análisis de los servicios complementarios para el sistema ... · objetivo de la etapa 2 un...
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Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema
Interconectado Nacional (SIN)
Análisis del SIN Considerando Nuevos Desarrollos - Resultados
Octubre de 2018
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
2
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
3
Objetivo de la Etapa 2
► Un análisis del SIN colombiano considerando entrada de nuevos desarrollos
Proyectar escenarios de expansión para el sistema en un horizonte de largo plazo, considerando
la entrada de nuevos desarrollos (energías renovables y convencionales)
Simular la operación del SIN en un detalle horario para verificar los efectos en los requerimientos
de reserva operativa para el sistema, producto de la incorporación de energías renovables
variables (ERVs)
Cuantificar los costos asociados a la flexibilidad requerida por el sistema, producto de la
incorporación de energías renovables variables (ERVs)
4
Contexto Actual del SIN
► Para los próximos años se prevé un
cambio estructural en la matriz de
electricidad de Colombia con la entrada en
servicio masiva de energías renovables
variables
► Al menos dos efectos colaterales se
estiman resultado de la inserción de
energías variables renovables:
Aumento de las necesidades de reserva
operativa
Aumento de los costos de flexibilidad
5
Producción de las VRE
6
Efecto colateral de la inserción de ERVs: Flexibilidad Operativa
► Aumento en el número
de encendidos
► Aumento de operación a
mínimo técnico
7
► Aumento del ciclaje de
centrales térmicas
Fuente: estudio de PSR para el sistema de Chile
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
8
Expansión de sistemas eléctricos
► El objetivo de la planificación es suministrar la
demanda de la manera más económica y confiable
► Este problema es complejo debido al inmenso número
de combinaciones de proyectos y fechas de
construcción:
20 proyectos candidatos 220 ≈ 106 = 1 millión de
combinaciones
40 proyectos 240 ≈ 1012 =1 millión de millones de
combinaciones
40 proyectos a lo largo de 10 años 1040 ≈ 106 7 1 millón
de millones de millones etc.
► Los modelos de optimización de la expansión utilizan
técnicas de “programación entera mixta” (MIP) para
manejar esta complejidad
9
Operación de sistemas eléctricos
10
El problema de operación es estocástico debido a la incertidumbre con
respecto a los valores futuros de la demanda, caudales, producción renovable
etc. Esta incertidumbre se representa por un “árbol de decisiones”
► El número de tramos del árbol crece exponencialmente con el número de
decisiones y etapas. Por ejemplo, 10 decisiones a lo largo de 24 meses (2 años)
1024 ≈ 106 4 = 1millón4
► Los modelos de optimización operativa utilizan técnicas de programación dinámica
estocástica para manejar esta complejidad
Complejidad del problema operativo
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Función de
Costo Futuro
Función de
Costo
Inmediato
Volumen final
Costo
FCI + FCF
Decisión óptima: equilibrio entre los
valores inmediato y futuro del agua
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
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Sistema de planificación PSR Core
► Herramientas de Modelación
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ePSR: base de datos y manejo de la información
OptGenExpansión óptima integrada de la
generación, interconexiones y
reserva probabilística
SDDPSimulación operativa probabilística
(resolución horaria, commitment,
reservas y red de transmisión)
NetPlanExpansión robusta del sistema
de transmisión y planificación de
fuentes reactivas
OptFlowFlujo de potencia óptimo (modelo
linear de potencia activa y
modelo nolineal AC)
HERAInventario de recursos
renovables (eólica, solar,
hidroeléctrica etc.)
Time Series LabEscenarios integrados
de la producción
renovable
PSR Cloud
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
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Escenarios de estudio
15
Etapas de Modelación
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Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉)
► El Consultor ha propuesto una metodología para determinar la reserva requerida
para dar cuenta de la incertidumbre asociada al error de pronóstico de la
generación ERV a partir de las series simuladas, que contempla 3 pasos.
Paso 1
Error de pronóstico por
hora y por serie 𝛿ℎ𝑠
Paso 2
Diferencia de error de
pronóstico entre horas
consecutivas para cada
serie Δℎ𝑠
Paso 3
Cálculo de Reserva ERV
óptima para hora h, 𝑅𝐸𝑅𝑉∗
bajo criterios de CVaR.
Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉) – Paso 1
► Para cada hora (ℎ) de cada serie simulada (𝑠) se determina la desviación de la
producción ERV (𝑒ℎ𝑠) con respecto al valor esperado 𝑒ℎ
𝑠 (promedio)
𝛿ℎ𝑠 = 𝑒ℎ
𝑠 − 𝑒ℎ𝑠
► Se interpreta esta desviación (𝛿ℎ𝑠) como el error de pronóstico asociado a cada hora
de producción ERV (para cada serie simulada)
18
Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉) – Paso 2
► Se determina la diferencia en el error de pronóstico entre dos horas consecutivas en
cada serie simulada (Δℎ𝑠 ). Esto constituye la necesidad de reserva en giro en cada
hora ℎ para una serie simulada (𝑠) :
Δℎ𝑠 = 𝛿ℎ
𝑠 − 𝛿ℎ−1𝑠
Si 𝛿ℎ−1𝑠 = 0 → Δℎ
𝑠 = 𝛿ℎ𝑠 → 𝑅𝐸𝑅𝑉
ℎ,𝑠 = error de pronóstico hora h y serie s
Si 𝛿ℎ−1𝑠 > 0 → Δℎ
𝑠 < 𝛿ℎ𝑠→ 𝑅𝐸𝑅𝑉
ℎ,𝑠 < error de pronóstico hora h y serie s
Si 𝛿ℎ−1𝑠 < 0 → Δℎ
𝑠 > 𝛿ℎ𝑠→ 𝑅𝐸𝑅𝑉
ℎ,𝑠 > error de pronóstico hora h y serie s
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Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉) – Paso 3
► Se determina el valor de la reserva probabilística de cada hora, 𝑅∗, como la
siguiente expresión:
𝑅𝐸𝑅𝑉∗ = 𝜆 × 𝐸 𝑅 + 1 − 𝜆 × 𝐶𝑉𝑎𝑅90%(𝑅)
𝐸 𝑅 representa el promedio de Δℎ𝑠 para todas las series1
𝐶𝑉𝑎𝑅90% es el conditional value at risk de la muestra de de diferencias
El peso 𝜆 representa el criterio de riesgo del planificador
En la experiencia de los Consultores con este tipo de criterio de riesgo, 𝜆=0.8 representa un
compromiso razonable entre confiabilidad y costo
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Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
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Sistema Existente - Capacidad Instalada
Tipo Generación
Potencia Instalada (MW)
Térmicas Gas 3913.6
Térmicas Carbón 1043
Otro 775.43
Hidroeléctrica 11056.5
Solares 38.7
Eólicas 18.42
22
Escenarios de demanda (fuente UPME)
► Demanda Referencia x Alta
23
68.982 71.458
73.804 76.383
78.852 80.693
82.761 84.941
87.236 89.792
92.594 95.725
99.914 103.441
107.174
70.636 73.158
75.550 78.180
80.700 82.591
84.713 86.952
89.306 91.924
94.790 97.986
102.242 105.842
109.649
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000G
Wh
Dif SIN + GCE + GD (Referencia) SIN + GCE + GD (Alto)
Escenarios de demanda (fuente UPME)
► Demanda Alta Inserción GD
24
68.978 71.368
73.632 76.137
78.536 80.310 82.324 84.457 86.714
89.247 92.038
95.169 99.377
102.952 106.751
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
GW
h
SIN + GCE + GD (Alto)
- Favor, indicarnos los valores de la gráfica en un Excel
- Solo para recordar: utilizamos un factor de 20% para
convertir los valores em MW para GWh
Costos de Inversión (Eólicas)
25
Costos de Inversión (Solares)
26
Costos de Inversión (Baterias)
27
Demás Costos de Inversión
► Otras tecnologías:
CC_GNL: 1,150 US$/kW
Diésel/Fuel Oil: 800 US$/kW
Hidroeléctricas: 2,175 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)
CA_GNL: 1,000 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)
Carbón: 1,800 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)
Otros: 1,400 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)
28
Plan de Obras de Corto Plazo
► Se consideraron las centrales en
construcción con entrada en servicio hasta
2021, más la entrada de Ituango en 2023
(dependiendo del escenario)
29
Nombre Proyecto
Fecha Entrada
Servicio Pot. Instalada (MW) Nombre Proyecto
Fecha Entrada
Servicio Pot. Instalada (MW)
PAIPA 1 2018 5 SOL_BOL_2 2019 71.8
PAIPA 2 2018 2 SOL_MET_2 2019 19.9
PAIPA 4 2018 15 SOL_GCM_1 2019 59.7
TC_GECELCA32 2018 250 SOL_SAN_1 2019 100.6
TERMONORTE 2018 88.6 SOL_THC_2 2019 59.7
DJUANA_II 2018 9.88 PALMA_2 2020 50
TMECHERO4 2018 19 CANA_2 2020 30
TMECHERO6 2018 19 SOL_GCM_4 2020 70
MEN CONEXION 2018 202 SOL_CSU_3 2020 137
PALMA 2018 8 SOL_GCM_2 2020 360
CANA 2018 30 SOL_MET_3 2020 79
SALVAJINA 2018 25 SOL_BOG_1 2020 119
TEBSAB 2019 24 Eolo E1.1 2020 150
SOGAMOSO 2019 53 SOL_ATL_5 2021 99.5
Eolo I2 2019 32 SOL_CSU_3 2021 37.5
SOL_GCM_3 2019 39.4 Pescadero 2023 2400
Candidatos de Expansión ERV (eólicas y solares)
► Eólicas ► Solares
Candidatos de Expansión ERV (eólicas y solares)
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Nombre Potencia Instalada Lat Lon Altura Buje (m) Turbina Factor de planta esperado
Jepirachi 18.42 12.23 -72.03 50 Nordex.N60.1300 34.66%
Eolo P3.1 70 12.34 -71.68 90 Vestas.V112.3300 59.68%
Eolo A1 50 11.35 -72.31 80 Gamesa.G90.2000 59.57%
Eolo E1.2 50 11.59 -72.03 80 Gamesa.G90.2000 59.57%
Eolo P3.2 130 12.34 -71.68 90 Vestas.V112.3300 57.43%
Eolo J4 75 12.18 -72.11 120 Acciona.AW132.3000 55.99%
Eolo J5 99 12.12 -71.95 120 Acciona.AW132.3000 55.26%
Eolo E4 100 12.06 -72.07 80 Gamesa.G90.2000 54.35%
Eolo E1.1 150 11.59 -72.03 80 Gamesa.G90.2000 53.59%
Eolo E7 100 11.90 -71.34 80 Gamesa.G90.2000 53.50%
Eolo J3 180 12.16 -72.03 120 Acciona.AW132.3000 53.17%
Eolo B1 80 11.35 -72.31 120 GE.2.5xl 52.87%
Eolo V1 212 11.35 -72.31 97 GE.2.5xl 52.94%
Eolo EE1 280 11.85 -71.43 97 GE.2.5xl 52.96%
Eolo E5 100 11.85 -71.43 80 Gamesa.G90.2000 52.84%
Eolo P4 99 12.37 -71.52 90 Vestas.V112.3300 52.07%
Eolo E8 100 11.96 -71.29 80 Gamesa.G90.2000 51.67%
Eolo P1 400 12.37 -71.52 90 Vestas.V112.3300 51.59%
Eolo I1 376 12.21 -72.06 91.5 Vestas.V117.3300 51.64%
Eolo E6 150 11.77 -71.57 80 Gamesa.G90.2000 49.36%
Eolo J1 99 12.02 -72.12 120 Acciona.AW132.3000 47.45%
Eolo B2 250 11.35 -72.31 120 GE.2.75.103 46.37%
Eolo J2 195 12.02 -72.12 120 Acciona.AW132.3000 45.92%
Eolo E10 200 11.95 -71.78 80 Gamesa.G90.2000 42.85%
Eolo E2 200 12.35 -71.35 80 Gamesa.G90.2000 42.13%
Eolo E9 100 12.01 -71.31 80 Gamesa.G90.2000 39.36%
Eolo P2 200 11.69 -71.90 90 Vestas.V112.3300 38.65%
Eolo I2 32 12.21 -72.06 78 Gamesa.G87.2000 34.69%
Eolo E3 100 12.00 -71.24 80 Gamesa.G90.2000 33.16%
Eol1 50 10.79 -75.18 80 Vestas.V90.2000 50%
Eol2 50 11.40 -73.02 80 Vestas.V90.2000 50%
Eol3 50 10.23 -73.39 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol4 50 10.31 -74.65 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol5 50 8.86 -75.34 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol6 50 9.38 -75.57 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol7 50 8.16 -73.66 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol8 50 3.69 -76.49 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol9 50 4.15 -74.79 90 Vestas.V110.2000 50%
Eol10 50 5.47 -72.13 90 Vestas.V110.2000 50%
Candidatos de Expansión ERV (eólicas y solares)
32
Nombre UbicaciónCapacidad
Instalada (MW)
Factor de planta
esperado
SOL_BOG_D2 BOG 26 15.69%
SOL_BOG_D3 BOG 30 15.69%
SOL_BOG_D4 BOG 40 15.69%
SOL_BOG_D5 BOG 40 15.69%
SOL_BOG_D6 BOG 30 15.69%
SOL_MET_D2 MET 2 16.18%
SOL_MET_D3 MET 4 16.18%
SOL_MET_D4 MET 3 16.18%
SOL_MET_D5 MET 5 16.18%
SOL_MET_D6 MET 5 16.18%
SOL_VAL_D2 VAL 10 15.20%
SOL_VAL_D3 VAL 15 15.20%
SOL_VAL_D4 VAL 15 15.20%
SOL_VAL_D5 VAL 15 15.20%
SOL_VAL_D6 VAL 10 15.20%
SOL_THC_D2 THC 4 13.56%
SOL_THC_D3 THC 8 13.56%
SOL_THC_D4 THC 6 13.56%
SOL_THC_D5 THC 9 13.56%
SOL_THC_D6 THC 5 13.56%
SOL_CAU_D2 CAU 1 14.58%
SOL_CAU_D3 CAU 3 14.58%
SOL_CAU_D4 CAU 2 14.58%
SOL_CAU_D5 CAU 3 14.58%
SOL_CAU_D6 CAU 2 14.58%
SOL_NPUT_D2 NPU 2.9 16.21%
SOL_NPUT_D3 NPU 3 16.21%
SOL_NPUT_D4 NPU 3 16.21%
SOL_NPUT_D5 NPU 3 16.21%
SOL_NPUT_D6 NPU 3 16.21%
Nombre UbicaciónCapacidad
Instalada (MW)
Factor de planta
esperado
SOL_ATL_1 ATL 32.1 24.44%
SOL_ATL_3 ATL 260 24.44%
SOL_ATL_4 ATL 195.7 24.44%
SOL_THC_1 THC 16.9 20.59%
SOL_THC_2 THC 59.7 20.57%
SOL_THC_3 THC 39.8 20.57%
SOL_ATL_2 ATL 9.9 24.12%
SOL_ATL_5 ATL 99.5 24.45%
SOL_GCM_10 GCM 100 23.43%
SOL_GCM_11 GCM 400 23.43%
SOL_GCM_12 GCM 400 23.43%
SOL_GCM_13 GCM 400 23.43%
SOL_GCM_14 GCM 400 23.43%
SOL_GCM_15 GCM 400 23.43%
SOL_GCM_16 GCM 200 23.09%
SOL_GCM_5 GCM 400 23.10%
SOL_GCM_6 GCM 400 23.10%
SOL_GCM_7 GCM 400 23.10%
SOL_GCM_8 GCM 260.2 23.43%
SOL_GCM_9 GCM 140.7 23.09%
SOL_GCM_3 GCM 39.4 23.09%
SOL_GCM_4 GCM 70 23.09%
SOL_GCM_1 GCM 59.7 22.42%
SOL_ANT_1 ANT 2.1 20.71%
SOL_NSAN_1 NSA 6 19.33%
SOL_BOL_2 BOL 71.8 23.68%
SOL_CSU_5 CSU 139.3 22.85%
SOL_CSU_1 CSU 8 19.00%
SOL_CSU_2 CSU 8 19.00%
SOL_CSU_3 CSU 137.3 22.85%
SOL_BOL_1 BOL 9.9 23.05%
SOL_BOL_3 BOL 9.9 23.05%
SOL_CSU_4 CSU 19.9 18.74%
SOL_GCM_2 GCM 360 21.06%
SOL_SAN_1 SAN 100.6 19.04%
SOL_MET_2 MET 19.9 17.34%
SOL_MET_1 MET 3 17.34%
SOL_MET_3 MET 79.6 17.34%
SOL_BOG_1 BOG 119.5 17.45%
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
33
Expansión de Generación
► En los escenarios modelados, las
fuentes de generación solar
fotovoltaica y eólica dominarían la
expansión.
Capacidad instalada ERV crece entre 3,500
y 6,000 MW a 2030
34
Escenario Referencia (Ituango en 2023)
► Resultado de la expansión – capacidad adicional (en MW)
35
Escenario Referencia (Ituango en 2023)
► Balance anual de potencia instalada*
36
* Para las centrales multi-combustibles sólo se contabilizaron las potencias de la central con combustible principal, con el fin de evitar doble conteo
Requerimiento Reserva Manejo Renovables
37
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1-1
1-6
1-1
1
1-1
6
1-2
1
2-2
2-7
2-1
2
2-1
7
2-2
2
3-3
3-8
3-1
3
3-1
8
3-2
3
4-4
4-9
4-1
4
4-1
9
4-2
4
5-5
5-1
0
5-1
5
5-2
0
6-1
6-6
6-1
1
6-1
6
6-21 7-
2
7-7
7-1
2
7-1
7
7-2
2
8-3
8-8
8-1
3
8-1
8
8-2
3
9-4
9-9
9-1
4
9-1
9
9-2
4
10-5
10-1
0
10-1
5
10-2
0
11-1
11-6
11-1
1
11-1
6
11-2
1
12-2
12-7
12-1
2
12-1
7
12-2
2
Escenario Referencia (Ituango en 2023)
► Balance anual de energía
38
Escenario Referencia (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Diciembre 2021 • Diciembre 2030
39
• Diciembre 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Escenario Referencia (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Junio 2021 • Junio 2030
40
• Junio 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Costos Marginales (Precio de la Energía)
41
Asignación de la reserva VRE (2021)
42
Asignación de la reserva VRE (2025)
43
Asignación de la reserva VRE (2030)
44
Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023)
► Resultado de la expansión – capacidad adicional (en MW)
45
Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023)
► Balance anual de potencia instalada*
46
* Para las centrales multi-combustibles sólo se contabilizaron las potencias de la central con combustible principal, con el fin de evitar doble conteo
Requerimiento Reserva Manejo Renovables
47
0
50
100
150
200
250
1-1
1-6
1-1
1
1-1
6
1-2
1
2-2
2-7
2-1
2
2-1
7
2-2
2
3-3
3-8
3-1
3
3-1
8
3-2
3
4-4
4-9
4-1
4
4-1
9
4-2
4
5-5
5-1
0
5-1
5
5-2
0
6-1
6-6
6-1
1
6-1
6
6-21 7-
2
7-7
7-1
2
7-1
7
7-2
2
8-3
8-8
8-1
3
8-1
8
8-2
3
9-4
9-9
9-1
4
9-1
9
9-2
4
10-5
10-1
0
10-1
5
10-2
0
11-1
11-6
11-1
1
11-1
6
11-2
1
12-2
12-7
12-1
2
12-1
7
12-2
2
Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023)
► Balance anual de energía
48
Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Diciembre 2021 • Diciembre 2030
49
• Diciembre 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Junio 2021 • Junio 2030
50
• Junio 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Costos Marginales (Precio de la Energía)
51
Asignación de la reserva VRE (2021)
52
Asignación de la reserva VRE (2025)
53
Asignación de la reserva VRE (2030)
54
Escenario sin Ituango
► Resultado de la expansión – capacidad adicional (en MW)
55
Escenario sin Ituango
► Balance anual de potencia instalada*
56
* Para las centrales multi-combustibles sólo se contabilizaron las potencias de la central con combustible principal, con el fin de evitar doble conteo
Requerimiento Reserva Manejo Renovables
57
0
50
100
150
200
250
300
350
1-1
1-6
1-1
1
1-1
6
1-2
1
2-2
2-7
2-1
2
2-1
7
2-2
2
3-3
3-8
3-1
3
3-1
8
3-2
3
4-4
4-9
4-1
4
4-1
9
4-2
4
5-5
5-1
0
5-1
5
5-2
0
6-1
6-6
6-1
1
6-1
6
6-21 7-
2
7-7
7-1
2
7-1
7
7-2
2
8-3
8-8
8-1
3
8-1
8
8-2
3
9-4
9-9
9-1
4
9-1
9
9-2
4
10-5
10-1
0
10-1
5
10-2
0
11-1
11-6
11-1
1
11-1
6
11-2
1
12-2
12-7
12-1
2
12-1
7
12-2
2
Escenario sin Ituango
► Balance anual de energía
58
Escenario sin Ituango – Despacho Diario
• Diciembre 2021 • Diciembre 2030
59
• Diciembre 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Escenario sin Ituango – Despacho Diario
• Junio 2021 • Junio 2030
60
• Junio 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Costos Marginales (Precio de la Energía)
61
Asignación de la reserva VRE (2021)
62
Asignación de la reserva VRE (2025)
63
Asignación de la reserva VRE (2030)
64
Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023)
► Resultado de la expansión – capacidad adicional (en MW)
65
Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023)
► Balance anual de potencia instalada*
66
* Para las centrales multi-combustibles sólo se contabilizaron las potencias de la central con combustible principal, con el fin de evitar doble conteo
Requerimiento Reserva Manejo Renovables
67
0
100
200
300
400
500
600
1-1
1-6
1-1
1
1-1
6
1-2
1
2-2
2-7
2-1
2
2-1
7
2-2
2
3-3
3-8
3-1
3
3-1
8
3-2
3
4-4
4-9
4-1
4
4-1
9
4-2
4
5-5
5-1
0
5-1
5
5-2
0
6-1
6-6
6-1
1
6-1
6
6-21 7-
2
7-7
7-1
2
7-1
7
7-2
2
8-3
8-8
8-1
3
8-1
8
8-2
3
9-4
9-9
9-1
4
9-1
9
9-2
4
10-5
10-1
0
10-1
5
10-2
0
11-1
11-6
11-1
1
11-1
6
11-2
1
12-2
12-7
12-1
2
12-1
7
12-2
2
Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023)
► Balance anual de energía
68
Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Diciembre 2021 • Diciembre 2030
69
• Diciembre 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023) – Despacho Diario
• Junio 2021 • Junio 2030
70
• Junio 2025
► Modificación en el despacho diario – hidrología media
Costos Marginales (Precio de la Energía)
71
Asignación de la reserva VRE (2021)
72
Asignación de la reserva VRE (2025)
73
Asignación de la reserva VRE (2030)
74
Expansión de la transmission (Escenario A)
75
Flujo maximo en 2030
$0,00
$50.000,00
$100.000,00
$150.000,00
$200.000,00
$250.000,00
2021 2025
Inversión en Transmission
2025 2030
0
10
20
30
40
50
60
2021 2025
Circuitos añadidos
2025 2030
> 100%
100 %
0 %
Expansión de fuentes reactivas (Escenario A)
76
perfil de tensión sin la expansión
de reactivo en 2025perfil de tensión con la expansión
de reactivo en 2025
1.1 pu
0.9 pu
1.1 pu
0.9 pu
Expansión de fuentes reactivas
77
$-
k$5.000,00
k$10.000,00
k$15.000,00
k$20.000,00
k$25.000,00
k$30.000,00
k$35.000,00
2021 2025 2030
Inversión en Reactivo
Capacitor Reactor
Reactor
Tipo de Reactivo de la expansión final (Mvar)
Capacitor
Expansión de fuentes reactivas
78
$-
k$5.000,00
k$10.000,00
k$15.000,00
k$20.000,00
k$25.000,00
k$30.000,00
k$35.000,00
2021 2025 2030
Inversión en Reactivo
Capacitor Reactor
0
500
1000
1500
2000
2021 2025 2030
Cap
acid
ad M
var
Capacidad de la expansión
Capacitor Reactor
> 240 Mvar
240 Mvar
10 Mvar
Capacidad de la expansión final (Mvar)
Contenido
► Objetivos
► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis
► Herramientas de Modelación
► Metodología de Estudio
► Supuestos del Estudio
► Resultados preliminares
► Conclusiones
79
Conclusiones
► Se proyecta que el vector más importante para
la expansión a largo plazo del Sistema
Interconectado de Colombia serán fuentes de
energía renovable variable (eólicas y solares)
Resultado de estudios de expansión, indica que la
inserción a 2030 está en el intervalo de 3,000 MW
(escenario de referencia) a 6,000 MW (escenario
sin Pescadero/Ituango)
► Con base en los resultados, se confirma que
las fuentes renovables variables serán, para el
sistema de Colombia, las opciones más
competitivas para la expansión (su
participación en el suministro aumentará de
0.1% actuales para de 12 a 19% en 2030)
80
Conclusiones
► La mayor inserción de plantas ERV proporcionará una reducción de la participación
de fuentes fósiles en la matriz de electricidad de los 16% actuales para menos de
10% a 2030 (excepto en el escenario “sin Pescadero” en que se estimó que sería
de 20%
Redución de costos con combustibles
Reducción de emisiones de CO2
81
Conclusiones
► Los requerimientos de reserva se
incrementan sostenidamente por
mayor penetración ERV y su
representación en los programas de
operación pasa a ser un tema de gran
importancia. Se estimó que la
contribución para la reserva de las
ERV podría alcanzar casi 500 MW
(para el escenario de mayor inserción)
82
Conclusiones
► Otro factor importante asociado a la
mayor inserción de renovables
variables son aumentos del cyclaje de
centrales térmicas
83
Conclusiones
► Se estimó que las necesidades de
soporte de potencia reactiva en más de
2,000 MVAr al largo del horizonte de
planificación, cuya inversión se estima
en más de 40 M US$
84
Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema
Interconectado Nacional (SIN)
Etapa 3: Análisis de Alternativas Reglamentarias para los
Servicios Complementarios