F-DI-04
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2016 - 2030
Unidad de Planeación Minero Energética
Cartagena de Indias, 19, 20 y 21 de octubre de 2016
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
CONTENIDO
• Plan de Expansión de Generación – Metodología para el planeamiento – Balance de energía firme versus demanda de energía – Escenarios simulados – Resultados de los escenarios – Análisis especiales
• Resultados del Plan de Expansión de Transmisión – Iden;ficación de obras del STN Plan 2016 – Planeación Largo Plazo – Incer;dumbres de información en la planeación – Otros tópicos de análisis
F-DI-04
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN
Dotación de recursos naturales
Incen;vos regulatorios
Registro de proyectos y estudios de conexión
Costos por tecnología
Restricciones ambientales
Proyecciones de demanda
Precios
Parámetros técnicos
Minimización de costo de operación y de inversión
Construcción de escenarios con op;mización de costo total
Cálculo de indicadores de confiabilidad y de desempeño
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Indicador Definición Expresión matemática
Resiliencia hidráulica
Establece la dependencia de la demanda nacional respecto al recurso hidroeléctrico (energía y potencia).
𝑅↓ℎ ↓𝑗 =(𝛼/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝐸↓𝑗,𝑖 /𝐷↓𝑒 ↓𝑗,𝑖 ) +(1−𝛼/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝑃𝑗,↓𝑖 /𝐷↓𝑝
↓𝑗,𝑖 )
Costo Marginal Análogo al precio futuro de bolsa.
𝐼↓𝐶 ↓𝑗 =(1/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(1− 𝐸[𝐶↓𝑚𝑔 ↓𝑗,𝑖 ]/max(𝐸[𝐶↓𝑚𝑔 ↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑎𝑥 ]) )
Emisiones de CO2
Las emisiones de CO2 dependen de la generación térmica por recurso y su consumo de combustible.
𝐼↓𝐸 ↓𝑚𝑗 =(1/𝑛 ).∑𝑖=1↑𝑛▒(𝐸↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎, 𝑖 − 𝐸↓𝑒𝑠𝑐𝑗,𝑖 /𝐸↓𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎,𝑖 )
Costo Nivelado de Generación
Refleja el costo de la inversión y operación excluyendo la conexión a la red. El mismo se encuentra normalizado respecto al escenario más costoso.
𝐼↓𝐶↓𝑛𝑖𝑣𝐺𝑒𝑛 ↓𝑗 =1−(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓𝑗 /max( 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓1 , 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓2 ,…….,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜↓𝑛 ) )
NOTA: Los valores de los indicadores, salvo para las emisiones, oscilan entre 0 y 1. Entre más cercano esté a la unidad, el desempeño de cada
escenario es positivo.
INDICADORES DE DESEMPEÑO
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años SUPUESTOS BASICOS DE PRECIOS
PRECIOS DE GAS PRECIOS DE LIQUIDOS
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
jun.
-16
nov.
-16
abr.-
17se
p.-1
7m
ar.-1
8ag
o.-1
8en
e.-1
9ju
n.-1
9di
c.-1
9m
ay.-2
0oc
t.-20
mar
.-21
sep.
-21
feb.
-22
jul.-
22di
c.-2
2ju
n.-2
3no
v.-2
3ab
r.-24
sep.
-24
mar
.-25
ago.
-25
ene.
-26
jun.
-26
dic.
-26
may
.-27
oct.-
27m
ar.-2
8se
p.-2
8fe
b.-2
9ju
l.-29
dic.
-29
jun.
-30
nov.
-30
USD
/MBT
U
Carbón Guajira Carbón Gecelca Carbón TermopaipaCarbón Termotasajero Carbón TermoZipa
PRECIOS DE CARBON
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años PROYECCIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA
Crecimiento promedio de energía: 2,99% Crecimiento promedio de potencia: 2.09%
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años BALANCE ENERGÍA EN FIRME VS. PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA (Sin atrasos)
26/06/2021, 224.64
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
oct.-
16
ene.
-17
abr.-
17
jul.-
17
oct.-
17
ene.
-18
abr.-
18
jul.-
18
oct.-
18
ene.
-19
abr.-
19
jul.-
19
oct.-
19
ene.
-20
abr.-
20
jul.-
20
oct.-
20
ene.
-21
abr.-
21
jul.-
21
oct.-
21
ene.
-22
abr.-
22
jul.-
22
oct.-
22
ene.
-23
abr.-
23
jul.-
23
oct.-
23
Ene
rgía
[GW
h-dí
a]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta
Proyecto FPO Ituango Dic-‐18
Gecelca 3.2 Nov-‐16
Termonorte Dic-‐17
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
19/06/2021, 224.64
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
oct.-
16
ene.
-17
abr.-
17
jul.-
17
oct.-
17
ene.
-18
abr.-
18
jul.-
18
oct.-
18
ene.
-19
abr.-
19
jul.-
19
oct.-
19
ene.
-20
abr.-
20
jul.-
20
oct.-
20
ene.
-21
abr.-
21
jul.-
21
oct.-
21
ene.
-22
abr.-
22
jul.-
22
oct.-
22
ene.
-23
abr.-
23
jul.-
23
oct.-
23
Ener
gía
[GW
h-dí
a]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta
Proyecto FPO Ituango Dic-‐19
Gecelca 3.2 Jul-‐17
Termonorte -‐-‐-‐-‐-‐-‐-‐
BALANCE ENERGÍA EN FIRME VS. PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA (Con atrasos)
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
7.00%en
e.-1
6ju
n.-1
6no
v.-1
6ab
r.-17
sep.
-17
feb.
-18
jul.-
18di
c.-1
8m
ay.-1
9oc
t.-19
mar
.-20
ago.
-20
ene.
-21
jun.
-21
nov.
-21
abr.-
22se
p.-2
2fe
b.-2
3ju
l.-23
dic.
-23
may
.-24
oct.-
24m
ar.-2
5ag
o.-2
5en
e.-2
6ju
n.-2
6no
v.-2
6ab
r.-27
sep.
-27
feb.
-28
jul.-
28di
c.-2
8m
ay.-2
9oc
t.-29
mar
.-30
ago.
-30
VER
EC
VEREC VEREC límite
VEREC=447.05 GWh-mes
9 G
Wh-
día=
279
GW
h-m
es
VEREC=168.05 GWh-mes
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Restricción a hídricas a gran escala
Restricción a eólicas y solares
Impuesto a emisiones de
CO2
Esc. Base DETERMINÍSTICO
Esc. 1 “LIMITACIÓN A RENOVABLES”
SI SI NO
Esc. 2 “VERDE”
SI NO SI
Esc. 3 “RESTRICTIVO”
SI SI SI
Esc. 4 “LIBRE MERCADO”
NO NO NO
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
0
0.5
1
1.5
2
2.5
jun.
-16
nov.
-16
abr.-
17se
p.-1
7m
ar.-1
8ag
o.-1
8en
e.-1
9ju
n.-1
9di
c.-1
9m
ay.-2
0oc
t.-20
mar
.-21
sep.
-21
feb.
-22
jul.-
22di
c.-2
2ju
n.-2
3no
v.-2
3ab
r.-24
sep.
-24
mar
.-25
ago.
-25
ene.
-26
jun.
-26
dic.
-26
may
.-27
oct.-
27m
ar.-2
8se
p.-2
8fe
b.-2
9ju
l.-29
dic.
-29
jun.
-30
nov.
-30
US
D/M
BTU
Impuesto considerado
Impuesto Gas Impuesto Carbón Impuesto ACPM
Impuesto Fuel Oil Impuesto Jet
10 USD/TonCO2
15 USD/TonCO2
20 USD/TonCO2
Planta térmicaHate Rate
[MBTU/MWh]Impuesto al carbón
en USD/MWhGuajira 1 9.4 9.65Guajira 2 9.9 10.16Paipa 1 11.8 12.10Paipa 2 15.4 15.76Paipa 3 10.5 10.80Paipa 4 8.9 9.12
Tasajero 1 9.5 9.71Tasajero 2 9.8 10.06
Zipa 2 14.6 15.00Zipa 3 11.9 12.26Zipa 4 10.6 10.83Zipa 5 9.3 9.50
Gecelca 3 13 13.34Gecelca 3.2 11 11.29
10 USD/TonCO2
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
CASO BASE
13517.157%
3656.016%
2564.011%
1538.67%
402.12% 1456.0
6%
234.21%
50.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
13517.157%
3656.016%
2564.011%
1538.67%
402.12% 1456.0
6%
234.21%
50.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
Recurso Base Cargo por confiabilidad
Expansión adicional Total
Hidráulica 10890.1 1200.0 1427.0 13517.1Gas 3509.0 0.0 147.0 3656.0Carbón 1344.0 250.0 970.0 2564.0Menores 745.4 0.0 793.2 1538.6
Cogeneración 117.1 0.0 285.0 402.1Eólica 0.0 0.0 1456.0 1456.0Solar 0.0 0.0 234.2 234.2
Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0Otros 0.0 88.3 0.0 88.3Total 16605.6 1538.3 5362.4 23506.2
CASO BASE
§ Representa la actualización del escenario 12 del Plan de Expansión 2015-2029.
§ Se sustenta principalmente en nuevos proyectos eólicos y térmicos a base de carbón.
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
13913.958%
3656.015%
2674.011%
1538.67%
447.82% 1456.0
6%
129.81%
0.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
13968.963%
3656.017%
1594.07%
1538.67%
402.12%
727.03%
209.71%
50.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
Escenario 0
§ Representa la actualización del escenario 12 del Plan de Expansión 2015-2029.
§ Se sustenta principalmente en nuevos proyectos eólicos y térmicos a base de carbón.
13913.961%3656.0
16%
2453.411%
1538.67%
402.12%
727.03%
129.80%
0.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
Recurso Expansión adicional Total
Hidráulica 1823.8 13913.9Gas 147.0 3656.0Carbón 859.4 2453.4Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1Eólica 727.0 727.0Solar 129.8 129.8
Geotérmica 0.0 0.0Otros 0.0 88.3Total 4765.2 22909.1
13913.961%
3656.016%
1594.07%
1538.67%
402.12% 1456.0
7%
64.10%
0.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
Recurso Expansión adicional Total
Hidráulica 1823.8 13913.9Gas 147.0 3656.0Carbón 0.0 1594.0Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1Eólica 1456.0 1456.0Solar 64.1 64.1
Geotérmica 0.0 0.0Otros 0.0 88.3Total 4569.1 22713.0
Recurso Expansión adicional Total
Hidráulica 1878.8 13968.9Gas 147.0 3656.0Carbón 0.0 1594.0Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1Eólica 727.0 727.0Solar 209.7 209.7
Geotérmica 50.0 50.0Otros 0.0 88.3Total 4090.7 22234.5
Esc. 1 LIMITACIÓN A RENOVABLES
Esc.2 VERDE
Esc.3 RESTRICITVO
Esc.4 LIBRE MERCADO
Recurso Expansión adicional Total
Hidráulica 1823.8 13913.9Gas 147.0 3656.0Carbón 1080.0 2674.0Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 330.8 447.8Eólica 1456.0 1456.0Solar 129.8 129.8
Geotérmica 0.0 0.0Otros 0.0 88.3Total 5760.6 23904.5
* *** **
* * *
ESCENARIOS DE LARGO PLAZO
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
6647
5
8424
8
8983
2
9561
5
7513
6
1642
1
1332
7 1344
5 1253
3
1531
3
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
110000
120000
ESC 0.0 ESC 1.0 ESC 2.0 ESC 3.0 ESC 4.0
M U
SD
Costo Operación Costo Inversión
RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO COSTOS TOTALES
“BASE”
“RESTRICTIVO” “VERDE”
“LIBRE MERCADO”
“LIMITACIÓN A RENOVABLES”
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
180.00
200.00en
e.-1
6ju
l.-16
ene.
-17
jul.-
17en
e.-1
8ju
l.-18
ene.
-19
jul.-
19en
e.-2
0ju
l.-20
ene.
-21
jul.-
21en
e.-2
2ju
l.-22
ene.
-23
jul.-
23en
e.-2
4ju
l.-24
ene.
-25
jul.-
25en
e.-2
6ju
l.-26
ene.
-27
jul.-
27en
e.-2
8ju
l.-28
ene.
-29
jul.-
29en
e.-3
0ju
l.-30
Valo
r Esp
erad
o C
osto
Mar
gina
l Dem
anda
U
SD
/MW
h
Esc 0.0 Esc 1.0 Esc 2.0 Esc 3.0 Esc 4.0
RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO COSTO MARGINAL
BASE LIMITACIÓN A RENOVABLES
VERDE RESTRICTIVO LIBRE MERCADO
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
1,800,000
2,000,000en
e.-1
6ju
l.-16
ene.
-17
jul.-
17en
e.-1
8ju
l.-18
ene.
-19
jul.-
19en
e.-2
0ju
l.-20
ene.
-21
jul.-
21en
e.-2
2ju
l.-22
ene.
-23
jul.-
23en
e.-2
4ju
l.-24
ene.
-25
jul.-
25en
e.-2
6ju
l.-26
ene.
-27
jul.-
27en
e.-2
8ju
l.-28
ene.
-29
jul.-
29en
e.-3
0ju
l.-30
Valo
r Esp
erad
o E
mis
ione
s [T
on C
O2]
Esc 0.0 Esc 1.0 Esc 2.0 Esc 3.0 Esc 4.0
RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO EMISIONES DE CO2
BASE VERDE RESTRICTIVO LIBRE MERCADO LIMITACIÓN A RENOVABLES
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
§ El escenario 3 (RESTRICTIVO) presenta mayores limitaciones para el desarrollo de ciertas tecnologías (térmicas vía impuesto a las emisiones de CO2, eólica, hidroeléctrica a gran escala y solar a gran escala). Es por ello que este presenta el mayor Valor Esperado de Racionamiento de Energía.
Escenario VEREC [%] FechaEsc 0.0 - -Esc 1.0 3.4 mar-28Esc 2.0 - -
4.08 abr-‐257.58 mar-30
Esc 4.0 - -
Esc 3.0
RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO CONFIABILIDAD
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
63.4574.68
76.8979.05
70.1682.78
75.3785.57
69.2363.54
70.81
50 60 70 80 90
ESC 0.0ESC 1.0ESC 1.1ESC 2.0ESC 2.1ESC 3.0ESC 3.1ESC 3.2ESC 4.0ESC 4.1ESC 4.2
USD/MWh
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
0,6
0,8Esc 0.0
Esc 1.0
Esc 2.0Esc 3.0
Esc 4.0
Resiliencia Hidráulica Costo MarginalCosto Nivelado de Generación Emisiones
“BASE”
“LIMITACIÓN A RENOVABLES”
“RESTRICTIVO” “VERDE”
“LIBRE MERCADO”
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años ANALISIS ESPECIALES
• Beneficios y costos de repotenciación de unidades térmicas de carbón con alto consumo específico de combus;blle
• Power Nodes-‐Flexibilidad y Despacho predic;vo.
• Algunos elementos el cambio climá;co con incidencia en la planeación
• Alertas tempranas en Generación.
• Interconexión con Ecuador.
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
Reducción del Hate Rate al 50 % y misma capacidad
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
0.05 0.25 0.45 0.65 0.85
B/C
% CostoB/C P_Z->misma capacidadB/C P_P->misma capacidad
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
ene.
-16
ene.
-17
ene.
-18
ene.
-19
ene.
-20
ene.
-21
ene.
-22
ene.
-23
ene.
-24
ene.
-25
ene.
-26
ene.
-27
ene.
-28
ene.
-29
ene.
-30
KU
SD
Beneficio Usuario->misma capacidad [kUSD]1,571,440.001,619,020.00
Inversión P-Z [USD/MW]Inversión P_P [USD/MW]
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
77.9
9%
60.4
0%
42.9
1%
38.7
8%
34.6
5%
33.6
5%
20.7
2%
18.1
9%
17.2
0%
11.9
7%
9.52
%
9.17
%
8.22
%
7.13
%
5.13
%
2.92
%
2.60
%
77.6
8%
40.7
7%
33.6
5%
31.9
7%
21.1
1%
15.0
3%
11.7
7%
14.0
2%
10.1
2%
8.96
%
8.36
%
3.29
% 7.81
%
4.06
%
2.16
%
2.52
%
1.48
%
0.00%
10.00%
20.00%
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
Pérdida de Capacidad en 25 años Sedimentos depositados sobre el mínimo técnico [%]
Unidad de Planeación Minero Energética
20 años
DE = 4.2432t - 7812.9
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110
Desv
iaci
ón E
stán
dar d
el A
porte
Tot
al [m
3/s]
Año (t)
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PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN
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AGENDA
• Obras STN Plan 2016-‐2030
• Planeación Largo Plazo (~ 2050)
• Incer;dumbre en la información para la expansión • Modificación Red por generación • Modificación Red por demanda
• Otros tópicos de análisis
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Sistema de Transmisión hoy
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• Interconexión Arauca – Casanare 2021 Beneficios: Mejora condiciones STR Arauca y Casanare Mejora STN Permite atender zonas aisladas Costo STN y STR Aproximadamente USD 35 Millones • Nueva Subestación Nva Granada 2022 Beneficios Mejora condiciones STR Mejora SDL Permite Conexión Generación Costos: Aproximadamente USD 106 Millones
Obras del STN – Plan 2016
Interconexión Arauca -‐ Casanare Nueva Granada
Compensación Caribe
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• Compensación Caribe 2018 Beneficios: Mejora confiabilidad STN Reducción Restricciones Costo STN y STR Aproximadamente USD 7,7 Millones
Obras del STN – Plan 2016
Interconexión Arauca -‐ Casanare Nueva Granada
Compensación Caribe
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AGENDA
• Obras STN Plan 2016-‐2030
• Planeación Largo Plazo (~ 2050)
• Incer;dumbre en la información para la expansión • Modificación Red por generación • Modificación Red por demanda
• Otros tópicos de análisis
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METODOLOGÍA DE PLANEACIÓN DE LARGO PLAZO (30 AÑOS).
• Consideración de aspectos sociales y ambientales en la definición de la expansión
• Flujos D.C. y op;mización con programación lineal de costos totales de transporte (TOTEX y restricciones) con cuan;ficación de riesgos.
• Incrementos de generación proporcional a la demanda, a par;r del escenario base y registro de proyectos de generación
• Escenarios de proyecciones discretas de demanda para 15 áreas eléctricas con tendencia histórica
Proyección de
Demanda
Expansión de
Generación
Valoración de riesgos
Simulación del
Sistema
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PROYECCIONES DE DEMANDA A LARGO PLAZO (30 AÑOS)
BOLIVAR
GUAJIRA
SANTANDER
SUCRE
BOLIVAR
ATLANTICO MAGDALENA
CESAR
CASANARE
NORTE SANTANDER
ANTIOQUIA
CHOCO
CORDOBA
CALDAS
TOLIMA
META
CUNDINAMARCA
BOYACÁ
ARAUCA
HUILA
CAQUETA
NARIÑO
CAUCA
VALLE
PUTUMAYO
QUINDIO
RISARALDA
VENEZUELA
COLOMBIA
GUAVIARE
ECUADOR
PANAMA
ANTIOQUIA CHOCO
GCM ATLANTICO
META GUAVIARE
CQR
VALLE
THC
CAUCA
NARIÑO PUTUMAYO
BOGOTA CUNDINAMARCA
BOYACA CASANARE
SANTANDER ARAUCA
CORDOBA SUCRE
NORTE SANTANDER
Se establecen 15 sub áreas: • Atlán;co • Bolívar • GCM • Córdoba – Sucre • An;oquia –Choco • Norte de Santander • Santander • Boyacá – Casanare • Meta – Guaviare • CQR • THC • Bogotá – Cundinamarca • Valle • Cauca • Nariño -‐ Putumayo
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Escenarios de generación (i) y demanda (j)
Red definida
Establecer escenarios de generación y demanda
Prueba soluciones K para escenarios (i,j)
Metodología General
Sobrecarga elementos Establece solución k
Soluciones k para escenario demanda (j) generación (i)
Escenarios de generación Para i=1:n
Escenarios de demanda Para j=1:m
Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y mul;plicidad de escenarios
Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y mul;plicidad de escenarios
Toma de decisión definición corredor
Es;mación del Flujo – programación lineal
Si
No
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CONSIDERACIONES AMBIENTALES Y SOCIALES
RIESGO 1. MAPA DE AREAS DE EXCLUSIÓN TOTAL (Áreas del Sistema de Parques Nacionales Naturales
RIESGO 2. MAPA DE AREAS DE MUY ALTA SENSIBILIDAD (Áreas de muy alta sensibilidad Ambiental y Social
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CONSIDERACIONES AMBIENTALES Y SOCIALES
RIESGO 3. MAPA DE AREAS DE ALTA SENSIBILIDAD (Ambiental)
RIESGO 4. MAPA DE AREAS DE MODERADA SENSIBILIDAD (Ambiental)
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Caso Colombiano – 2050
Riesgo 1 Riesgo 2 Riesgo 3 Riesgo 4 Riesgo 5 Atlantico – Bolivar 0 0 0 0 1 Atlantico – GCM 0 0 1 0 0
Atlantico – Cordoba –Sucre 0 1 0 0 0 Bolivar – Cordoba Sucre 0 1 0 0 0
Bolivar – Norte de Santander 0 0 1 0 0 Bolivar – Santander 0 0 1 0 0
GCM – Cordoba – Sucre 0 0 1 0 0 GCM – Norte de Santander 0 0 0 1 0
Antioquia – Cordoba – Sucre 0 0 1 0 0 Norte de Santander – Santander 0 0 0 1 0
Santander – Antioquia 0 0 0 1 0 Santander – Boyaca – Casanare 0 0 1 0 0
Santander – Bogotá 0 0 1 0 0 Antioquia – Bogotá 0 0 0 1 0 Antioquia – CQR 0 0 1 0 0 Bogotá – Boyaca 0 0 0 0 1
Bogotá – CQR 0 0 0 0 1 Bogotá – CQR 0 0 0 0 1 CQR – Valle 0 0 1 0 0
Valle – Cauca 0 0 0 1 0 THC –Nariño 0 0 1 0 0
ZONA
NO
INTERCONECTADA AMAZONAS
VAUPÉZ
GUAINÍA
VICHADA
GUAJIRA
SANTANDER
SUCRE
BOLIVAR
ATLANTICO MAGDALENA
CESAR
CASANARE
NORTE SANTANDER
ANTIOQUIA
CHOCO
CORDOBA
CALDAS
TOLIMA
META
CUNDINAMARCA
BOYACÁ
ARAUCA
HUILA
CAQUETA
NARIÑO
CAUCA
VALLE
PUTUMAYO
QUINDIO
RISARALDA
VENEZUELA
COLOMBIA
GUAVIARE
ECUADOR
PANAMA
SANTANDER ARAUCA
BOLIVAR
ANTIOQUIA CHOCO
GCM ATLANTICO
META GUAVIARE
CQR
VALLE
THC
CAUCA
NARIÑO PUTUMAYO
BOGOTA CUNDINAMARCA
BOYACA CASANARE
CORDOBA SUCRE
NORTE SANTANDER
SAN ANDRES Y PROVIDENCIA
ENLACE ACTUAL EXPANSIÓN DEFINIDA ENLACES INTERNACIONALES BLOQUE 1 BLOQUE 2 BLOQUE 3 BLOQUE 4
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AGENDA
• Obras STN Plan 2016-‐2030
• Planeación Largo Plazo (~ 2050)
• Incer;dumbre en la información para la expansión • Modificación Red por generación • Modificación Red por demanda
• Otros tópicos de análisis
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IMPACTO RED - GENERACIÓN
Porvenir: 275 MW Fecha: indeterminada Espíritu Santo: 600 MW
Fecha: 2023
Cañafisto: 936 MW Fecha: 2023
Encimadas -‐ Cañaveral: 184 MW Fecha: 2020
Porvenir 2: 352MW Fecha: indeterminada
Termosinifana: 350 MW Fecha: indeterminada
Rio San Juan: 117 MW Fecha: Indeterminado
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Impacto Red - Demanda
Información
Entrega estudio de conexión y toda la información suficiente para análisis
Definición
Análisis por parte de la UPME –CAPT –Definición Plan
Convocatoria
Garanuas
QUE SE ESPERA?
• Proyectos Reales y que se vayan a ejecutar • Información Suficiente para análisis Eléctricos y Energé;cos
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IMPACTO MODIFICACIÓN DE RED DEMANDA
AÑO Capacidad MW (Totales)
2016 180.3 2017 191.8 2018 200.4 2019 206.0 2020 207.5 2021 209.0 2025 209.0
AÑO Capacidad MW (Totales)
2015 192 2016 280 2018 280 2020 280
AÑO Capacidad MW (Totales)
2018 356 2020 356
Conexión a chivor / Chivor 2 Conexión a reforma Conexión a Chivor 2
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• Confiabilidad y eficiencia en la expansión STN – STR – SDL – Coordinación de la expansión en los tres sistemas – Responsabilidad de la expansión de STR en condición de múl;ples
propietarios. – Mecanismos para mejorar la concurrencia en convocatorias de STR. – Medición inteligente
• Interconexiones con Ecuador y Panamá.
Otros tópicos de análisis
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MUCHAS GRACIAS www.upme.gov.co
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