Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2013
Plan de Expansión de Referencia Generación- Transmisión ... · F-DI-04 Agenda Supuestos básicos...
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F-DI-04
Plan de Expansión de Referencia Generación-
Transmisión 2015-2029
Subdirección de Energía Eléctrica
Unidad de Planeación Minero Energética
Bogotá, Marzo 2016
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Supuestos básicos Plan de Expansión
Sistema de generación colombiano existente.
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 2015, 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 2015.
Características de plantas hidráulicas y térmicas a marzo de 2015.
Características 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 2015,
en dólares constantes de diciembre de 2014.
Mínimos operativos vigentes a marzo de 2015.
No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.
Para los ejercicios de planificación integrada Generación & Transmisión, límites de intercambio actuales y
proyectados entre las principales áreas del Sistema Interconectado Nacional-SIN.
Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.
Series históricas de velocidad del viento medidas in situ, asociadas a 19 parques eólicos.
Unidad de Planeación Minero Energética
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Inicialmente, se utilizan 200 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de
datos históricos del periodo 1937 - 2015. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes
1991-1992,1997-1998, 2009-2010, 2013-2014 y parte del 2015.
Parámetros reportados por los Operadores de Red y Transportadores en relación a las características de los
elementos de red del SIN.
Obras de expansión aprobadas por la UPME a los Operadores de Red al igual que los proyectos de transmisión
definidos en Planes anteriores.
Supuestos básicos Plan de Expansión
Unidad de Planeación Minero Energética
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Respecto a los proyectos definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, se consideran las fechas
presentadas en las siguientes tablas, según corresponda el escenario:
Central Fecha de entrada Capacidad Recurso
ago-15 198.0 Hidráulico
sep-15 396.0 Hidráulico
Cucuana ago-15 55.0 Hidráulico
Carlos Lleras Restrepo dic-15 78.1 Hidráulico
San Miguel dic-15 42.0 Hidráulico
Gecelca 3 dic-15 164.0 Carbón
Tasajero II dic-15 160.0 Carbón
Gecelca 3.2 jul-16 250.0 Carbón
Termonorte dic-17 88.3 Líquidos
nov-18 300.0 Hidráulico
feb-19 600.0 Hidráulico
may-19 900.0 Hidráulico
ago-19 1,200.0 Hidráulico
Quimbo
Ituango
Central Fecha de entrada Capacidad Recurso
ago-16 198.0 Hidráulico
sep-16 396.0 Hidráulico
Cucuana ago-15 55.0 Hidráulico
Carlos Lleras Restrepo dic-16 78.1 Hidráulico
San Miguel dic-16 42.0 Hidráulico
Gecelca 3 dic-16 164.0 Carbón
Tasajero II dic-16 160.0 Carbón
Gecelca 3.2 jul-17 250.0 Carbón
Termonorte dic-18 88.3 Líquidos
nov-19 300.0 Hidráulico
feb-20 600.0 Hidráulico
may-20 900.0 Hidráulico
ago-20 1,200.0 Hidráulico
Quimbo
Ituango
Escenarios 1,2,5,6,7,8,9,10,11 y 12 Escenarios 3 y 4
Supuestos básicos Plan de Expansión
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec29500
1000
1500
2000
2500[G
Wh-m
es]
Proy ección Regional Demanda - Escenario Alto
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec29500
1000
1500
2000
2500
[GW
h-m
es]
Proy ección Regional Demanda - Escenario Medio
Caribe
Antioquia
Suroccidente
Oriental
Nordeste
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec295000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
[GW
h-m
es]
Proy ección Demanda Nacional
Escenario Alto
Escenario Medio
100 200 300 400 500 600 7000.5
1
1.5x 10
4
[MW
]
[Horas del mes de Diciembre]
Distirbución típica de los bloques de Potencia
2015
2023
2029
Supuestos básicos Plan de Expansión
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Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
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Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
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Optimización del Recurso Hidroenergético
𝑄𝑎𝑚𝑏 = (0.05). 𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑄𝑎𝑝𝑟 =.𝑄𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙−𝑄𝑎𝑚𝑏𝑃𝑐𝑜𝑡𝑎 = (0.85). 𝜌. 𝑔. ∆ℎ. 𝑄𝑎𝑝𝑟
𝑃𝑎𝑐𝑢𝑚 =
𝑗=1
𝑘
𝑃𝑐𝑜𝑡𝑎𝑗
𝑃𝑟 = 𝑃𝐶𝑝 − 𝑃𝐶𝑚𝐼𝑎 =
𝐶𝑎𝑝 𝐼𝑛𝑠𝑡
𝑃𝑟
Inicio.
SI
NO
Modelo Digital
de Elevación
(MDE).
Capa SIG de los ríos de
Colombia.
Corte del MDE
con la forma de la
cuenca.
Establecimiento
del área de la
cuenca i.
i = 1,n,1
Cálculo de las áreas aportadas
por cada cota individual, y su
ordenamiento de mayor a menor.
Cálculo de caudales
producidos en cada cota
de la cuenca (Qtotal).
Cálculo de caudal ambiental
y caudal aprovechable –
Qamb y Qapr.
Cálculo de potencia por
cota en MW (Pcota).
Cálculo de potencia acumulada
desde lo cota mas alta de la cuenca,
hasta las mas baja (Pacum).
Cuenca
?
r = 1,m,1
Para el proyecto r se
establecen las cotas de
captación y casa de máquinas
(Cp y Cm).
Se calcula la potencia del proyecto
(Pr) en el tramo existente entre
captación y máquinas.
Se calcula el índice de
aprovechamiento (Ia).
Fin.
Cálculo de la potencia total y
el área de la macro cuenca
Cálculo de potencia por
unidad de área de la macro
cuenca
i < n ?
i < n ?
SI
NO
NO
SI
Unidad de Planeación Minero Energética
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Aprovechamiento de Potencia
Micro-cuenca – Q. El Rosario
Optimización del Recurso Hidroenergético
Micro-cuenca – Río Mulatos Micro-cuenca – Río Uramá
Unidad de Planeación Minero Energética
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0 50 100 150
Amazonía
Orinoquía
Pacífico
Caribe
Magdalena-Cauca
[L/s.Km2]
Rendimientos Promedio
0 1 2 3 4
x 105
Amazonía
Orinoquía
Pacífico
Caribe
Magdalena-Cauca
[Km2]
Área Macrocuencas
0 2 4 6 8 10
x 104
Amazonía
Orinoquía
Pacífico
Caribe
Magdalena-Cauca
[MW]
Potencia Total
0 0.2 0.4 0.6 0.8
Amazonía
Orinoquía
Pacífico
Caribe
Magdalena-Cauca
[MW / Km2]
Potencia Específica
Optimización del Recurso Hidroenergético
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Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Nov15 Oct16 Sep17 Jul18 Jun19 May20 Mar21 Feb22 Jan23 Nov23170
180
190
200
210
220
230
240
250[G
Wh]
Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Caso Base
Enficc verificada
Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3
San Miguel
Carlos Lleras
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Demanda Alta proy julio 2015
Demanda Media proy julio 2015
Demanda Alta proy octubre 2015
Demanda Media proy octubre 2015
Señales de Expansión-comparación Energía en Firme Vs.
proyección crecimiento demanda de energía
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec2950
100
150
200
250[U
SD
$/M
Wh]
Valor Esperado Costo Marginal
Escenario 1
Escenario 2
Escenario 3
Escenario 4
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec293500
4000
4500
5000
5500
6000
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación Hidroeléctrica Agregada
Escenario 1
Escenario 2
Escenario 3
Escenario 4
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación Termoeléctrica Agregada
Escenario 1
Escenario 2
Escenario 3
Escenario 4
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.5
1
1.5
Confiabilidad Energética
VE
RE
[%
]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
1
2
3
VE
RE
C [
%]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
5
No.
Casos
Señales de Expansión-simulación escenarios corto plazo (SDDP)
Unidad de Planeación Minero Energética
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Resumen escenarios
1596.8
3426.8
2556.8 2556.8 2556.8 2556.82173.8
1551.8
796.6
796.6
796.6 796.6 796.6 796.6
796.6
796.6
1700
1185
515132
1020
1624
3131
1624
3131
1174
239.2
239.2
239.2
178
178
178
107
107
107
50
50
50
115
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
ESC 05 ESC 06 ESC 07 ESC 08 ESC 09 ESC 10 ESC 11 ESC 12
Ca
pa
cid
ad
[M
W]
Escenario
Gas Geotérmia Caña Palma Solar Eólico Carbón Menores Hidro
Unidad de Planeación Minero Energética
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Energía Firme–Escenario 5
Jan15 Nov15 Oct16 Aug17 Jul18 May19 Apr20 Mar21 Jan22 Dec22 Oct23 Sep24 Aug25 Jun26 May27 Mar28 Feb29 Dec29100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
[GW
h-d
ía]
Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Escenario 5
ENFICC verificada
Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3
San Miguel
Carlos Lleras
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Nuevo hidroeléctrico
Nuevo Carbón
Nuevo Gas
Demanda Media proy julio 2015
Demanda Alta proy julio 2015
Demanda Media proy octubre 2015
Demanda Alta proy octubre 2015
Unidad de Planeación Minero Energética
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Jan15 Nov15 Oct16 Aug17 Jul18 May19 Apr20 Mar21 Jan22 Dec22 Oct23 Sep24 Aug25 Jun26 May27 Mar28 Feb29 Dec29100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
[GW
h-d
ía]
Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Escenario 9
ENFICC verificada
Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3
San Miguel
Carlos Lleras
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Nuevo hidroeléctrico
Nuevo Eólica
Demanda Media proy julio 2015
Demanda Alta proy julio 2015
Demanda Media proy octubre 2015
Demanda Alta proy octubre 2015
Energía Firme–Escenario 9
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Nov15 Oct16 Aug17 Jul18 May19 Apr20 Mar21 Jan22 Dec22 Oct23 Sep24 Aug25 Jun26 May27 Mar28 Feb29 Dec29100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
[GW
h-d
ía]
Energía en Firme Vs. Demanda de Energía Eléctrica - Escenario 12
ENFICC verificada
Quimbo
Tasajero II
Gecelca 3
San Miguel
Carlos Lleras
Cucuana
Ituango
Gecelca 3.2
Termonorte
Nuevo hidroeléctrico
Nuevo Eólica
Nuevo Solar
Nuevo Biomasa
Nuevo Geotérmia
Nuevo Carbón
Demanda Media proy julio 2015
Demanda Alta proy julio 2015
Demanda Media proy octubre 2015
Demanda Alta proy octubre 2015
Energía Firme–Escenario 12
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 230.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Periodo[hora]
[p.u
]
Valor Esperado perfil potencia eólica virtual
Perfil demanda nacional
Escenarios de Largo Plazo-Caracterización del recurso eólico en
la Guajira
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
500
1000
1500
2000
2500
Probabilidad[%]
Pote
ncia
[M
W]
Función de probabilidad acumulada de la producción horaria eólica
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
500
1000
1500
2000
2500
Probabilidad[%]
Pote
ncia
[M
W]
Función de probabilidad acumulada de tener variaciones horarias de potencia
Escenarios de Largo Plazo-Caracterización del recurso eólico en
la Guajira
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Jul16 Dec17 Jul19 Dec20 Jul22 Dec23 Jul25 Dec26 Jul28 Dec290
100
200
300
400
500[G
Wh-m
es]
Generación Eólica Agregada
Estocástico
Valor Esperado
Jan15 Jul16 Dec17 Jul19 Dec20 Jul22 Dec23 Jul25 Dec26 Jul28 Dec292000
4000
6000
8000
Hid
roen
erg
ía [
GW
h-m
es]
Complementariedad Energética
Jan15 Jul16 Dec17 Jul19 Dec20 Jul22 Dec23 Jul25 Dec26 Jul28 Dec290
100
200
300
Ene
rgía
Eólic
a [
GW
h-m
es]
Valor Esperado Generacion Hidroeléctrica
Valor Esperado Generación Eólica
Escenarios de Largo Plazo-Caracterización del recurso eólico en
la Guajira
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.5
1
1.5
2x 10
6
[Ton C
O2]
Valor Esperado Emisiones
Escenario 5
Escenario 6
Escenario 7
Escenario 8
Escenario 9
Escenario 10
Escenario 11
Escenario 12
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
[Ton C
O2/M
Wh]
Valor Esperado Factor de Emisión
Escenario 5
Escenario 6
Escenario 7
Escenario 8
Escenario 9
Escenario 10
Escenario 11
Escenario 12
Emisiones y Factor de Emisión
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan46 Dec50 Nov 55 Oct60 Oct65 Sep70 Aug75 Jul80 Jul85 Jun90 May 95 May 00 Apr05 Mar10 Feb150
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Caudal [m
3/s
]
Caudales afluentes estación Calima segunda comunicación
Segunda comunicación
Jan46 Dec50 Nov 55 Oct60 Oct65 Sep70 Aug75 Jul80 Jul85 Jun90 May 95 May 00 Apr05 Mar10 Feb150
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Caudal [m
3/s
]
Comparación caudales afluentes estación Calima
Histórico
Segunda comunicación
Cambio Climático y Sedimentación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan46 Dec50 Nov 55 Oct60 Oct65 Sep70 Aug75 Jul80 Jul85 Jun90 May 95 May 00 Apr05 Mar10 Feb150
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Caudal [m
3/s
]
Caudales afluentes estación Calima tercera comunicación
Tercera comunicación
Jan46 Dec50 Nov 55 Oct60 Oct65 Sep70 Aug75 Jul80 Jul85 Jun90 May 95 May 00 Apr05 Mar10 Feb150
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Caudal [m
3/s
]
Comparación caudales afluentes estación Calima
Histórico
Tercera comunicación
Cambio Climático y Sedimentación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Cambio Climático y Sedimentación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
2
4
6
8
10
12
14
16
18
[%]
VEREC Escenario 3 segunda comunicación cambio climático
Límite VEREC
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
2
4
6
8
10
12
14
16
18
[%]
VEREC Escenario 3 tercera comunicación cambio climático
Límite VEREC
Cambio Climático y Sedimentación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
2
4
6
8
10
12
[%]
VEREC Escenario 6 segunda comunicación cambio climático
VEREC Escenario 6 original
Límite VEREC
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
1
2
3
4
5
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Déf icit Escenario 6 segunda comunicación cambio climático
Valor Esperado Déf icit Escenario 6 original
Cambio Climático y Sedimentación
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Índices de desempeño
Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Costos de instalación Normalizados
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec29
40
50
60
70
80
90
100
[US
D$/M
Wh]
Valor Esperado Costo Marginal
Escenario 5
Escenario 6
Escenario 7
Escenario 8
Escenario 9
Escenario 10
Escenario 11
Escenario 12
Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Costos de instalación Normalizados
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec29
40
50
60
70
80
90
100
[US
D$/M
Wh]
Valor Esperado Costo Marginal
Escenario 5
Escenario 6
Escenario 7
Escenario 8
Escenario 9
Escenario 10
Escenario 11
Escenario 12
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0.0
250.0
500.0
750.0
1000.0
1250.0
1500.0
1750.0
2000.0
2250.0
2500.0
2750.0
3000.0
3250.0
3500.0H
idro
Ca
rbón
Ga
s
Hid
ro
Hid
ro
Ca
rbón
Hid
ro
Ca
rbón
Eó
lico
Hid
ro
Eó
lico
Hid
ro
Ca
rbón
Eó
lico
So
lar
Ge
oté
rmia
Ca
ña
Pa
lma
Hid
ro
Eó
lico
So
lar
Ge
oté
rmia
Ca
ña
Pa
lma
Hid
ro
Ca
rbón
Eó
lico
So
lar
Ge
oté
rmia
Ca
ña
Pa
lma
ESC 5 ESC6
ESC 7 ESC 8 ESC 9 ESC 10 ESC 11 ESC 12
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
200.0
220.0
240.0
260.0
280.0
[MW
]
[US
D/M
Wh
Costo nivelado por tecnología para escenarios del plan de expansión en generación
Capacidad [MW]
Índices de desempeño
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Índices de desempeño
𝑅ℎ𝑗 = 𝛼
𝑛 . 1−
𝐸𝑖𝐷𝑒 𝑖
𝑛
𝑖=1
+ 1 −𝛼
𝑛 . 1−
𝑃𝑖𝐷𝑝 𝑖
𝑛
𝑖=1
𝐼𝐶𝑗 = 1
𝑛 . 1 −
𝐸 𝐶𝑚𝑔𝑖
max 𝐸 𝐶𝑚𝑔 𝑒𝑠𝑐 3
𝑛
𝑖=1
𝐼𝐸𝑚𝑗 = 1
𝑛 . 1−
𝐸 𝑀𝑖
max(𝐸 𝑀𝑒𝑠𝑐 5 )
𝑛
𝑖=1
𝐼𝐶𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑗= 1−
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑗
max(𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜5,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜6,…… . ,𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜12)
Resiliencia hidráulica
Costo marginal
Emisiones
Costo nivelado de capital
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Comportamiento Escenarios por indicador
0.12 0.25 0.37 0.5
Resiliencia hidráulica
0.2
0.4
0.6
0.8
Costo marginal
0.220.430.650.87
Emisiones
0.16
0.32
0.47
0.63
Costo nivelado de capital
Escenario 5
Escenario 6
Escenario 7
Escenario 8
Escenario 9
Escenario 10
Escenario 11
Escenario 12
Índices de desempeño
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Esc 5 Esc 6 ESc 7 Esc 8 Esc 9 Esc 10 Esc 11 Esc 120.5
0.55
0.6
0.65
Indicador general
Índices de desempeño
Esc 5
Esc 6
Esc 7
Esc 8
Esc 9
Esc 10
Esc 11
Esc 12
0
0.2
0.4
0.6
0.8
Ponderaciones de cada indicador individual
Indic
ador
genera
l
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Escenario 6
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec2920
40
60
80
100
120
140
Valor Esperado Costo Marginal
Costo
Marg
inal [U
SD
/MW
h]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.5
1
1.5
2
2.5
3
[%]
VEREC
Caribe
Antioquia
Suroccidental
Oriental
Nordeste
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec2920
40
60
80
100
120
140
Valor Esperado Costo Marginal
Costo
Marg
inal [U
SD
/MW
h]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.5
1
1.5
2
2.5
3
[%]
VEREC
Caribe
Antioquia
Suroccidental
Oriental
Nordeste
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Valor Esperado del Flujo
[p.u
.]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Valor Esperado del Flujo
[p.u
.]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec2920
40
60
80
100
120
Costo
Marg
inal [U
SD
/MW
h]
Valor Esperado Costo Marginal
Caribe
Antioquia
Suroccidental
Oriental
Nordeste
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.5
1
1.5
2
2.5
3
VEREC[%
]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Valor Esperado del Flujo[p
.u.]
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Valor Esperado del Flujo
[p.u
.]
Escenario 12
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Metodología:
Desde el punto de vista económico, la probabilidad de
incrementar la eficiencia aumenta cuando con una sola
solución se resuelven dos problemas (Generación y
Transmisión), bajo un criterio de mínimo costo.
Inicio
División del País en n áreas
eléctricas
¿Existen
limitaciones de
red en el área i
?
i++NO
SI
• Simulación Subasta de
Potencia - SP.
• Producto a subastar:
Solución de la problemática.
Gana
solución
convencional
?
SI
• Simulación Subasta Cargo
por Confiabilidad con
Demanda objetivo
contraída.
• La demanda se beneficia
por la reducción del valor
de la prima del Cargo, y
otro recurso en el mercado
spot (el generador con
obligación de potencia).
NO
FIN
• Simulación Subasta Cargo
por Confiabilidad con
Demanda objetivo sin
contraer.
• La demanda no se
beneficia por la reducción
del valor de la prima del
Cargo, y no se cuenta con
otro recurso en el mercado
spot.
i < n
?
i < n
?
NO NO
SI SI
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
ITUANGO
PIFO 500
PANAMÁ II
230 kV
COLOMBIA
FLORES
SAN CARLOS
TEBSA SANTA MARTA
GUAJIRA
CUESTECITAS
CUATRICENTENARIO
BARRANQUILLA
BOLIVAR
SABANALARGA
VALLEDUPAR
CHINÚ
CERROMATOSO
OCAÑA
GUADALUPE4
BELLO
OCCIDENTE MIRAFLORES
ENVIGADO ORIENTE
PORCE2 SALTO EPM
GUATAPE JAGUAS
MERILÉCTRICA
TERMOCENTRO
CÚCUTA
TASAJERO
SAN MATEO COROZO
PRIMAVERA
GUATIGUARÁ
PALOS
TOLEDO SAMORÉ BANADIA
CAÑO LIMÓN
ANCON SUR ISA
LA SIERRA
SOCHAGOTA
PAIPA
BUCARAMANGA
MALENA
ESMERALDA
PURNIO
CHIVOR
TORCA
MIEL
BALSILLAS
LA MESA
LA GUACA
CIRCO
GUAVIO
PARAISO
TUNAL
SAN MATEO
LA REFORMA
MIROLINDO
LA HERMOSA
LA ENEA
CARTAGO
LA VIRGINIA
SAN MARCOS
YUMBO
JUANCHITO
ALTO ANCHICAYÁ
PANCE
PAEZ
BETANIA SALVAJINA
SAN BERNARDINO
JAMONDINO
ALTAMIRA
MOCOA
POMASQUI
TERNERA
VENEZUELA
PANAMÁ
ECUADOR
COMUNEROS
CIRA
INFANTA
BARRANCA
PLAYAS
BARBOSA
BOSQUE
TERMOCOL
JAGUEY
NORTE
ARMENIA
QUIMBO
ALFÉREZ
ECOPETROL
URABÁ
URRÁ
CARTAGENA CANDELARIA
CARACOLI
GUAYABAL
TUMACO
SURIA
CHIVOR II
COROCORA
LA TASAJERA
MONTERÍA
CHOCO
G
NUEVA
GRANADA
SAN FELIPE
RUBIALES
SVC
BACATA
G
Posible Proyecto de generación
Gran Consumidor propuesto
Área Influencia SVC’s propuestos
G
500 kV
220 kV
Expansión definida
Expansión propuesta 500 kV
Conexión HVDC
Expansión propuesta 230 kV
SVC Compensador estático variable
Compensador sincrónico estático
G
G
NUEVA ESPERANZA
NOROESTE
G
LA LOMA
COPEY
MEDELLÍN
ANCON SUR
RIOCORDOBA
TULUNI
T.NORTE
PORCE 3
BOCHICA
SVC
SOGAMOSO
FUNDACIÓN
SAN ANTONIO PORVENIR
PALENQUE
QUIFA
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
PANAMÁ II
230 kV
T. FLORES
TEBSA
SANTA MARTA
GUAJIRA
CUESTECITAS
CUATRICENTENARIO
BARRANQUILLA
BOLIVAR
SABANALARGA
VALLEDUPAR
CHINÚ
CERROMATOSO
TERNERA
PANAMÁ
BOSQUE
.
URABÁ
URRÁ
CARTAGENA
CANDELARIA
CARACOLI
MONTERÍA
G
COPEY
RIOCORDOBA
TERMOCOL
FUNDACIÓN
EL RIO
SANJUAN
TOLUVIEJO
PASACABALLO
Área Oriental Área Caribe
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
2025 2030 2035 2040 20450
20
40
60
80
100
120
140Potencia asociada a la limitación de red (DNA o Restricciones)
[MW
]
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 20500
10
20
30
40
50
60
70
80
90Potencia asociada a la limitación de red en Caribe (DNA o Restricciones)
[MW
]
2025 2030 2035 2040 20450
20
40
60
80
100
120
140Potencia asociada a la limitación de red (DNA o Restricciones)
[MW
]
Área Oriental Área Caribe
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
2025 2030 2035 2040 20450
10
20
30
40
50
60
70
80
[MU
SD
$]
Flujo de Caja de las Soluciones
Solución Convencional
Térmica Carbón
Hidroeléctrica
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Área Oriental
2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 20500
10
20
30
40
50
60
[MU
SD
$]
Flujo de Caja de las Soluciones en Caribe
Solución Convencional
Térmica Gas
Área Caribe
2025 2030 2035 2040 20450
10
20
30
40
50
60
70
80
[MU
SD
$]
Flujo de Caja de las Soluciones
Solución Convencional
Térmica Carbón
Hidroeléctrica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Tecnologia
Capacidad
[MW] VPN [USD]
Promedio Potencia del
problema [MW]
LCOC [USD/MW] *
"Levelized cost of Capital"
Valoracion de cada tecnologìa
[USD/MW-mes]
Linea NA 98,567,587.6 100.5 NA 981,068.5
Carbon 200 296,019,104.9 100.5 1,480,095.5 2,946,354.3
Hidro 294 548,838,891.5 100.5 1,866,799.0 5,462,734.6
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Tecnología Capacidad
[MW]
LCOC [USD/MW]
"Levelized cost of Capital"
VPN [USD] Promedio Potencia
del problema [MW]
Valoración de cada tecnología
[USD/MW-mes]
Línea NA NA 94’049,666.9 83.23 1’129,961.15
Térmica-Gas 500 1’115,360 576’800,000 83.23 6’930,193.44
Área Oriental
Área Caribe
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 106
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
-6
Puja [USD$/MW-mes]
Funció
n d
e D
ensid
ad d
e P
robabili
dad d
e las P
uja
s
0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.550
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Puja normalizada [pi/vi]
Pro
babili
dad d
e g
anar
a a
gente
lin
ea
Probabilidad agente carbon
Probabilidad agente hidro
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Área Oriental
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
x 106
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
-6
Puja [USD$/MW-mes]
Funció
n d
e D
ensid
ad d
e P
robabili
dad d
e las P
uja
s
0.04 0.06 0.08 0.1 0.12 0.14 0.16 0.18 0.2 0.22 0.240
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Puja normalizada [pg/vg]
Pro
babili
dad d
e g
anar
a a
gente
lín
ea
Área Caribe
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
H5 potencia
H5 spot
T5 potencia
T5 spot
H7 potencia
H7 spot
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
20
40
60
80
100
120
[GW
h-m
es]
T7 potencia
T7 spot
H9 potencia
H9 spot
T9 potencia
T9 spot
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
H5 potencia
H5 spot
T5 potencia
T5 spot
H7 potencia
H7 spot
Jan15 Dec17 Dec20 Dec23 Dec26 Dec290
20
40
60
80
100
120
[GW
h-m
es]
T7 potencia
T7 spot
H9 potencia
H9 spot
T9 potencia
T9 spot
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Jan15 Mar19 May 23 Aug27 Oct31 Dec350
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
G7 potencia
G7 spot
G5 potencia
G5 spot
G5mod potencia
G5mod spot
Área Oriental Área Caribe
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Si el generador hidroeléctrico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de
energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden
de 0.71, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente
Generador es de 1.29.
Considerando el escenario 7, el generador hidroeléctrico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
2
4
6
8
10
12
14
16
x 108
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Hidro
US
D
0
2
4
6
8
10
12
14
16
x 108
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8x 10
9
Factor de Planta
B y
C c
uango p
i=0.1
7*v
i
Beneficio
Costo
ESCENARIO 7 – Agente hidroeléctrico-Oriental:
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
0
2
4
6
8
10
x 108
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Carbon
US
D
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
x 108
Si el generador térmico gana la subaste de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de
energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de
0.62, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente
Generador es de 1.1.
Considerando el escenario 7, el generador térmico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12
3
4
5
6
7
8
9
10
11x 10
8
Factor de Planta
B y
C c
uando P
i=0.3
43V
i
Beneficio
Costo
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
ESCENARIO 7 – Agente carbón-Oriental:
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Para cualquiera que fuese el factor de planta de la hidroeléctrica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de
costo. Considerando el escenario 9, el generador hidroeléctrico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
2
4
6
8
10
12
x 108
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Hidro
US
D
0
2
4
6
8
10
12
x 108
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12
4
6
8
10
12
14x 10
8
Factor de Planta
B y
C c
uando p
i=vi*
0.1
7
Beneficio
Costo
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
ESCENARIO 9 – Agente hidroeléctrico-Oriental:
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
x 108
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Carbon
US
D
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
x 108
Para cualquiera que fuese el factor de planta de la térmica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de
costo. Considerando el escenario 9, el generador térmico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 12
3
4
5
6
7
8
9
10
11x 10
8
Factor de Planta
B y
C c
uando p
i=vi*
0.3
1
Beneficio
Costo
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
ESCENARIO 9 – Agente carbón-Oriental:
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
ESCENARIO 7 – Térmica GAS-Caribe:
Para cualquiera que fuese el factor de planta de la central térmica, el plano de beneficio siempre está por debajo del plano
de costo. Considerando el escenario 7, el generador térmico que utiliza el gas natural importado no tiene incentivos
suficientes para participar en la subasta de potencia-SP.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
x 109
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Gas
US
D
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
x 109
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5x 10
9
B y
C c
uando p
i=0.1
45*v
i
Factor de Planta Gas
Costo
Beneficio
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Para cualquiera que fuese el factor de planta de la central térmica, el plano de beneficio siempre está por debajo del plano
de costo. En otras palabras, bajo el escenario 5 el generador térmico que utiliza el gas natural importado, no tiene
incentivos suficientes para participar en la subasta de potencia-SP.
ESCENARIO 5 – Térmica GAS-Caribe:
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.2
0.4
0.6
0.8
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
x 109
Puja normalizada [ph/vh]Factor de Planta Gas
U
SD
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
x 109
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5x 10
9
B y
C c
uando p
i=0.1
4*v
i
Factor de Planta Gas
Costo
Beneficio
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Para los escenarios 5 y 7 se mostró que un generador hidroeléctrico o térmico a base de carbón, en el área Oriental, tienen
los incentivos suficientes para participar en la SP.
Se debe hacer una aproximación que evidencie los beneficios desde el punto de vista de la demanda de realizar la SP.
Subasta sobre cerrado
Alternativa 1: Expansión
convencional
Alternativa 2: Generación
localizada en punto A
Alternativa 3: Generación
localizada en punto B
Oferta Alternativa 1
[USD/MW-mes]
Oferta Alternativa 2
[USD/MW-mes]
Oferta Alternativa 3
[USD/MW-mes]
Gana subasta Alternativa 1
Gana subasta Alternativa 2
Gana subasta Alternativa 2
Simular subasta Cargo por
Confiabilidad
Demanda Objetivo Normal
Simular subasta Cargo por
Confiabilidad
Demanda Objetivo Reducida
Simular subasta Cargo por
Confiabilidad
Demanda Objetivo Reducida
Benef transmisión Alt1 = Benef transmisión Alt2 = Benef transmisión Alt3
Potencia localizada
Costo transmisión Alt1=Oferta Alt 1
Costo transmisión Alt2=Oferta Alt 2
Costo transmisión Alt3=Oferta Alt 3
OEF Alternativa 2
OEF Alternativa 3
Demanda Objetivo=Demanda Neta
Costo total Alternativa 1 = (Demanda Neta).(Prima CxC Alt 1) +(Oferta Alt 1)
Costo total Alternativa 2 = (Demanda Neta – OEF Alt 2).(Prima CxC Alt 2) + (OEF Alt 2).(Prima CxC subasta anterior) + (Oferta Alt 2)
Benef energéticos Alt1 = Benef energéticos Alt2= Benef energéticos Alt3
Beneficios energéticos Cargo por Confiabilidad
Demanda Objetivo=Demanda Neta-OEF Alternativa 2
Demanda Objetivo=Demanda Neta-OEF Alternativa 3
Costo total Alternativa 3 = (Demanda Neta – OEF Alt 3).(Prima CxC Alt 3) + (OEF Alt 3).(Prima CxC subasta anterior) + (Oferta Alt 3)
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
P.Q = 35.1 MUSD$/año
Subasta CxC sin contracción – Gana solución convencional la SP Subasta CxC con contracción – Gana planta con OEF de 200 GWh-año
7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3
x 104
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
GWh-año
US
D$/M
Wh-a
ño
7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 8 8.1 8.2 8.3
x 104
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
GWh-año
US
D$/M
Wh-a
ño
(P.Q) + (15.7).OEF = 21.8 MUSD$/año
Para las dos opciones el
costo de la prima por potencia
localizada es la misma.
Planificación integrada Generación & Transmisión-Simulación
Escenarios LP y Potencia Localizada
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables
no convencionales
681 MW
798 MW
650 MW
798 MW
200 MW
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
SANTA MARTA
GUAJIRA CUESTECITAS
BARRANQUILLA
BOLIVAR
SABANALARGA
VALLEDUPAR
CHINÚ
CERROMATOSO OCAÑA
TERNERA
BOSQUE
TERMOCOL
URABÁ
URRÁ
CARTAGENA CANDELARIA
CARACOLI
MONTERÍA
G
G
G
LA LOMA
COPEY
RIOCORDOBA
FUNDACIÓN
T.NORTE
EL RIO
FLORES
TEBSA
CUATRICENTENARIO
C1 C2
VENEZUELA
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables
no convencionales
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
𝐵
𝐶= 𝑉𝑃𝑁
𝑖=1𝑛 𝐸𝑏𝑖 𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖
−𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖+ 𝑖=1
𝑛 𝐸𝑐𝑖 )𝑞∈𝑃𝐸𝑅(𝑞,𝑖 )𝑖∈𝑃𝐸𝑅(𝑖,𝑞
𝐶𝑀𝑠𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖− 𝐶𝑀𝑐𝑝𝑟𝑜𝑦𝑖𝑛𝑖
𝐶𝑟𝑒𝑑
Bloque
Reducción del
costo
Marginal
promedio
USD/MWh
981 4.3
1381 5.4
2301 7.3
3131 8.1
1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000Beneficio y Costo incorporación recurso eólico
[MU
SD
$]
Bloques de potencia [MW]
Franja beneficios 40-100%
Total HVDC clásico
Total HVAC
Mínimo costo final
Mínimo costo escalonado
HVDC-VSC+HVAC
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables
no convencionales
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Red objetivo incorporación recurso
eólico en la Guajira
Fecha de entrada: 2022
Subestación el Siete
Fecha Entrada: 2020
Permite conexión de
generación y mejora
condiciones STR
Cierre anillo en 500 kV
Fecha Entrada: 2020
Soluciona agotamiento red
STN
EL Rio
Fecha Entrada: 2020
Soluciona restricciones STR San Juan
Fecha Entrada: 2020
Soluciona
restricciones STR
Subestación San Lorenzo
Fecha Entrada: 2020
Permite conexión de
generación y mejora
condiciones STR
Toluviejo
Fecha Entrada: 2020
Soluciona restricciones STR
Proyectos de expansión en
el Sistema de Transmisión
Nacional-STN
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Planeación
•Análisis Técnicos y Económicos
Aspectos ambiental
• Identificación de posibilidades y condicionantes en aspectos ambientales
Aspectos Sociales
• Identificación posibilidades y condicionantes en aspectos sociales
ASPECTOS AMBIENTALES
• Áreas protegidas
• Áreas prioritarias de conservación
nacional
• Áreas SIRAP
• Ecosistemas estratégicos
• Áreas de reserva de la ley 2da
• Cobertura vegetal
• Zonas de inundación
• Riesgo de incendios
• Zonificación sísmica
• Grados de erosión
• Amenaza de remoción en masa
• Conflicto usos del suelo
• Cuencas hidrográficas
ASPECTOS SOCIALES
• Presencia de comunidades étnicas
• Hallazgos arqueológicos
• Zonas urbanizadas
• Proyectos ANLA por sector:
Infraestructura
Minería
Energía
Hidrocarburos
• Títulos mineros
Proyectos de expansión en
el Sistema de Transmisión
Nacional-STN
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Problemática
• Agotamiento transformación STN/STR
• Agotamiento red STR
• Bajas Tensiones
• Restricciones de generación
Proyectos aprobados o en ejecución
• Caracolí y obras complementarias en Atlántico.
• El Rio y obras asociadas.
• La Marina y obras asociadas.
• Nuevo punto conexión Bolívar y Obras asociadas
• Ampliación transformación Bosque
• Segundo cto Chinú – Boston
• Compensación Montería, el Carmen y el Paso
• Montería y obras asociadas
• Toluviejo y obras asociadas
• Rio Córdoba y obras asociadas
• Ampliación TRF Valledupar
• San Juan y obras asociadas
• Compensación Rio hacha – Maicao
• Cierre anillo Riohacha – Maicao
• La loma y obras asociadas
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
CARIBE
NORDESTE
ANTIOQUIA
CHOCO
SUROCCIDENTAL
ORIENTAL
Señales de expansión en los Sistemas Regionales
de Transporte-STR
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Problemática
• Agotamiento transformación STN/STR
• Agotamiento red STR
• Bajas Tensiones
Proyectos aprobados o en ejecución Santander - Norte de Santander
• Segundo transformador Bucaramanga 230/115 kV – 150 MVA.
• Palenque y obras asociadas
• Subestación Principal 115 kV.
• Normalización T Bucaramanga.
• Subestación Conucos 115 kV.
• Subestación Río Frio.
• Línea Ocaña – San Alberto 115 kV.
• Segundo circuito Barranca – Puerto Wilches 115 kV.
• Subestación Buena Vista 115 kV.
• Segundo transformador en San Mateo 115 kV.
• Compensación en la subestación Tibú 115 kV.
• Subestación Nueva Aguachica 115 kV.
• Reconfiguración de la línea Ocaña – Aguachica 115 kV.
• Compensación en Aguachica 115 kV.
• Normalización de la subestación Ayacucho 115 kV.
• Compensación en Ayacucho 115 kV.
• Cambio de CT's Línea Ocaña –Aguachica Nueva 115 kV.
• Repotenciación de la línea Belén – La Ínsula 115 kV.
• Línea Aguachica Nueva – Ayacucho 115 kV. Repotenciación línea Tibú – Zulia 115 kV.
• Repotenciación línea Convención – Tibú 115 kV
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
CARIBE
NORDESTE
ANTIOQUIA
CHOCO
SUROCCIDENTAL
ORIENTAL
Señales de expansión en los Sistemas Regionales
de Transporte-STR
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Problemática
• Agotamiento transformación STN/STR
• Agotamiento red STR
• Bajas Tensiones
Proyectos aprobados o en ejecución Boyacá -
Casanare
• Compensación en Yopal 115 kV.
• Transformador de Sochagota 115 kV más
reconfiguración de las líneas Paipa – San Antonio 115
kV y San Antonio – Higueras 115 kV
• Subestación El Huche 115 kV más reconfiguración de la
línea San Antonio – Boavita 115 kV
• Subestación Alto Ricaurte 115 kV más reconfiguración
de la línea Donato – Chiquinquirá 115 kV.
• San Antonio y obras asociadas
• Segundo circuito San Antonio – El Huche 115 kV y El
Huche – Boavita 115 kV .
• Segundo circuito Donato – Alto Ricaurte 115 kV y Alto
Ricaurte – Chiquinquirá 115
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
CARIBE
NORDESTE
ANTIOQUIA
CHOCO
SUROCCIDENTAL
ORIENTAL
Señales de expansión en los Sistemas Regionales
de Transporte-STR
F-DI-04
Agenda
Supuestos básicos Plan de Expansión
Plan de Expansión en Generación
Optimización del recurso hidroenergético
Escenarios Largo Plazo
Cambio Climático y Sedimentación
Índices de desempeño
Planificación integral Generación-Transmisión
Plan de Expansión en Transmisión
Expansión de la red de transmisión para incorporación de fuentes renovables no convencionales
Proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional-STN
Señales de expansión en los Sistemas Regionales de Transporte-STR
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Esquema general
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de
Baterías-BESS
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
15 25 35 45 55 65 75 85 95
% E
scen
ari
os
con
res
tric
cio
nes
Tamaño del total de baterías
%Num_RES %DEF_PROM
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de
Baterías-BESS
0
50
100
150
0
100
200
300
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Despacho F
lore
s I
V [
MW
]
Número Contingencias Críticas - DMax - Sin Baterías
Despacho Flores I [MW]Despacho Tebsa + Barranquilla [MW]
0
2
4
6
8
10
12
14
0
50
100
150
0
100
200
300
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Despacho F
lore
s I
V [
MW
]
Número Contingencias Críticas - DMax - Riomar 34.5 - 35 MW y Unión 34.5 - 20 MW
Despacho Flores I [MW]Despacho Tebsa+Barranquilla [MW]
0
2
4
6
8
10
12
14
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝐶𝑎𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑥 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑈𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛
𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 = 𝐴ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑛𝑜 𝑠𝑢𝑚𝑛𝑖𝑠𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 (𝑐𝑢𝑎𝑛𝑑𝑜 𝑛𝑜 𝑒𝑥𝑖𝑠𝑡𝑎 𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑)
+ 𝑅𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑
Esquema de funcionamiento
Elemento de Red
Generador
Incorporación de elementos almacenadores de energía a través de
Baterías-BESS
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04