20 25 30 35P
ote
ncia
[M
W]
Velocidad viento [m/s]
Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]
120 metros de altura al eje del rotor
60 metros de altura al eje del rotor
𝑣 𝑧
𝑣 𝑧𝑟 =
ln𝑧𝑧𝑜
ln𝑧𝑟𝑧𝑜
𝑄 𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐸ó𝑙𝑖𝑐𝑎𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑃
𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐,𝑃,𝑡 = 𝑞 𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡 − 𝑞 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑃,𝑡
Inicio
Datos de entrada
Información 2001 -2009
Medición de vientos de la
región Guajira (a 10 mts)
Caudales turbinados de las
plantas Guatapé, Guavio y
Chivor
Cálculo de velocidad de
vientos a diferentes alturas,
según tecnología de
aerogenerador
Cálculo de la energía
generada por parque eólico
virtual, según tecnología de
aerogenerador y capacidad
instalada
Cálculo de caudal medio
equivalente de las plantas
Guatapé, Guavio y Chivor,
para generar la energía
eólica del parque virtual
Normalización de caudales
medios equivalentes
Normalización de caudales
turbinados por Guatapé,
Guavio y Chivor
Cálculo del índice de
complementariedad
Selección del análogo
equivalente del recurso eólico
de la Guajira
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico
e Hidroelectricidad
Tecnología (Tec)
Planta real (P)
Número de días
Total de días 𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐 ,𝑃
> 0.6
Aerogenerador de 1.3 MW
Guatapé 470 3,102 15.2 %
Aerogenerador de 1.3 MW
Guavio 641 3,102 20.7 %
Aerogenerador de 1.3 MW
Chivor 725 3,102 23.4 %
Aerogenerador de 3 MW
Guatapé 1,313 3,102 42.3 %
Aerogenerador de 3 MW
Guavio 1,776 3,102 57.3 %
Aerogenerador de 3 MW
Chivor 1,829 3,102 59.0 %
Se define que existe complementariedad tan solo
cuando durante mas del 50 % del tiempo
analizado (periodo 2009 – 2011), el valor de
Ic_(Tec,P,t) es superior a 0.6.
Esto quiere decir, por ejemplo, que en un mismo
instante de tiempo se tiene un caudal real muy
alto, y un bajo caudal equivalente asociado a la
planta eólica virtual.
Inicio
Datos de entrada
Información 2001 -2009
Medición de vientos de la
región Guajira (a 10 mts)
Caudales turbinados de las
plantas Guatapé, Guavio y
Chivor
Cálculo de velocidad de
vientos a diferentes alturas,
según tecnología de
aerogenerador
Cálculo de la energía
generada por parque eólico
virtual, según tecnología de
aerogenerador y capacidad
instalada
Cálculo de caudal medio
equivalente de las plantas
Guatapé, Guavio y Chivor,
para generar la energía
eólica del parque virtual
Normalización de caudales
medios equivalentes
Normalización de caudales
turbinados por Guatapé,
Guavio y Chivor
Cálculo del índice de
complementariedad
Selección del análogo
equivalente del recurso eólico
de la Guajira
Despacho de energía Alternativa 4B (GWh)
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico
e Hidroelectricidad
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-1
3
ene
.-1
4
ene
.-1
5
ene
.-1
6
ene
.-1
7
ene
.-1
8
ene
.-1
9
ene
.-2
0
ene
.-2
1
ene
.-2
2
ene
.-2
3
ene
.-2
4
ene
.-2
5
ene
.-2
6
ene
.-2
7
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-2
2
abr.
-22
jul.-2
2
oct.-2
2
ene
.-2
3
abr.
-23
jul.-2
3
oct.-2
3
ene
.-2
4
abr.
-24
jul.-2
4
oct.-2
4
ene
.-2
5
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico
e Hidroelectricidad
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
.-2
2
abr.
-22
jul.-2
2
oct.-2
2
ene
.-2
3
abr.
-23
jul.-2
3
oct.-2
3
ene
.-2
4
abr.
-24
jul.-2
4
oct.-2
4
ene
.-2
5
(GW
h)
Guavio Total Eolicas
Tecnología (Tec)
Planta real (P)
Número de días
Total de días 𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐 ,𝑃
> 0.6
Aerogenerador de 1.3 MW
Guatapé 470 3,102 15.2 %
Aerogenerador de 1.3 MW
Guavio 641 3,102 20.7 %
Aerogenerador de 1.3 MW
Chivor 725 3,102 23.4 %
Aerogenerador de 3 MW
Guatapé 1,313 3,102 42.3 %
Aerogenerador de 3 MW
Guavio 1,776 3,102 57.3 %
Aerogenerador de 3 MW
Chivor 1,829 3,102 59.0 %
Inicio
Datos de entrada
Información 2001 -2009
Medición de vientos de la
región Guajira (a 10 mts)
Caudales turbinados de las
plantas Guatapé, Guavio y
Chivor
Cálculo de velocidad de
vientos a diferentes alturas,
según tecnología de
aerogenerador
Cálculo de la energía
generada por parque eólico
virtual, según tecnología de
aerogenerador y capacidad
instalada
Cálculo de caudal medio
equivalente de las plantas
Guatapé, Guavio y Chivor,
para generar la energía
eólica del parque virtual
Normalización de caudales
medios equivalentes
Normalización de caudales
turbinados por Guatapé,
Guavio y Chivor
Cálculo del índice de
complementariedad
Selección del análogo
equivalente del recurso eólico
de la Guajira
Proyección de Demanda con implementación de las metas de ahorro del PROURE
ALTERNATIVA 6 – IMPLEMENTACIÓN DE
LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE
60,000
62,500
65,000
67,500
70,000
72,500
75,000
77,500
80,000
82,500
201
3
201
4
201
5
201
6
201
7
201
8
201
9
202
0
202
1
Dem
anda (
GW
h-a
ño)
URE a 2017 URE a 2020 Demanda Media Demanda Baja
Ahorro en Costo Marginal respecto a la Alternativa 4
ALTERNATIVA 6 – IMPLEMENTACIÓN DE
LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE
0.0
2.5
5.0
7.5
10.0
12.5
15.0
17.5
20.0
22.5
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
US
$/M
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Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 con 3,100 MW
Ahorro Costo Morginal respecto Alt 4 - URE 2020 con 3,100 MW
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-20.0
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-10.0
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
US
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Wh
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 sin 3,100 MW
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2020 sin 3,100 MW
ALTERNATIVA 6 – IMPLEMENTACIÓN DE
LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
US
$/M
Wh
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 con 3,100 MW
Ahorro Costo Morginal respecto Alt 4 - URE 2020 con 3,100 MW
-30.0
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-5.0
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
US
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Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 sin 3,100 MW
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2020 sin 3,100 MW
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US
$/M
Wh
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 con 3,100 MW
Ahorro Costo Morginal respecto Alt 4 - URE 2020 con 3,100 MW
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Wh
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 sin 3,100 MW
Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2020 sin 3,100 MW
Ahorro en Costo Marginal respecto a la Alternativa 4 sin 3,100 MW de expansión
ALTERNATIVA 6 – IMPLEMENTACIÓN DE
LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE
Se observa como considerando los 3,100 MW, en el periodo 2013 – 2020 se da un mayor ahorro con
las metas al 2017, para luego equipararse en el año 2020. Cuando no se consideran los 3,100 MW, si
bien se sigue observando dicha tendencia, a partir del año 2024 el ahorro es negativo,
independientemente del año de la implementación de ambos programas; es decir, el costo marginal es
mayor respecto a la alternativa 4, lo cual se debe, como ya se mencionó, a la no instalación de
proyectos hidroeléctricos.
Independientemente de ello, no se observan déficit o necesidades de expansión adicionales a los
proyectos del cargo por Confiabilidad en el horizonte de estudio.
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h)
Exportaciones Importaciones
Proyecto Coca-Codo
Sinclair (1500 MW) – 2016
Proyectos Toachi – Pilatón
(253 MW) y Paute -
Sopladora (487 MW) – 2015
Interconexiones Internacionales:
Colombia – Ecuador
Interconexiones Internacionales:
Colombia – Centro América
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6
(GW
h)
Exportaciones Importaciones
Entrada en operación de
la interconexión (300MW)
Proyecto hidroeléctrico Chan II
(214 MW) – 2020 (Panamá)
Interconexiones Internacionales:
Flujo Anual de Energía
-200
200
600
1,000
1,400
1,800
2,200
2,600
3,000
3,400
3,800
4,200
4,600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
(GW
h)
Col. - Ecu. Col. - Cen. Ame. Neto
Exportación agregada de electricidad
durante todos los periodos.
El máximo valor de exportaciones
netas se ubica alrededor de 4350
GWh durante el año 2026. Este valor
representa cerca del 4,5% de la
demanda proyectada para ese mismo
año.
Se observa una caída del flujo neto
de energía entre los años 2016 y
2018 la cual se puede asociar con la
entra en operación de los proyectos
hidroeléctricos en Ecuador
Agenda
Metodología General de Planificación
Supuestos
Revisión de Potencia y Energía
Escenarios
Resultados
Trabajo Futuro
Diagnóstico STR Guajira:
La contingencia de uno de los transformadores en Cuestecitas 220/110
kV, provoca sobrecarga en el transformador que queda en servicio, lo
que puede ocasionar desatención de demanda en el área.
Como solución, el OR presentó la alternativa de instalación de un tercer
transformador 220/110 kV – 100 MVA en dicha subestación, adicional al
cambio de capacidad de los transformadores existentes de 60 MVA a
100 MVA.
Diagnóstico STN:
Bajo escenarios de máximo despacho en Termoguajira e importación
desde Venezuela superior a 150 MW, se observa limitación para la
evacuación de la generación ante contingencia, específicamente la falla
de las líneas Cuestecitas – Valledupar 220 kV y Guajira – Santa Marta
220 kV.
LIMITANTE DE RED
PARA CONEXIÓN DE
GENERACIÓN
ADICIONAL AL SISTEMA
Intermitencia de recurso
Inercia del sistema
Problemas de
frecuencia
Potencial Eólico
La conexión de generación en la Guajira, particularmente el
recurso eólico, representa un reto técnico. Se deberán
estudiar alternativas como las tecnologías HVDC
Incorporación energías renovables no convencionales al
SIN – Caso Guajira
COMP. DINAMICA ORIENTAL Y OBRAS DE STR
Fecha Entrada: 30/Sep/2015
Numero Unidades de generación: 18 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 95%
1° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
Numero Unidades de generación: 14 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
2° REFUERZO ORIENTAL
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Numero Unidades de generación: 12 / 26
Probabilidad disponibilidad unidades: 100%
En el año 2022, se requerirían 22 / 26
Unidades, cuya probabilidad de
disponibilidad es del 55 %
En el año 2026, se requerirían 26 / 26
Unidades, cuya probabilidad de
disponibilidad es del 0%
Expansión
Expansión de red Generación
localizada
Generación localizada como alternativa de expansión –
Caso área Oriental
S/E LA LOMA 500 kV
Conexión nueva demanda y nuevo
punto de inyección en Cesar
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA
Evacuación generación, nuevo
punto de inyección en Tolima -
Huila
Fecha Entrada: 30/Sept/2015
PROYECTO ITUANGO
Conexión Ituango
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
REFUERZO COSTA CARIBE
Reducción restricciones Costa
Caribe
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO SUROCCIDENTAL
Reducción de restricciones
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO PORCE III 500 kV
Eliminación restricciones de
generación
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
COMP. DINAMICA ORIENTAL
Mejora condiciones de
seguridad área Oriental
Fecha Entrada: 2014 SVC y
2015 STATCOM
1° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
2° REFUERZO ORIENTAL
Mejora condiciones de
confiabilidad área Oriental
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Ampliación:
SVC Tunal
STATCOM Bacatá
Convocatoria:
Transformador Copey
S/E la Loma
Refuerzo Costa Caribe
Refuerzo Porce III
Conexión Ituango
Refuerzo Suroccidental
Tuluní
Primer Refuerzo Oriental
Segundo Refuerzo Oriental
Rio Cordoba
Mejora Conectividad
Reforma
2do TRF COPEY
Reducción restricciones GCM
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
Plan de Expansión de Transmisión
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Wh
Incremento tarifario de la componente de Transmisión Vs Costo de no ejecución de la Expansión. Escenario bajo del crecimiento de la demanda
Compensación estática en el área Oriental (Bogotá y Meta) Compensación dinámica (SVC y STATCOM)Primer refuerzo de red área Oriental (Sogamoso - Norte - Nueva Espeanza 500 kV) Segundo refuerzo de red área Orienta (Virginia - Nueva Esperanza 500 kV)Conexión ituango Refuerzo de red área CaribeRefuezo de red área Suroccidental Reconfiguración de la línea Ocaña - Copey 500 kV en el corredor Ocaña - La Loma - Copey.Reconfiguración Ituango - Sogamoso 500 kV en el corredor Ituango - Porce III - Sogamoso. Conexión del proyecto Ambeima 40 MW Beneficios Totalizados Beneficios expansión área OrientalBeneficios expansión área Caribe Beneficios expansión conexión de ItuangoBeneficios expansión área Suroccidental Beneficios por atención de nueva demanda (Conexión Drummond)Beneficios por reducción de restricciones asociadas a la limitación de Porce III (EDAC) Beneficios energéticos del cargo por confiabilidad de los proyectos Ambiema y Amoyá
Plan de Expansión de Transmisión