plan de expansión de referencia en generación …proyecciones de demanda de energía y potencia,...

F-DI-04

Plan de Expansión de Referencia en Generación

Versión preliminar 2016-2030

Subdirección de Energía Eléctrica

Grupo de Generación

Unidad de Planeación Minero Energética

Bogotá, Noviembre 2016

F-DI-04

Agenda

Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación.

Metodología de Planificación.

Balance Energía en Firme Vs. Proyección crecimiento Demanda de Energía.

Comparación Capacidad instalada Vs proyección pico de potencia.

Señales de expansión.

Construcción de Escenarios de Largo Plazo.

Resultados Escenarios de Largo Plazo.

Indicadores Escenarios Largo Plazo.

Análisis Especiales.

Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo.

Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a carbón.

Alertas tempranas en Generación.


F-DI-04

Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación

Sistema de generación colombiano existente-Abril 2016.

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 junio de 2016, y otros que cuentan con estudio de

conexión radicado y/o aprobado.

Proyecciones de demanda de energía y potencia, nacional y regional, escenarios medio y alto de la revisión de julio de 2016.

Características de plantas hidráulicas y térmicas-Abril 2016.

Características y condiciones de los embalses asociados a las plantas de generación y su topología correspondiente.

Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral, revisión primer semestre 2016, en dólares

constantes de diciembre de 2015.

Mínimos operativos vigentes-Abril 2016.

Curva de Aversión al Riesgo (CAR).

No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

Para los análisis especiales, límites de intercambio actuales y proyectados entre las principales áreas del Sistema

Interconectado Nacional-SIN y el área Caribe, al igual que los límites intra-área.

Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME con el aplicativo GEOLCOE.

El valor esperado de los costos marginales que son calculados con el modelo SDDP, están expresados en dólares constantes

de diciembre de 2015, y consideran el costo equivalente real en Energía del Cargo por Confiabilidad-CERE, el costo asociado

al Fondo para la Energización de las Zonas no Interconectadas-FAZNI, y aquellos que están contemplados en la ley.


F-DI-04

Series históricas actualizadas de velocidad del viento medidas in situ, asociadas a 19 parques eólicos.

Series históricas actualizadas de radiación solar para las principales ciudades del país y emplazamientos especiales en el

área caribe.

Se utilizan 100 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de datos históricos del periodo

1937-2016. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes 1991-1992,1997-1998, 2009-2010, 2013-2014,

2014-2015 y primer cuatrimestre del 2016.

Respecto a los proyectos definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad (verde), se consideran las fechas

presentadas en las siguiente tabla. También se contemplan otras plantas y segundas etapas, las cuales son expansiones

comunes en todos los escenarios de Largo Plazo.


Planta Capacidad Fecha de entrada en Operación

Gecelca 3.2 250 01/05/2017 Termo Norte 88 01/06/2018

Ituango

300 27/11/2018

600 20/02/2019

900 21/05/2019

1200 19/08/2019

1500 30/09/2021

1800 31/12/2021

2100 31/03/2022

2400 30/06/2022

Termomechero 57 01/03/2017 Yopal III 40 01/12/2017


F-DI-04


Oct16 Nov23 Dec301

1.5

2

2.5

3

3.5

4[U

SD

$/M

BT

U]

Proyección Precios Carbón

Guajira

Gecelca

Paipa

Tasajero

Zipa

Oct16 Nov23 Dec300

2

4

6

8

10

12

[US

D$/M

BT

U]

Proyección Precios Gas

Guajira

Barranquilla

Cartagena

Termocentro

Santander

Dorada

Yopal

Valle

Oct16 Nov23 Dec308

10

12

14

16

18

20

22

24

26

[US

D$/M

BT

U]

Proyección Precios Líquidos

Flores

Candelaria

Sierra

Valle

Centro

Dorada

Barranquilla

Cartagena


F-DI-04


Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec305000

6000

7000

8000

9000

10000

[GW

h-m

es]

Proyección demanda nacional

Escenario alto julio 2016

Escenario medio julio 2016


500

1000

1500

2000

2500

[GW

h-m

es]

Proyección demanda regional escenario alto julio 2016

Atlántico

Bolívar

GCM

Córdoba/Sucre

N.Santander

Antioquia/Choco

Santander/Arauca

CQR

Bogotá/Cundinamarca

Boyacá/Casanare

Meta/Guaviare

Valle

THC

Cauca

Nariño/Putumayo


F-DI-04



1.05

1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

1.35

1.4

1.45

1.5x 10

4[M

W]

Proyecciòn demanda de potencia

Escenario alto julio 2016

Escenario medio julio 2016


F-DI-04


Jul95 Dec99 May04 Oct08 Mar13 Aug17 Jan22 Jun26 Dec300

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600[M

W]

Evolución esperada crecimiento Plantas Menores


F-DI-04


Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

2.4

[US

D/M

BT

U]

Impuesto emisiones CO2

Gas

Carbón

ACPM

Fuel Oil

Jet

10 USD/TonCO2

15 USD/TonCO2

20 USD/TonCO2

Planta térmica

Hate Rate

[MBTU/MWh]

Impuesto al carbón

en USD/MWh

Guajira 1 9.4 9.65

Guajira 2 9.9 10.16

Paipa 1 11.8 12.10

Paipa 2 15.4 15.76

Paipa 3 10.5 10.80

Paipa 4 8.9 9.12

Tasajero 1 9.5 9.71

Tasajero 2 9.8 10.06

Zipa 2 14.6 15.00

Zipa 3 11.9 12.26

Zipa 4 10.6 10.83

Zipa 5 9.3 9.50

Gecelca 3 13 13.34

Gecelca 3.2 11 11.29


F-DI-04


20 65 110 155 200 245 290 335 3802000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

Costo nivelado de capital. Eólica

[MW]

[US

D/K

W]

Guajira

20 65 110 155 200 245 290950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

1350

1400

Costo nivelado de capital. Gas Natural ciclo simple

[MW]

[US

D/K

W]

Boy/Cas

Bog/Cund

Ant/Cho

Valle

GCM

Atl

Bol

Cor/Suc

Sant/Arauca

N.Sant


F-DI-04


30 40 50 60 70 80 90 1001450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

1800

1850

1900

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Carbón convencional

Atl

Cor/Suc

Bog/Cund

GCM

Boy/Cas

N.Sant

Ant/Cho

Sant/Arauca

100 150 200 250 300 3501450

1500

1550

1600

1650

1700

1750

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Carbón Lecho Fluidizado

Atl

Cor/Suc

Bog/Cund

GCM

Boy/Cas

N.Sant

Ant/Cho

Sant/Arauca


F-DI-04


100 350 600 850 1100 1350 1600 18502100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Hidroeléctrica embalse

Ant/Cho

Bog/Cund

CQR

Boy/Cas

Valle

Sant/Arauca

Tol/Huil/Caque

5 15 25 35 45 55 65 75 85 952100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Hidroeléctrica filo de agua

Ant/Cho

Bog/Cund

CQR

Boy/Cas

Valle

Sant/Arauca

Tol/Huil/Caque

Con incentivos

de la ley 1715 de

2014


F-DI-04


1 21 41 61 81 101 121 1411800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Solar fotovoltaica gran escala

GCM

Atl

Bol

Cor/Suc

Valle

Nar/Put

Ant/Cho

Bog/Cund

0.01 0.09 0.17 0.25 0.33 0.41 0.491400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Solar fotovoltaica distribuida

GCM

Atl

Bol

Cor/Suc

Valle

Nar/Put

Ant/Cho

Bog/Cund


F-DI-04


2 4 6 8 10 12 14 16 18 201600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Biomasa-palma

GCM

Bol

Boy/Cas

Met/Guav

Nar/Put

Sant/Arauca

10 15 20 25 30 35 401800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

[MW]

[US

D/K

W]

Costo nivelado de capital. Biomasa-caña

Valle

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Metodología general de Planificación-Generación

Inicio

Proyecciones de demanda de

energía y potencia

Planificación indicativa de

la Generación

Expansión Cargo por

Confiabilidad (subastas)Análisis de los recursos energéticos,

proyección de precios y características

Proyectos en construcción

y expansión definida

Construcción de

escenarios

Se establecen

requerimientos adicionales

de generación

Incentivos regulatorios

Restricciones de

recursos

Sendas de expansión del

parque generador

Fuentes Renovables No

Convencionales

Minimización costo

operativo y cálculo de

indicadores de

confiabilidad energética

cumplen los

criterios de

confiabilidad

?

Se determina la

expansión del parque

generador para el

escenario i

i = 1, n, 1

Para el escenario i

si

no

Otras variables a considerar para la

construcción de escenarios

Competencia tecnológica

Metodología anterior:

Construcción de escenarios de manera heurística.

Se minimiza la operación del sistema, asumiendo

una matriz de generación pre-establecida.

Se cuantifican los criterios de confiabilidad, VERE,

VEREC y número de casos con déficit. Estos

permiten determinar si se requiere o no mas

capacidad, la cual es adicionada de manera

heurística y siguiendo la senda de expansión fijada.

Lo anterior hasta que se cumplan los citados

indicadores.


F-DI-04


Inicio

Proyecciones de demanda de

energía y potencia

Planificación indicativa de

la Generación

Expansión Cargo por

Confiabilidad (subastas)Análisis de los recursos energéticos,

proyección de precios y características

Proyectos en construcción

y expansión definida

Ajuste criterios


Restricciones de

recursos


parque generador


Convencionales

cumplen los

criterios de

confiabilidad

?

Se determina la expansión

del parque generador, para

el escenario bajo el criterio

cr

Definición de escenario

sino

Otras variables a considerar para la

construcción de escenarios

Definición de criterios


Minimización costo

operativo y de inversión,

y cálculo de indicadores

de confiabilidad

energética

cr = 1, n, 1

Cambio metodológico:

Se minimiza la operación e inversión del sistema, asumiendo varios criterios. El resultado de la optimización es la matriz

de generación óptima, la cual satisface los criterios definidos de manera heurística. Finalmente se revisa el cumplimiento de

los indicadores de confiabilidad, VERE, VEREC y número de casos con déficit.


F-DI-04

Indicador Definición Expresión matemática Límite

VERE

Es la razón entre el valor esperado

de la energía racionada en un mes,

y la demanda nacional proyectada

para dicho periodo.

𝑉𝐸𝑅𝐸 = 𝑖=1𝑛 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑛

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

n = número de casos simulados.

< 1.5 % (𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠)

VEREC

Es la razón entre el valor esperado

de la energía racionada en un mes,

y la demanda nacional proyectada

para dicho periodo.

Solo se consideran los casos

donde se presentan déficit.

𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 = 𝑖=1𝑚 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖

𝑚

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡

< 3 % (𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠)

Número de

casos con

déficit

Número de eventos en el mes

donde se presenta racionamiento

de energía.

𝑚𝑚

𝑛< 5%


Indicadores de valoración de la Confiabilidad Energética-> señales de expansión

Los citados indicadores no son suficientes para cuantificar el comportamiento o desempeño de una estrategia de largo

plazo, ya que los mismos sólo analizan el abastecimiento a la demanda. Adicionalmente, pueden obtenerse resultados

contra-intuitivos, específicamente en el VEREC (ej. cuando un proyecto cuya capacidad instalada no es considerable

respecto a la totalidad del parque generador, el mismo puede incrementar del valor de dicho indicador).

Por esta razón se definen indicadores complementarios.


F-DI-04

Indicador Definición Expresión matemática

Resiliencia

hidráulica

Establece la dependencia de la demanda nacional

respecto al recurso hidroeléctrico (energía y

potencia). Sus valores oscilan entre 0 y 1. Entre

más cercano esté a la unidad, el desempeño de

cada escenario es positivo.

𝑅ℎ𝑗 =𝛼

𝑛.

𝑖=1

𝑛

1 −𝐸𝑗,𝑖

𝐷𝑒𝑖+

1 − 𝛼

𝑛.

𝑖=1

𝑛

1 −𝑃𝑗,𝑖

𝐷𝑝𝑖

Costo Marginal de

la Demanda

Análogo al precio futuro de bolsa. Sus valores

oscilan entre 0 y 1. Entre más cercano esté a la

unidad, el desempeño de cada escenario es

positivo.

𝐼𝐶𝑗 =1

𝑛.

𝑖=1

𝑛

1 −𝐸 𝐶𝑚𝑔𝑗,𝑖

max 𝐸 𝐶𝑚𝑔𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑎𝑥

Emisiones

Las emisiones de CO2 dependen de la generación

térmica por recurso y su consumo de combustible.

Sus valores oscilan entre -1 y 1. Entre más

cercano esté a 1, el desempeño de cada escenario

es positivo.

𝐼𝐸𝑚𝑗 =1

𝑛.

𝑖=1

𝑛𝐸 𝑀𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑖 − 𝐸 𝑀𝑒𝑠𝑐𝑗,𝑖

𝐸 𝑀𝑒𝑠𝑐 𝑚𝑒𝑡𝑎𝑖

Costo Nivelado de

Generación

Este indicador refleja por escenario, el costo de la

inversión y operación en que se debe incurrir para

garantizar la confiabilidad del SIN, excluyendo la

conexión a la red. El mismo se encuentra

normalizado respecto al escenario más costoso.

Sus valores oscilan entre 0 y 1. Entre más cercano

esté a la unidad, el desempeño de cada escenario

es positivo.

𝐼𝐶𝑛𝑖𝑣𝐺𝑒𝑛𝑗 = 1 −𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑗

max(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜1, 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜2, ……… . , 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑛)


Indicadores de desempeño


F-DI-04


2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Enero

Feb

rero

Ma

rzo

Abril

Ma

yo

Junio

Julio

Agosto

Septiem

bre

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pro

medio

Aport

es T

ota

les [m

3/s

]

Modelo

Autoregresivo de

Parámetros-ARP

200 series sintéticas equiprobable,

incluyendo 40 series de política.

Filtro 1

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Enero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Ju

nio

Ju

lio

Ag

osto

Se

ptie

mb

re

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pro

me

dio

Ap

ort

es T

ota

les [

m3

/s]

Filtro 2

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Enero

Feb

rero

Ma

rzo

Abril

Ma

yo

Junio

Julio

Agosto

Septiem

bre

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pro

medio

Aport

es T

ota

les [m

3/s

]

Filtro 3

40 series de política.

45 series más secas.

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

Enero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Ju

nio

Ju

lio

Ag

osto

Se

ptie

mb

re

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pro

me

dio

Ap

ort

es T

ota

les [

m3

/s]

15 series aleatorias.

Selección 100

series sintéticas


F-DI-04

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

En

ero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Junio

Ju

lio

Ag

osto

Se

ptie

mb

re

Octu

bre

No

vie

mb

re

Dic

iem

bre

Pro

me

dio

Ap

ort

es T

ota

les [

m3

/s]



F-DI-04


Gestión de

información y

procesamiento

Contactos y solicitudes

(agentes y gremios).

Acuerdos de

compromisos.

Formulación de metodologías de

complementariedad entre

potenciales de energías renovables.

Evaluación de información hidrológica,

eólica y solar, actualización y

evaluación de los potenciales.

Acuerdos de confidencialidad

y establecimientos de

referentes.

Contactos y solicitudes

(IDEAM, Colciencias).

Modelaje de los recursos en el SDDP.

GeotermiaBiomasaEnergía

eólica

Energía

solar

Evaluación resultados,

limitaciones y mejoras.

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Balance Energía en Firme Vs. Proyección crecimiento Demanda

de Energía

Se consideran los siguientes casos, los cuales contemplan un escenario base de referencia, que tiene en cuenta las

Obligaciones de Energía en Firme-OEF de todas las plantas asociadas al Cargo por Confiabilidad.

Así mismo, se plantean escenarios de atraso para aquellos proyectos, que según el informa de seguimiento que realiza la

UPME, tienen dificultades.

Todos los escenarios consideran un atraso máximo de un año, sin contemplar la posibilidad de ceder las Obligaciones de

Energía en Firme.

Para este ejercicio se tuvo en cuanta la última verificación de ENFICC, periodos 2015-2016, 2016-2017, 2017-2018 y 2018-

2019. En los proyectos definidos por el Cargo por Confiabilidad que no han entrado en servicio y estarían en operación

durante los periodos citados, se descuenta su ENFICC y se consideran sus Obligaciones de Energía en Firme-OEF.

El balance contempla la proyección de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, revisión julio de 2016, escenarios

medio y alto.

Nota: Para este ejercicio se supone que el atraso desplaza la energía en firme según los meses estipulados, y que parte de la Energía en Firme no se

puede respaldar con una sola unidad de generación.

Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4

ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19

Gecelca 3.2 nov-16 jul-17 nov-16 nov-16 jul-17

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 - -


F-DI-04


de Energía Escenario 0


F-DI-04


de Energía Sensibilidades

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Comparación Capacidad instalada Vs proyección pico de

potencia

Sep16 Jan19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov301

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9x 10

4

[MW

]

Sep16 Jan19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov301

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9x 10

4

[MW

]

Capacidad actual

Gecelca 3.2

Termonorte

Ituango

Demanda media julio 2016

Demanda alta julio 2016


F-DI-04

Comparación Capacidad instalada Vs proyección pico de

potencia

Sep16 Oct17 Nov18 Dec19 Jan21 Feb22 Mar23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Nov305

10

15

20

25

30

35

40[%

]

Demanda media julio 2016

Demanda alta julio 2016

Demanda media julio 2016-indisponibilidad

Demanda alta julio 2016-indisponibilidad

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Señales de Expansión

Se simula el comportamiento del sistema considerando solamente el parque generador existente y los proyectos definidos

por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, es decir, Gecelca 3.2, Termonorte e Ituango (únicamente la fase I-1200 MW).

Las fechas de entrada en operación fueron presentadas previamente. Adicionalmente, se contemplan los proyectos

Termomechero y Yopal III, ello debido a su inminente entrada al sistema.

Respecto al escenario de demanda, las simulaciones se llevaron a cabo con el escenario alto de la revisión de julio de 2016.

Sistema autónomo, es decir, no se optimiza la operación conjunta de los sistemas Colombia-Ecuador, y el futuro Colombia-

Centroamérica.

Planta Capacidad Fecha de entrada en Operación

Gecelca 3.2 250 01/05/2017 Termo Norte 88 01/06/2018

Ituango

300 27/11/2018

600 20/02/2019

900 21/05/2019

1200 19/08/2019

Termomechero 57 01/03/2017 Yopal III 40 01/12/2017


F-DI-04



0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]

Número de casos con déficit


F-DI-04


Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300

50

100

150

200

250[U

SD

/MW

h]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]

Generación hidroeléctrica agregada

Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]

Generación térmica agregada-Gas

Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

[GW

h-m

es]

Generación térmica agregada-Carbón

Estocástico

Valor esperado


F-DI-04



205

210

215

220

225

Valor esperado generación plantas menores existentes

[GW

h-m

es]

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Construcción de Escenarios de Largo Plazo

Portafolio

proyectos candidatos

Matriz de Criterios

min 𝑧 = 𝐶𝐼 + 𝐶𝑂

Minimización costos de

Inversión y Operación

Escenario Largo Plazo 1

Escenario Largo Plazo 2

Escenario Largo Plazo n


F-DI-04


50 % de la

capacidad del

escenario 0

25 % de la

capacidad del

escenario 0

ESC 0.0Escenario

Determinístico

Escenario

Determinístico

Escenario

Determinístico

Escenario

Determinístico

Escenario

DeterminísticoNO

ESC 1.0 SI SI NO SI SI NO

ESC 1.1 SI NO SI SI SI NO

ESC 2.0 SI NO NO SI NO SI

ESC 2.1 NO NO NO NO NO SI

ESC 3.0 SI SI NO SI SI SI

ESC 3.1 NO NO SI SI SI SI

ESC 3.2 SI NO SI SI SI SI

ESC 4.0 NO NO NO SI NO NO

ESC 4.1 NO NO NO NO NO NO

ESC 4.2 SI NO NO SI NO NO

Escenarios

Restricción

recurso

hidroeléctrico a

gran escala

Restricción al desarrollo eólico Restricción al

desarrollo de

proyectos

solares en la

Guajira

Restricción a

más capacidad

eólica

Impuesto a

las

emisiones

de CO2


Restricciones de

recursos


parque generador


Convencionales


Todos los escenarios contemplan la proyección de crecimiento de demanda, escenario alto julio 2016.

Las tecnologías que no se mencionan en la tabla no tienen ninguna restricción física para su implementación (Geotermia,

Biomasa, Gas, Carbón, hidroeléctrica a pequeña escala, etc.).

Simulaciones autónomas, es decir, no se consideran los sistemas Colombia-Ecuador y el futuro Colombia-Centroamérica.

Matriz de Criterios


F-DI-04


min 𝐶𝑅𝑂.𝐷𝑟𝑡 + 𝐶𝑡 ,𝑖 .𝐺𝑡 ,𝑖

+ 𝑥𝑡 ,𝑗 𝐼𝑡 ,𝑗 + 𝐶𝑡 ,𝑗 .𝐺𝑡 ,𝑗

𝑀

𝑗=1

𝑁

𝑖=1

𝑇

𝑡=1

𝐷𝑟 𝑡 + 𝐺𝑡 ,𝑖

𝑁

𝑖=1

+ 𝐺𝑡 ,𝑗 . 𝑥𝑡 ,𝑗

𝑀

𝑗=1

= 𝐷𝑡 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇

𝐺𝑡 ,𝑖 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑖 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑖 = 1,2,3,… ,𝑁

𝐺𝑡 ,𝑗 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑗 . 𝑥𝑡 ,𝑗 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ∈ 0,1 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ≤ 1 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑇

𝑡=1

Restricciones Operativas modeladas en el SDDP



𝑀

𝑗=1

𝑁

𝑖=1

𝑇

𝑡=1


𝑁

𝑖=1


𝑀

𝑗=1

= 𝐷𝑡 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇

𝐺𝑡 ,𝑖 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑖 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑖 = 1,2,3,… ,𝑁

𝐺𝑡 ,𝑗 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑗 . 𝑥𝑡 ,𝑗 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ∈ 0,1 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ≤ 1 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑇

𝑡=1

Restricciones de Inversión modeladas



𝑀

𝑗=1

𝑁

𝑖=1

𝑇

𝑡=1


𝑁

𝑖=1


𝑀

𝑗=1

= 𝐷𝑡 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇

𝐺𝑡 ,𝑖 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑖 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑖 = 1,2,3,… ,𝑁

𝐺𝑡 ,𝑗 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑗 . 𝑥𝑡 ,𝑗 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ∈ 0,1 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ≤ 1 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑇

𝑡=1

Topología de los embalses

Restricción de balance hídrico

Restricciones individuales de embalse

Restricción agregada de embalse

Restricciones individuales de generación

Restricciones agregadas de generación

Restricciones de combustible

Mantenimientos e indisponibilidades

Entre otras

Restricciones Operativas

modeladas en el SDDP

Periodicidad de inversiones

Fechas mínimas y máximas de decisión

Decisiones enteras de proyectos

Proyectos Obligatorios

Proyectos excluyentes

Perfil de inversión

Vida útil de los proyectos candidatos

Tasa de descuento

Costos nivelados de capital



𝑀

𝑗=1

𝑁

𝑖=1

𝑇

𝑡=1


𝑁

𝑖=1


𝑀

𝑗=1

= 𝐷𝑡 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇

𝐺𝑡 ,𝑖 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑖 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑖 = 1,2,3,… ,𝑁

𝐺𝑡 ,𝑗 ≤ 𝐶𝑎𝑝𝑗 . 𝑥𝑡 ,𝑗 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ∈ 0,1 ,∀𝑡 = 1,2,3,… ,𝑇 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑥𝑡 ,𝑗 ≤ 1 ,∀𝑗 = 1,2,3,… ,𝑀

𝑇

𝑡=1

Restricciones de

Inversión modeladas

Sujeto a

Restricciones de suministro (Demanda)

Restricciones de capacidad

Restricciones de integralidad de la decisión

Restricciones de unicidad de la decisión

Función Objetivo

Minimización costos de

inversión y operación

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Resultados Escenarios de Largo Plazo

13517.157%

3656.016%

2564.011%

1538.67%

402.12% 1456.0

6%

234.21%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13517.157%

3656.016%

2564.011%

1538.67%

402.12% 1456.0

6%

234.21%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Recurso Base Cargo por

confiabilidad

Expansión

adicionalTotal

Hidráulica 10890.1 1200.0 1427.0 13517.1

Gas 3509.0 0.0 147.0 3656.0

Carbón 1344.0 250.0 970.0 2564.0

Menores 745.4 0.0 793.2 1538.6

Cogeneración 117.1 0.0 285.0 402.1

Eólica 0.0 0.0 1456.0 1456.0

Solar 0.0 0.0 234.2 234.2

Geotérmica 0.0 0.0 50.0 50.0

Otros 0.0 88.3 0.0 88.3

Total 16605.6 1538.3 5362.4 23506.2

Escenario 0

Representa la actualización del escenario 12 del

Plan de Expansión 2015-2029.

Se sustenta principalmente en nuevos proyectos

eólicos y térmicos a base de carbón.


F-DI-04

13913.958%

3656.015%

2674.011%

1538.67%

447.82% 1456.0

6%

129.81%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13968.963%

3656.017%

1594.07%

1538.67%

402.12%

727.03%

209.71%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13913.961%

3656.016%

2453.411%

1538.67%

402.12%

727.03%

129.80%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal

Hidráulica 1823.8 13913.9

Gas 147.0 3656.0

Carbón 859.4 2453.4

Menores 793.2 1538.6

Cogeneración 285.0 402.1

Eólica 727.0 727.0

Solar 129.8 129.8

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4765.2 22909.1

13913.961%

3656.016%

1594.07%

1538.67%

402.12% 1456.0

7%

64.10%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 1456.0 1456.0

Solar 64.1 64.1

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4569.1 22713.0

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 727.0 727.0

Solar 209.7 209.7

Geotérmica 50.0 50.0

Otros 0.0 88.3

Total 4090.7 22234.5

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 1080.0 2674.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 1456.0 1456.0

Solar 129.8 129.8

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 5760.6 23904.5

* *** **

* * *



F-DI-04


Esc 0 Esc 1 Esc 2 Esc 3 Esc 44

5

6

7

8

9

10

11

12x 10

4 Costos totales

[MU

SD

]

Costo operativo

Costo inversión

Escenario Costo Operación

[MUSD] Costo Inversión

[MUSD]

ESC 0.0 66474.51525 16420.75294

ESC 1.0 84248.37335 13327.19744

ESC 2.0 89832.0916 13444.91811

ESC 3.0 95614.851 12532.79924

ESC 4.0 75136.40934 15313.37605


F-DI-04


Esc 0 Esc 1 Esc 2 Esc 3 Esc 41000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[MW

]

Capacidad instalada vs. Costo de inversión

1.25

1.3

1.35

1.4

1.45

1.5

1.55

1.6

1.65x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Palma

Caña

Solar fotovoltaica

Geotérmia

Cogeneración

Costo de Inversión


F-DI-04


Esc 0 Esc 1 Esc 2 Esc 3 Esc 40.8

1

1.2

1.4x 10

6[G

Wh]

Energía total vs. Costo operativo

6.5

7

7.5

8

8.5

9

9.5

10x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores+Cogeneración

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Solar fotovoltaica

Geotérmia+Biomasa

Costo de Operación


F-DI-04



50

100

150

200[U

SD

/MW

h]

Valor Esperado Costo marginal

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]

Valor Esperado Emisiones

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


F-DI-04


Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300

200

400

600

800

1000

1200

1400[G

Wh-m

es]

Valor Esperado Generación carbón

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


200

400

600

800

1000

1200

1400

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación gas

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


F-DI-04



4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación hidroeléctrica

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


100

200

300

400

500

600

700

800

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación eólica

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


F-DI-04



5

10

15

20

25

30

35[G

Wh-m

es]

Valor Esperado Generación solar fotovoltaica

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


20

40

60

80

100

120

140

160

180

[GW

h-m

es]

Valor Esperado Generación geotérmica y biomasa

Esc 0

Esc 1

Esc 2

Esc 3

Esc 4


F-DI-04

Análisis de Resultados:

La metodología minimiza conjuntamente los costos de operación e inversión, motivo por el cual los resultados deben

analizarse desde ambos puntos de vista.

Los escenarios 0 y 4 presentan el menor costo total (operación + inversión). Sin embargo, son aquellos que requieren mayor

inversión y capacidad instalada.

Si bien los escenarios 3, 2 y 1 requieren menor capacidad instalada (en ese orden) e inversión, implican mayores costos

operativos.

En los escenarios que se simula un impuesto a las emisiones de CO2 (estrategias 2 y 3), el modelo no instala nuevos

proyectos térmicos a base de carbón, adicionales a los ya definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad.

Adicionalmente, el valor esperado de la generación a carbón disminuye, lo cual hace que otras tecnologías, inclusive

contaminantes, incrementen su producción (ej. Gas).

Así mismo, el valor esperado de las emisiones para dichos escenarios son menores, como era de esperarse. Vale la pena

mencionar que los escenarios que tienen mayor capacidad eólica y poco carbón emiten menos.

Si bien el escenario 4 no tiene limitaciones para nuevos proyectos hidroeléctricos a gran escala (a diferencia de las demás

estrategias), el modelo decidió no instalarlos.

Cuando se presentan limitaciones al recurso eólico y no se considera un impuesto a las emisiones de CO2, el modelo invierte

intensivamente en el carbón, en detrimento de otras tecnologías (ej. Gas). Ello se debe al bajo costo del recurso principal

(mirar proyección precios de los combustibles). Por otro lado, cuando se contempla dicho impuesto, el modelo utiliza recursos

renovables, como agua, geotermia y sol (distribuido), en función de la capacidad eólica y los costos operativos esperados. De

todas maneras no se instalan grandes proyectos hidroeléctricos.

Los escenarios que no tienen limitaciones para el desarrollo de proyectos solares a gran escala en la Guajira (Esc 2 y 4), no

contemplan dicha tecnología, ello se debe a su alto costo de inversión y bajo factor de planta.



F-DI-04

Análisis de Resultados:

Respecto a la confiabilidad, todos los escenarios presentan un VEREC inferior al 6.88. Si bien el límite es 3%, la energía

faltante puede ser importada desde Ecuador o Centroamérica (futuro). No obstante, el escenario 3 presenta un VEREC

superior al 7 % en marzo de 2030.

De todas maneras el modelo considera el costo de la energía no suministrada cuando minimiza conjuntamente los costos de

inversión y operación. Para este caso en particular se observa que es mas económico incurrir en dicho déficit, que llevar a

cabo expansión con cualquier recurso disponible, pese al impuesto a las emisiones de CO2 (Carbón y Gas).

El escenario 3 es la estrategia de largo plazo que presenta mayores limitaciones para el desarrollo de ciertas tecnologías

(térmicas vía impuesto a las emisiones de CO2, eólica, hidroeléctrica a gran escala y solar a gran escala). Es por ello que el

modelo decide instalar mas plantas solares a nivel distribuido, geotermia e hidráulicas a mediana escala.

Es importante llevar a cabo sensibilidades a los escenarios propuestos. Las mismas se presentan a continuación.

Escenario VEREC [%] Fecha

Esc 0.0 - -

Esc 1.0 3.4 mar-28

Esc 2.0 - -

4.08 abr-25

7.58 mar-30

Esc 4.0 - -

Esc 3.0



F-DI-04

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 1080.0 2674.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 362.0 362.0

Solar 90.5 90.5

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4581.4 22725.3

13913.961%

3656.016%

2453.411%

1538.67%

402.12%

727.03%

129.80%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 859.4 2453.4

Menores 793.2 1538.6


Eólica 727.0 727.0

Solar 129.8 129.8

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4765.2 22909.1

Escenario 1

**

*

13913.961%

3656.016%

2674.012%

1538.67%

402.12%

362.02%

90.50%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Escenario 1.1

**

*

El costo total (operación + inversión) se incrementa, sin embargo el escenario 1.1 requiere menos capacidad instalada e

inversión, pero tiene un mayor costo operativo.

El modelo usa el carbón para expandirse (no hay impuesto a las emisiones de CO2), motivo por el cual se requiere menos

recurso solar y menos capacidad instalada total.

Se incrementa el valor esperado de la generación térmica, al igual que las emisiones de CO2.



F-DI-04


Esc 1 Esc 1.17

7.5

8

8.5

9

9.5

10

10.5x 10

4 Costos totales

[MU

SD

]

Costo operativo

Costo inversión



[MUSD]

ESC 1.0 84248.37335 13327.19744

ESC 1.1 87614.6013 12844.68514


Esc 1.0 3.4 mar-28

Esc 1.1 4.5 mar-28


F-DI-04


Esc 1 Esc 1.12000

3000

4000

5000

6000

7000

8000[M

W]


1.25

1.3

1.35x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Palma

Caña

Solar fotovoltaica

Geotérmia

Cogeneración

Costo de Inversión


F-DI-04


Esc 1 Esc 1.10.8

1

1.2

1.4x 10

6

[GW

h]


8.4

8.6

8.8x 10

4

[MU

SD

]

Agua


Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Solar fotovoltaica

Geotérmia+Biomasa

Costo de Operación


F-DI-04



50

100

150[U

SD

/MW

h]


Esc 1

Esc 1.1


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]


Esc 1

Esc 1.1


F-DI-04



500

1000

1500[G

Wh-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


F-DI-04



4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

[GW

h-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


50

100

150

200

250

300

350

400

[GW

h-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


F-DI-04



5

10

15

20

25

[GW

h-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Esc 1

Esc 1.1


F-DI-04

13517.156%

3656.015%

1594.07%

1538.67%

402.12%

3131.013%

64.10%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

13913.961%

3656.016%

1594.07%

1538.67%

402.12% 1456.0

7%

64.10%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

Escenario 2

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 1456.0 1456.0

Solar 64.1 64.1

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4569.1 22713.0

*

*

Escenario 2.1

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 3131.0 3131.0

Solar 64.1 64.1

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 5847.3 23991.2

*

*


El costo total (operación + inversión) disminuye, a pesar de que el escenario 2.1 requiere más capacidad instalada e inversión.

Por otro lado tiene un menor costo operativo.

Al no haber limitaciones al recurso eólico, el modelo utiliza la totalidad de la capacidad eólica disponible, reduciendo lo anterior

la capacidad hidroeléctrica, el costo marginal de la demanda y el costo operativo.

Se reduce el valor esperado de la generación térmica, al igual que las emisiones de CO2, ello por el desplazamiento de estas

fuentes.


F-DI-04


Esc 2 Esc 2.17

7.5

8

8.5

9

9.5

10

10.5x 10

4 Costos totales

[MU

SD

]

Costo operativo

Costo inversión



[MUSD]

ESC 2.0 89832.0916 13444.91811

ESC 2.1 75739.06798 15922.49309


F-DI-04


Esc 2 Esc 2.12000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[MW

]


1.2

1.4

1.6x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Palma

Caña

Solar fotovoltaica

Geotérmia

Cogeneración

Costo de Inversión


F-DI-04


Esc 2 Esc 2.10.8

1

1.2

1.4x 10

6

[GW

h]


7.5

8

8.5

9x 10

4

[MU

SD

]

Agua


Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Solar fotovoltaica

Geotérmia+Biomasa

Costo de Operación


F-DI-04



50

100

150

200[U

SD

/MW

h]


Esc 2

Esc 2.1


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]


Esc 2

Esc 2.1


F-DI-04



100

200

300

400

500

600

700

800

[GW

h-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


F-DI-04



4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000[G

Wh-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

[GW

h-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


F-DI-04



2

4

6

8

10

12

[GW

h-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Esc 2

Esc 2.1


F-DI-04

Escenario 3 Escenario 3.1

*

*


El costo total (operación + inversión) disminuye para el escenario 3.1, y se incrementa para el 3.2. Este mismo comportamiento se observa en el

costo operativo y costo marginal de la demanda. Respecto a la inversión y la capacidad instalada, esta crece en la estrategia 3.1 y disminuye en la

3.2.

Cuando no hay limitaciones al recurso hidroeléctrico a gran escala (caso 3.1), el modelo utiliza la totalidad de la capacidad disponible, reduciendo

lo anterior el costo marginal de la demanda y el costo operativo. Esto también implica que no se presenten déficit por encima del límite establecido

(3 % para el VEREC). En el escenario 3.2 , que presenta limitaciones para el desarrollo del recurso eólico y las mismas restricciones para el

desarrollo de plantas hidroeléctricas a gran escala y térmicas vía impuesto, el modelo prefiere instalar una planta térmica a carbón de 90 MW, que

otro tipo de recursos (solar a gran escala). Lo anterior implica también que se reduce el déficit respecto al escenario 3, ello gracias a la planta de 90

MW. Respecto a las emisiones, el escenario 3.1, gracias a su capacidad hidroeléctrica, es el menos contaminante.

Escenario 3.2

15798.967%

3656.015%

1594.07%

1538.66%

447.82%

362.02%

172.71%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 362.0 362.0

Solar 172.7 172.7

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 5514.4 23658.3

13968.963%

3656.017%

1594.07%

1538.67%

402.12%

727.03%

209.71%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 727.0 727.0

Solar 209.7 209.7


Otros 0.0 88.3

Total 4090.7 22234.5

**

*

**

*

13968.964%

3656.017%

1684.08%

1538.67%

402.12%

362.01%

192.71%

50.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 90.0 1684.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 362.0 362.0

Solar 192.7 192.7


Otros 0.0 88.3

Total 3798.7 21942.6

**

*


F-DI-04



4.08 abr-25

7.58 mar-30

Esc 3.1 - -

Esc 3.2 4.32 mar-28

Esc 3.0

Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.27

7.5

8

8.5

9

9.5

10

10.5

11

11.5

x 104 Costos totales

[MU

SD

]

Costo operativo

Costo inversión



[MUSD]

ESC 3.0 95614.851 12532.79924

ESC 3.1 82499.15795 15969.90054

ESC 3.2 99924.12015 11866.21043


F-DI-04


Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.22000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[MW

]


1

1.5

2x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Palma

Caña

Solar fotovoltaica

Geotérmia

Cogeneración

Costo de Inversión


F-DI-04


Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.20.8

1

1.2

1.4x 10

6

[GW

h]


8

9

10x 10

4

[MU

SD

]

Agua


Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Solar fotovoltaica

Geotérmia+Biomasa

Costo de Operación


F-DI-04



50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


F-DI-04



100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


200

400

600

800

1000

1200

1400

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


F-DI-04



4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


50

100

150

200

250

300

350

400

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


F-DI-04



5

10

15

20

25

30

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


20

40

60

80

100

120

140

160

180

[GW

h-m

es]


Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2


F-DI-04

Escenario 4 Escenario 4.1


El costo total (operación + inversión) disminuye para el escenario 4.1, y se incrementa para el 4.2. Este mismo comportamiento se observa en el

costo operativo y costo marginal de la demanda. Respecto a la inversión y la capacidad instalada, esta crece en la estrategia 4.1 y disminuye en la

4.2.

Cuando no hay limitaciones a ningún recurso (caso 4.1), el modelo utiliza la totalidad de la capacidad eólica disponible, reduciendo lo anterior el

costo marginal de la demanda y el costo operativo. Asimismo, reduce la capacidad hidroeléctrica, no contempla en la expansión proyectos a gran

escala con este tipo de tecnología, al igual que térmicos a base de carbón. Adicionalmente, reduce la participación de la cogeneración y la

generación solar fotovoltaica distribuida. En el escenario 4.2 , que presenta limitaciones para el desarrollo del recurso eólico e hidroeléctricas a

gran escala, el modelo prefiere reducir la capacidad térmica a base de carbón, la cogeneración y generación solar. Por otro lado maximiza el resto

de recursos, principalmente el Gas natural y el carbón mineral. Respecto a las emisiones, los escenario 4 y 4.2 por su composición son los más

contaminantes.

Escenario 4.2

13913.958%

3656.015%

2674.011%

1538.67%

447.82% 1456.0

6%

129.81%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 1080.0 2674.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 1456.0 1456.0

Solar 129.8 129.8

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 5760.6 23904.5

*

13517.156%

3656.015%

1594.07%

1538.67%

402.12%

3131.013%

65.20%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 0.0 1594.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 3131.0 3131.0

Solar 65.2 65.2

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 5848.4 23992.3

13913.960%

3656.016%

1844.08%

1538.67%

402.12% 1456.0

6%

117.31%

0.00%

88.30%

Hidráulica

Gas

Carbón

Menores

Cogeneración

Eólica

Solar

Geotérmica

Otros

RecursoExpansión

adicionalTotal


Gas 147.0 3656.0

Carbón 250.0 1844.0

Menores 793.2 1538.6


Eólica 1456.0 1456.0

Solar 117.3 117.3

Geotérmica 0.0 0.0

Otros 0.0 88.3

Total 4872.3 23016.2

*

*


F-DI-04


Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.24

5

6

7

8

9

10x 10

4 Costos totales

[MU

SD

]

Costo operativo

Costo inversión



[MUSD]

ESC 4.0 75136.40934 15313.37605

ESC 4.1 67090.17294 15923.76447

ESC 4.2 78614.12651 13899.31631


F-DI-04


Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.22000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[MW

]


1.2

1.4

1.6x 10

4

[MU

SD

]

Agua

Menores

Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Palma

Caña

Solar fotovoltaica

Geotérmia

Cogeneración

Costo de Inversión


F-DI-04


Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.20.8

1

1.2

1.4x 10

6

[GW

h]


6.6

6.8

7

7.2

7.4

7.6

7.8

8x 10

4

[MU

SD

]

Agua


Líquidos

Gas

Carbón

Eólica

Solar fotovoltaica

Geotérmia+Biomasa

Costo de Operación


F-DI-04



40

60

80

100

120[U

SD

/MW

h]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


F-DI-04



200

400

600

800

1000

1200

1400

[GW

h-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


F-DI-04



4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000[G

Wh-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

[GW

h-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


F-DI-04



5

10

15

20

25

[GW

h-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Indicadores Escenarios Largo Plazo

Hasta este punto se ha establecido el comportamiento de las principales variables energéticas, específicamente

costo marginal de la demanda, generación hidroeléctrica y emisiones, las cuales son fundamentales para

establecer el desempeño de tres de los cuatro indicadores planteados.

En relación al costo nivelado de generación de cada escenario, en la siguiente gráfica se presenta su costo total

(inversión y operación), al igual que el valor esperado de su producción energética.

Esc 0 Esc 1 Esc 1.1 Esc 2 Esc 2.1 Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.2 Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.24

5

6

7

8

9

10

11

12x 10

4 Costos totales[M

US

D]

Costo operativo

Costo inversión


F-DI-04







Esc 0 Esc 1 Esc 1.1 Esc 2 Esc 2.1 Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.2 Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.20.8

1

1.2

1.4x 10

6[G

Wh]

Energía total vs. Costo Nivelado de Generación

60

70

80

90

[US

D/M

Wh]


F-DI-04







50 55 60 65 70 75 80 85 90

Esc 0

Esc 1

Esc 1.1

Esc 2

Esc 2.1

Esc 3

Esc 3.1

Esc 3.2

Esc 4

Esc 4.1

Esc 4.2

[USD/MWh]

Costo Nivelado de Generación

Escenario Costo de

inversión [MUSD] Costo de

operación [MUSD] Costo nivelado

de generación [USD/MWh]

ESC 0.0 16420.75 66474.51 63.44 ESC 1.0 13327.19 84248.37 74.68 ESC 1.1 12844.68 87614.60 76.89 ESC 2.0 13444.91 89832.09 79.04 ESC 2.1 15922.49 75739.06 70.15 ESC 3.0 12532.79 95614.85 82.77 ESC 3.1 15969.90 82499.15 75.36 ESC 3.2 11866.21 99924.120 85.56 ESC 4.0 15313.37 75136.409 69.23 ESC 4.1 15923.76 67090.172 63.53 ESC 4.2 13899.31 78614.126 70.80


F-DI-04


En la siguiente gráfica se muestra el desempeño de cada uno de los indicadores

-0.4

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

Esc 0.0

Esc 1.0

Esc 1.1

Esc 2.0

Esc 2.1

Esc 3.0Esc 3.1

Esc 3.2

Esc 4.0

Esc 4.1

Esc 4.2

Resiliencia Hidráulica Costo Marginal

Costo Nivelado de Generación Emisiones

Indicador/Escenario Resiliencia hidráulica

Costo marginal

Costo nivelado de generación

Emisiones

ESC 0.0 0.5368 0.7724 0.2585 0.0000 ESC 1.0 0.5327 0.7132 0.1272 -0.2372 ESC 1.1 0.5356 0.6925 0.1014 -0.3310 ESC 2.0 0.5289 0.6965 0.0762 0.1315 ESC 2.1 0.5374 0.7526 0.1801 0.4616 ESC 3.0 0.5266 0.6655 0.0326 -0.0977 ESC 3.1 0.4949 0.7161 0.1192 0.1330 ESC 3.2 0.5276 0.6452 0.0000 -0.1823 ESC 4.0 0.5287 0.7510 0.1909 0.0027 ESC 4.1 0.5361 0.7845 0.2574 0.2511 ESC 4.2 0.5333 0.7370 0.1724 0.0030

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo

La UPME ha analizado en varias versiones del Plan de Expansión los impactos energéticos y de potencia asociados a la

incorporación del recurso eólico en el SIN.

La Flexibilidad es una de las principales características para incorporar recursos renovables no convencionales a un

sistema de potencia. Este atributo, que esta asociado con la capacidad del sistema de “reconfigurarse” bajo diferentes

condiciones operativas (desde la oferta), es posible evaluarlo con análisis de baja resolución temporal (minutos-horas),

ello con el objetivo de capturar la intermitencia de las fuentes (viento y sol), las restricciones operativos de las plantas

convencionales, principalmente de origen térmico (rampas), y la capacidad de almacenamiento.

Adicionalmente, el despacho económico (“Day ahead”) de un sistema con alta participación de recursos intermitentes

debe actualizarse constantemente, teniendo el cuenta el acceso a nuevos pronóstico del recurso.

En la literatura este problema es abordado comúnmente bajo un enfoque MPC (“Model Predictive Control”), utilizando la

metodología “Power Nodes”.

Hasta ahora no se conoce ningún ejercicio de estas características para el sistema Colombiano, motivo por el cual los

resultados acá presentados representan la primera aproximación a este tipo de análisis.

A continuación se presenta el modelo planteado y desarrollado para el sistema Colombiano reducido de cinco (5) áreas,

haciendo especial énfasis en la región Caribe.

Los supuestos considerados se resumen a continuación:

Para cada área eléctrica, proyección de demanda de potencia con resolución horaria (año 2022).

Principales características del parque térmico del área Caribe, con sus limitaciones técnicas y restricciones

(rampas y mínimos técnicos).

Series de tiempo de la velocidad del viento con resolución horaria para diez (10) parques eólicos, cuya capacidad

instalada agregada es 1450 MW.

Series de tiempo de la radiación solar con resolución horaria para dos (2) proyectos mega-solares cuya

capacidad agregada es 170 MW.


F-DI-04

Los supuestos considerados se resumen a continuación:

Series de tiempo de la radiación solar para dos estaciones del IDEAM (resolución horaria), que son utilizadas

para simular la generación solar fotovoltaica a nivel distribuido.

Límites de transferencia entre el área Caribe y el interior del sistema, al igual que las restricciones de flujo intra-

área.

Expansión en transmisión definida por la UPME en sus Planes de Expansión.

Dos sistemas BESS en el área Atlántico de 20 y 35 MW, con capacidad de descarga plena en cuatro (4) horas.

Respecto a estos elementos, su política de operación cambia, ya que todas las obras definidas para el área

Atlántico ya estarían en operación.

Escenario 4.2 del Plan de Generación.

Power Nodes:


Power Node

(Almacenamiento de energía)

Capacidad C

nivel 0 < x < 1

v > 0

w

ξ nload uload

ngen-1 ugen

uload

ugen

Proceso de

conversión t

pérdidas

Pérdidas

almacenamiento

Lado de

Demanda/Suministro

Lado de la Red

Energía producida

(Agua, viento, combustible)

ξ > 0

w < 0

Energía demandada

Energía desperdiciada

Energía no atendida

(Calefacción, iluminación)

ξ < 0

(Viento, agua…)

w > 0

Ci xi = nload, uload,i – ngen,i ugen,I + ξi – wi - vi

(f) 0 < xi min < xi < xi max < 1

, (e) 0 < ugen,i min < ugen,i < ugen,i max ,

(d) 0 < uload,i min < uload,i < uload,i max ,

(c) 0 < ξi – wi ,

(b) 0 < lξil – lwil ,

(a) 0 < vi Vi = 1,…, N .


F-DI-04

Power Nodes:



F-DI-04

Power Nodes:


»

Flujos:

fbc_mg fcqr_thc

fbc_thc fcqr_v

fv_thc fthc_cau

fthc_np fv_cau

fcau_np

2.BOLIVAR

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

VENEZUELA

COLOMBIA

GUAVIARE

ECUADOR

PANAMA

6.ANTIOQUIA

CHOCO

3.GCM 1.ATLANTICO

11.META

GUAVIARE

8.CQR

12.VALLE

13.THC

14.CAUCA 15.NARIÑO

PUTUMAYO

9.BOGOTA

CUNDINAMARCA

10.BOYACA-CASANARE

7.SANTANDER-ARAUCA

4.CORDOBA

SUCRE 5. NORTE

SANTANDER

𝜖(𝑘)-𝜔(𝑘) = −𝑛𝑙𝑜𝑎𝑑𝑢𝑙𝑜𝑎𝑑(𝑘)

𝜖(𝑘)-𝜔(𝑘) = 𝑛𝑔𝑒𝑛−1 𝑢𝑔𝑒𝑛(𝑘)

𝜖(𝑘) = 𝑛𝑔𝑒𝑛−1 𝑢𝑔𝑒𝑛(𝑘)

C.𝑑𝑥

𝑑𝑡= −𝑛𝑔𝑒𝑛

−1 . 𝑢𝑔𝑒𝑛 𝑡 + 𝜖 𝑡 − 𝜔(𝑡)

x k + 1 = 𝑥 𝑘 −−𝑛𝑔𝑒𝑛

−1

𝐶. 𝑢𝑔𝑒𝑛 𝑘 +

𝜖 𝑘

𝐶−𝜖 𝑘

𝐶

C.𝑑𝑥

𝑑𝑡= −𝑛𝑔𝑒𝑛

−1 . 𝑢𝑔𝑒𝑛 𝑡 + 𝑛𝑙𝑜𝑎𝑑. 𝑢𝑙𝑜𝑎𝑑 𝑡

x k + 1 = 𝑥 𝑘 −−𝑛𝑔𝑒𝑛

−1

𝐶. 𝑢𝑔𝑒𝑛 𝑘 +

𝑛𝑙𝑜𝑎𝑑

𝐶. 𝑢𝑙𝑜𝑎𝑑 𝑘

5 “power node”

de demanda.

13 “power node” de

generación

intermitente.


generación controlable

y sin proceso externo.


almacenamiento-BESS.


generación hidroeléctrica

con almacenamiento.


F-DI-04

»

Flujos:

fbc_mg fcqr_thc

fbc_thc fcqr_v

fv_thc fthc_cau

fthc_np fv_cau

fcau_np

2.BOLIVAR

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA

CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA

BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

VENEZUELA

COLOMBIA

GUAVIARE

ECUADOR

PANAMA

6.ANTIOQUIA

CHOCO

3.GCM 1.ATLANTICO

11.META

GUAVIARE

8.CQR

12.VALLE

13.THC

14.CAUCA 15.NARIÑO

PUTUMAYO

9.BOGOTA

CUNDINAMARCA

10.BOYACA-CASANARE

7.SANTANDER-ARAUCA

4.CORDOBA

SUCRE 5. NORTE

SANTANDER

Modelo de Optimización


𝑎) 𝑥 𝑙 + 1 = 𝐴. 𝑥 𝑙 + 𝐵. 𝑢(𝑙)

𝑏) 0 ≤ 𝑥𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑥 ≤ 𝑥𝑚𝑎𝑥 ≤ 1

𝑐) 𝑢𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝑢(𝑙) ≤ 𝑢𝑚𝑎𝑥

𝑑) 𝛿𝑢𝑚𝑖𝑛 ≤ 𝛿𝑢(𝑙) ≤ 𝛿𝑢𝑚𝑎𝑥

𝑒) 휀𝑖 𝑙 = 휀𝑑𝑟𝑖𝑣𝑒 𝑙. 𝑇 , ∀ 𝑖 ∈ 𝐸𝑓) 𝑢𝑔𝑒𝑛,𝑖 𝑙 . 𝑢𝑙𝑜𝑎𝑑,𝑖 𝑙 =0 , ∀ 𝑖 ∈ 𝑆

𝑔) 𝑈𝑔𝑒𝑛,𝑖,𝐵 𝑙 + 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵 =

𝑖∈𝐿

𝑈𝑙𝑜𝑎𝑑,𝑖,𝐵 + 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵

ℎ)0 ≤ 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵 ≤ 𝑁𝑇𝐶𝑖𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵𝑖)0 ≤ 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵 ≤ 𝑁𝑇𝐶𝑒𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝐵𝑗)∀𝑙 = 𝑘,… . 𝑘 + 𝑁 − 1

min J(k)= 𝑙=𝑘𝑙=𝑘+𝑁−1

𝑥 𝑙 − 𝑥𝑟𝑒𝑓𝑇. 𝑄𝑥 . 𝑥 𝑙 − 𝑥𝑟𝑒𝑓

+𝑢 𝑙 𝑇 . 𝑄𝑢. 𝑢 𝑙 + 𝑅𝑢. 𝑢 𝑙

+𝛿𝑢 𝑙 𝑇 . 𝛿𝑄𝑢 . 𝛿𝑢(𝑙)

s.a:

El MPC tiene varios parámetros. El mas importante es el horizonte de optimización N.

El segundo es la frecuencia de optimización f, es decir, cada cuanto se optimiza el despacho. También puede entenderse

como el tiempo de duración de la actualización de los pronósticos de generación renovable y demanda de energía eléctrica.

Si bien el despacho se optimiza para un periodo N, se toman las decisiones para el periodo f.


F-DI-04

Modelo de Optimización


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Tiempo t

N=Predicción horizonte

N=Predicción horizonte + 1



Suministro/demanda ξ (MW)

Actualización variables

meteorológicas

Agua

Sol

Demanda

Cambio en el pronóstico del viento

k k k k kTiempo t

N=Horizonte de predicción



D

D

D


F-DI-04

Casos analizados-una semana de simulación:

Caso 1: Máxima generación eólica y solar en la Guajira.

Caso 2: Máxima generación eólica y solar en la Guajira y límites de transferencia degradados en GCM.

Caso 3: Máxima generación eólica y solar en la Guajira, límites de transferencia degradados en GCM y relocalización de

los elementos BESS de Atlántico.



F-DI-04


Caso 1: Máxima generación eólica y solar en la Guajira.



F-DI-04


Caso 2: Máxima generación eólica y solar en la Guajira y límites de transferencia degradados en GCM.



F-DI-04


Caso 3: Máxima generación eólica y solar en la Guajira, límites de transferencia degradados en GCM y relocalización de

los elementos BESS de Atlántico.


F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a

carbón

En el Sistema Interconectado Nacional existen unidades térmicas a base de carbón que operan hace mas de 25 años.

Adicionalmente, su capacidad instalada es inferior a 300 MW.

Teniendo en cuenta los compromisos del COP 21, es posible que dichas unidades ya no sean competitivas, dada su baja

eficiencia y futura composición del parque generador (importante porcentaje de participación renovable no convencional).

En este sentido, a continuación se evalúa la relación beneficio costo de la repotenciación de este tipo de unidades, desde el

punto de vista del inversionista y los usuarios finales de energía. Se realizan dos ejercicios, el primero considera una

reducción del 50 % del “Hate Rate” existente, manteniendo la misma capacidad instalada. El segundo contempla la misma

reducción del “Hate Rate” y un incremento de la capacidad instalada en un 75 %.

Los beneficios asociados a la repotenciación, enfoque agente, son los siguientes y se encuentran planteados en la siguiente

expresión matemática:

𝐵 = 𝐸𝑐𝑜𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡 𝐶𝑚𝑔𝑐𝑜𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡 − 𝐶𝑜𝑝𝑒𝑟𝑐𝑜𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡 − 𝐸𝑠𝑖𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡 𝐶𝑚𝑔𝑠𝑖𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡 − 𝐶𝑜𝑝𝑒𝑟𝑠𝑖𝑛 𝑟𝑒𝑝𝑜𝑡

Respecto a la demanda, su beneficio es la diferencia entre los productos del costo marginal y su consumo. Para este

ejercicio se tiene en cuenta la evolución del costo marginal de los escenarios 1.1 y 4.1

En relación a los costos, se llevan a cabo sensibilidades que varían en función del valor de instalación de una nueva planta

térmica a base de carbón.


F-DI-04


carbón

Escenario 1.1: reducción del Hate Rate al 50 % y

misma capacidad

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

0.05 0.25 0.45 0.65 0.85

B/C

% CostoB/C P_Z->misma capacidad

B/C P_P->misma capacidad

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

ene.-

16

ene.-

17

ene.-

18

ene.-

19

ene.-

20

ene.-

21

ene.-

22

ene.-

23

ene.-

24

ene.-

25

ene.-

26

ene.-

27

ene.-

28

ene.-

29

ene.-

30

KU

SD

Beneficio Usuario->misma capacidad [kUSD]

1,571,440.00

1,619,020.00

Inversión P-Z [USD/MW]

Inversión P_P [USD/MW]


F-DI-04

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

B/C

% Costo

B/C P_Z-> capacidad incrementada

B/C P_P-> capacidad incrementada

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

ene.-

16

ene.-

17

ene.-

18

ene.-

19

ene.-

20

ene.-

21

ene.-

22

ene.-

23

en

e.-

24

ene.-

25

ene.-

26

ene.-

27

ene.-

28

ene.-

29

ene.-

30

KU

SD

Beneficio Usuario-> capacidad incrementada [kUSD]


carbón

*1,571,440.00

1,619,020.00



Escenario 1.1: reducción del Hate Rate al 50 % e

incremento de la capacidad en 75 %


F-DI-04


carbón

Escenario 4.1: reducción del Hate Rate al 50 % y

misma capacidad

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

0.05 0.25 0.45 0.65 0.85

B/C

% CostoB/C P_Z->misma capacidadB/C P_P->misma capacidad

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

en

e.-

16

en

e.-

17

en

e.-

18

en

e.-

19

en

e.-

20

en

e.-

21

en

e.-

22

en

e.-

23

en

e.-

24

en

e.-

25

en

e.-

26

ene.-

27

en

e.-

28

en

e.-

29

en

e.-

30

KU

SD

Beneficio Usuario->misma capacidad [kUSD]

1,571,440.00

1,619,020.00




F-DI-04

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

0.30 0.38 0.45 0.53 0.60 0.68 0.75 0.83 0.90 0.98

B/C

% Costo

B/C P_Z-> capacidad incrementada

B/C P_P-> capacidad incrementada

0

50000

100000

150000

200000

250000

ene

.-1

6

ene

.-1

7

ene

.-1

8

ene

.-1

9

en

e.-

20

ene

.-2

1

ene

.-2

2

ene

.-2

3

ene

.-2

4

en

e.-

25

ene

.-2

6

ene

.-2

7

ene

.-2

8

ene

.-2

9

ene

.-3

0

KU

SD

Beneficio Usuario->capacidad incrementada [kUSD]


carbón

1,571,440.00

1,619,020.00



Escenario 4.1: reducción del Hate Rate al 50 % e

incremento de la capacidad en 75 %

*

F-DI-04

Agenda














F-DI-04

Alertas tempranas

77

.99

%

60

.40

%

42

.91

%

38

.78

%

34

.65

%

33

.65

%

20

.72

%

18

.19

%

17

.20

%

11

.97

%

9.5

2%

9.1

7%

8.2

2%

7.1

3%

5.1

3%

2.9

2%

2.6

0%

77

.68

%

40

.77

%

33

.65

%

31

.97

%

21

.11

%

15

.03

%

11

.77

%

14

.02

%

10

.12

%

8.9

6%

8.3

6%

3.2

9% 7

.81

%

4.0

6%

2.1

6%

2.5

2%

1.4

8%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

Pérdida de Capacidad en 25 años Sedimentos depositados sobre el mínimo técnico [%]

Pérdida de Volúmen útil


F-DI-04

Alertas tempranas

DE = 4.2432t - 7812.9

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110

De

svia

ció

n E

stá

nd

ar

de

l Ap

ort

e T

ota

l [m

3/s

]

Año (t)


F-DI-04

Alertas tempranasResguardos


F-DI-04

Alertas tempranasÁreas de conservación prioritaria


F-DI-04

Lo que Falta

Análisis más detallados de los beneficios de la repotenciación de las plantas térmicas a base de carbón y por escenario.

Escenario de Interconexiones.

LMP por Escenario y para las 15 área eléctricas.

Modelo Power Node para Colombia, sujeto al suministro de la información.

ENFICC+OEF Vs. Demanda para cada Escenario de Largo Plazo.

Estrategia de Largo Plazo considerando Cambio Climático.


F-DI-04

Anexos


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]


Escenario 0


F-DI-04

AnexosEscenario 0


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]

Complementariedad energética


200

400

600

800

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]

Valor Esperado generacion hidroeléctrica

Valor Esperado generación eólica


F-DI-04

AnexosEscenario 0


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 0


20

40

60

80

[GW

h-m

es]

Generación térmica agregada-Líquidos

Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]

Generación eólica agregada

Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

30

35

[GW

h-m

es]

Generación solar fotovoltaica agregada

Estocástico

Valor Esperado


50

100

150

200

[GW

h-m

es]

Generación geotérmica y biomasa agregada

Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 0


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 1


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 1


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]



100

200

300

400

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 1


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 1


20

40

60

80[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 1


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 1.1


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 1.1


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]



50

100

150

200

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 1.1


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 1.1


20

40

60

80

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 1.1


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 2


0.5

1

1.5[%

]Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 2


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]



200

400

600

800

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 2


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 2


20

40

60

80[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


2

4

6

8

10

12

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 2


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 2.1


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 2.1


4000

5000

6000

7000H

idro

energ

ía [G

Wh-m

es]



500

1000

1500

2000

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 2.1


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 2.1


20

40

60

80

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


2

4

6

8

10

12

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 2.1


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 3


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 3


4000

5000

6000

7000H

idro

energ

ía [G

Wh-m

es]



100

200

300

400

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 3


50

100

150

200

250[U

SD

/MW

h]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3


20

40

60

80[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

30

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


50

100

150

200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 3.1


0.5

1

1.5[%

]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 3.1


5000

10000H

idro

energ

ía [G

Wh-m

es]



100

200

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 3.1


50

100

150

200

250[U

SD

/MW

h]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3.1


20

40

60

80[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3.1


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 3.2


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 3.2


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]



50

100

150

200

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 3.2


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3.2


20

40

60

80[G

Wh-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

30

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


50

100

150

200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 3.2


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 4


0.5

1

1.5[%

]Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 4


4000

5000

6000

7000H

idro

energ

ía [G

Wh-m

es]



200

400

600

800

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 4


50

100

150

200

250[U

SD

/MW

h]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4


20

40

60

80

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

25

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4


0.5

1

1.5

2

2.5

3x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 4.1


0.5

1

1.5[%

]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 4.1


4000

5000

6000

7000H

idro

energ

ía [G

Wh-m

es]



500

1000

1500

2000

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 4.1


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4.1


20

40

60

80

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


2

4

6

8

10

12

14

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4.1


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

AnexosEscenario 4.2


0.5

1

1.5

[%]

Confiabilidad

VERE


1

2

3

[%]

VEREC


1

2

3

4

5

[Casos]



F-DI-04

AnexosEscenario 4.2


4000

5000

6000

7000

Hid

roenerg

ía [G

Wh-m

es]



200

400

600

800

Energ

ía e

ólic

a [G

Wh-m

es]




F-DI-04

AnexosEscenario 4.2


50

100

150

200

250

[US

D/M

Wh]

Costo marginal

Estocástico

Valor esperado


3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

2500

3000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


500

1000

1500

2000

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4.2


20

40

60

80

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


200

400

600

800

1000

1200

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor esperado


5

10

15

20

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


20

40

60

80

100

120

140

[GW

h-m

es]


Estocástico

Valor Esperado


F-DI-04

AnexosEscenario 4.2


0.5

1

1.5

2

2.5x 10

6

[Ton C

O2]

Emisiones

Estocástico

Valor esperado


0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

Factor de emisión

[TonC

o2/M

Wh]


F-DI-04

Marco A. Caro CamargoLuis Alfredo Hernández

Henry ZapataJuan De la TorreWilliam HenaoDora Castaño

Juan Carlos Aponte

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