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
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
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
Conexión plantas de
Cargo
Guajira – Cesar -
Magdalena
Nordeste - Santander
Nordeste - Boyacá
Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda
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
Guajira – Cesar – Magdalena
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
Valledupar 34.5 Valledupar110
AGRIFUELS
LA LOMA
VALENCIA 34.5
TERMONORTE
BOLIVAR
LA LOMA 500
PTO. DRUMMOND
Guajira – Cesar – Magdalena
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
Valledupar 34.5 Valledupar110
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
generación de seguridad
• Mejora el desempeño ante
condiciones de indisponibilidad
Costos
• Costo del proyecto en UC del
STN
Análisis STN
Conexión plantas de
Cargo
Guajira – Cesar -
Magdalena
Nordeste - Santander
Nordeste - Boyacá
Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda
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
Sub área operativa Nordeste – Santander
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
Sub área operativa Nordeste – Santander
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
Conexión plantas de
Cargo
Guajira – Cesar -
Magdalena
Nordeste - Santander
Nordeste - Boyacá
Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda
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
Fecha de entrada en servicio:
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
• Costo del proyecto en UC del
STN (subestación San Antonio
230 kV y líneas asociadas)
• STR (Transformadores de
conexión STN/STR,
reconfiguración líneas STR)
Expansión Nordeste - Boyaca
Análisis STN
Conexión plantas de
Cargo
Guajira – Cesar -
Magdalena
Nordeste - Santander
Nordeste - Boyacá
Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda
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.
Fecha de entrada en servicio:
Diciembre de 2016
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
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
Expansión Suroccidente
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
Expansión Suroccidente
Análisis STN
Conexión plantas de
Cargo
Guajira – Cesar -
Magdalena
Nordeste - Santander
Nordeste - Boyacá
Suroccidente Caldas – Quindío - Risaralda
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
Fecha de entrada en servicio:
Diciembre de 2018
• Cambio de nivel de tensión enlace
Esmeralda – Hermosa115 kV a 230
kV.
Fecha de entrada en servicio:
Noviembre de 2019
Expansión Suroccidente – Caldas – Quindío -
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
generación de seguridad
en la sub área
Expansión Suroccidente – Caldas – Quindío -
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)
Expansión Suroccidente – Caldas – Quindío -
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
Resumen Plan de Transmisión
Resumen Plan de Generación
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
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
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
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
Plan de Generación,
Cronograma, atrasos, sensibilidad a la
Demanda y Proyección de Precios
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
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7
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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. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 250.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 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
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22,000.0
23,000.0
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ab
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3
ag
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dic
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Ca
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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
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. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 375.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Exp.Gas 1 dic-24 300.0 Gas
Exp.Carb. 5 dic-26 125.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 7
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
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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
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
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólica
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólica
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólica
Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón
Exp.Carb. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 8
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
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ad
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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
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
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólica
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólica
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólica
Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón
Exp.Carb. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 375.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Exp.Carb. 5 dic-26 125.0 Carbón
Menores Crecimiento según proyección estimada
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 9
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
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólico
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólico
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólico
Exp.Eol.4 ene-16 62.0 Eólico
Exp.Eol.5 ene-20 514.0 Eólico
Exp.Eol.6 ene-25 320.0 Eólico
Exp.Carb. 1 dic-20 200.0 Carbón
Exp.Carb. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 4 dic-23 300.0 Carbón
Exp. Cogeneración 1
ene-14 6.2
Caña ene-15 24.6
ene-16 34.5
ene-17 57.0
Exp. Cogeneración 2
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
Menores Crecimiento según proyección estimada
13,000.0
14,000.0
15,000.0
16,000.0
17,000.0
18,000.0
19,000.0
20,000.0
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23,000.0
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MW
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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
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 10
Ley de Renovables
(remplazo expansión convencional) - Demanda Alta
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. 4 dic-23 150.0 Carbón
Exp. Cogeneración 1
ene-14 6.2
Caña ene-15 24.6
ene-16 34.5
ene-17 57.0
Exp. Cogeneración 2
ene-17 178.0
Palma ene-18 189.0
ene-19 191.0
Exp.Eol.1 ene-19 99.0 Eólico
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólico
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólico
Exp.Eol.4 ene-20 62.0 Eólico
Exp. Geotermica
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-28 237.0
Menores Crecimiento según proyección estimada
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
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22,000.0
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26
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27
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ab
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8
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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 Menores Exp. Cogeneación 1 Exp. Cogeneación 2 ExpCarb 4
Exp. Geotermica Exp. Solar
Plan de Generación – Largo Plazo - Escenario 11
Ley de Renovables (remplazo expansión convencional) -
Demanda Alta Crítica
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. 2 dic-21 300.0 Carbón
Exp.Carb. 3 jul-23 250.0 Carbón
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.Eol.1 ene-19 99.0 Eólico
Exp.Eol.2 ene-20 195.0 Eólico
Exp.Eol.3 ene-21 180.0 Eólico
Exp.Eol.4 ene-20 62.0 Eólico
Exp. Geotermica
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-28 237.0
Menores Crecimiento según proyección estimada
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
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 Exp.Eol.1 Exp.Eol.2 Exp.Eol.3
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
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
ene
.-2
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
ene
.-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
ene
.-2
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
ene
.-2
7
jul.-2
7
ene
.-2
8
jul.-2
8
En
erg
ía [
GW
h]
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
Resumen de Resultados: Valores Esperados
Costo Marginal y Generación por tecnología
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
ene
.-1
6
jul.-1
6
ene
.-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
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]
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
Resumen de Resultados: Valores Esperados
Costo Marginal y Generación por tecnología
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
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
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]
En
erg
ía [
GW
h]
Hidraulica Eolica base
Complementariedad hidroelectricidad y
Recurso eólico – escenario 8
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
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
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]
En
erg
ía [
GW
h]
Hidraulica Eolica base
Complementariedad hidroelectricidad y
Recurso eólico – escenario 9
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
.-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
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
Complementariedad hidroelectricidad y
Recurso eólico – escenario 10
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
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
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]
En
erg
ía [
GW
h]
Hidraulica Eolica base Eolica agentes
Complementariedad hidroelectricidad y
Recurso eólico – escenario 11
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
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
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
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…”
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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..)
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE Modelado de la
energía del recurso
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
.
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
50
100
150
200
250
300
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
20
28
MW
Proyección Referente (Mexico) Proyección Agentes Referente + Agentes
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
jun.-
14
ma
r.-1
5
en
e.-
16
no
v.-
16
se
p.-
17
jul.-1
8
ma
y.-
19
ma
r.-2
0
dic
.-2
0
oct.
-21
ag
o.-
22
jun.-
23
ab
r.-2
4
feb
.-2
5
no
v.-
25
se
p.-
26
jul.-2
7
ma
y.-
28
MW
Agregado Total Bogotá Medellín Barranquilla Cali
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
jun.-
14
ma
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE Modelado de la
energía del recurso
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
50
100
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175
200
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250
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300
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-23
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4
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.-2
5
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27
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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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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8
MW
GW
h
Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Referencia Hidráulica Opción 1 y 2 Térmica opción 2
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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100
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350
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450
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230
255
280
305
330
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9
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abr.
-27
dic
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ago
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8
MW
GW
h
Proyección energía eléctrica asociada al Cultivo Térmica opción 1 Referencia escalonada Hidráulica opción 4
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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50.0
70.0
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[U$
/MW
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Estocástico Promedio 95% Excederse PMPH Bolsa nacional*
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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[U$
/MW
h]
Ley Renovable Escenario 7 Diferencia Costo Marginal
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0.0
200.0
400.0
600.0
800.0
1,000.0
1,200.0
1,400.0
en
e.-
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4
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[G
Wh
]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Wh
]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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100
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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GW
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Estocástico Promedio 95% Excederse
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Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0.00
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GW
h]
Estocástico Promedio 95% Excederse
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
0
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1,500
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Estocástico Promedio 95% Excederse GHIMPH corregida
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
de Modelación FNCE
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Estocástico Promedio 95% Excederse GTIMPH corregido
Plan de Generación – Largo Plazo -
Escenario Ley de Renovables – Metodología
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
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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 ?
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión
Inicio
Proyecciones de demanda de
Energía y Potencia
Planificación integral de la
Generación y Transmisión
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1
𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1
𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑛𝑖=1
𝑛𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − 𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 −
𝐷é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑖=1
𝑚𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙
𝑅𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 − #𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠𝑓𝑎𝑙𝑙𝑎
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
11/2
015
03/2
016
07/2
016
11/2
016
03/2
017
07/2
017
11/2
017
03/2
018
07/2
018
11/2
018
03/2
019
07/2
019
11/2
019
03/2
020
07/2
020
11/2
020
03/2
021
07/2
021
11/2
021
03/2
022
07/2
022
11/2
022
03/2
023
07/2
023
11/2
023
03/2
024
07/2
024
11/2
024
03/2
025
07/2
025
11/2
025
03/2
026
07/2
026
11/2
026
03/2
027
07/2
027
11/2
027
03/2
028
07/2
028
11/2
028
1-Numero de casos (0) 1-Numero de casos (11)
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
35.0%
45.0%
55.0%
65.0%
75.0%
85.0%
95.0%
105.0%
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
-200.0
-150.0
-100.0
-50.0
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
ene.-
14
abr.
-14
jul.-1
4oct.
-14
ene.-
15
abr.
-15
jul.-1
5oct.
-15
ene.-
16
abr.
-16
jul.-1
6oct.
-16
ene.-
17
abr.
-17
jul.-1
7
oct.
-17
ene.-
18
abr.
-18
jul.-1
8
oct.
-18
ene.-
19
abr.
-19
jul.-1
9
oct.
-19
ene.-
20
abr.
-20
jul.-2
0
oct.
-20
ene.-
21
abr.
-21
jul.-2
1
oct.
-21
ene.-
22
abr.
-22
jul.-2
2
oct.
-22
ene.-
23
abr.
-23
jul.-2
3
oct.
-23
ene.-
24
abr.
-24
jul.-2
4
oct.
-24
ene.-
25
abr.
-25
jul.-2
5
oct.
-25
ene.-
26
abr.
-26
jul.-2
6
oct.
-26
ene.-
27
abr.
-27
jul.-2
7
oct.
-27
ene.-
28
abr.
-28
jul.-2
8
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la Confiabilidad
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
ene.-
14
jul.-1
4
ene.-
15
jul.-1
5
ene.-
16
jul.-1
6
ene.-
17
jul.-1
7
ene.-
18
jul.-1
8
ene.-
19
jul.-1
9
ene.-
20
jul.-2
0
ene.-
21
jul.-2
1
ene.-
22
jul.-2
2
ene.-
23
jul.-2
3
ene.-
24
jul.-2
4
ene.-
25
jul.-2
5
ene.-
26
jul.-2
6
ene.-
27
jul.-2
7
ene.-
28
jul.-2
8
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Valoración de la 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:
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Hidroelectricidad Capacidad [MW]
Boyacá 487
Cundinamarca 70
70
487
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Térmico Capacidad [MW]
Carbón Lecho Fluidizado 150
Carbón Convencional Boyacá 300
Carbón Convencional Cundinamarca 254.7
2 254.7
450
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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.-16
ma
y.-
17
oct.
-17
ma
r.-1
8
ago
.-1
8
ene
.-1
9
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.-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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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.
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
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03/2
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PROBABILIDAD DE ACTIVACIÓN DE RESTRICCIÓN
TÉRMICA HIDRAULICA
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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$
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental 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
Cuarto refuerzo
área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: 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
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
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
Metodología integral de Planificación - Generación y
Transmisión – Caso Piloto: Área Oriental
• 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
Resumen Plan de Transmisión
Resumen Plan de Generación
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