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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec301
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
Jul95 Dec99 May04 Oct08 Mar13 Aug17 Jan22 Jun26 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600[M
W]
Evolución esperada crecimiento Plantas Menores
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Supuestos básicos Plan de Expansión en Generación
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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Ajuste criterios
Incentivos regulatorios
Restricciones de
recursos
Sendas de expansión del
parque generador
Fuentes Renovables No
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
Competencia tecnológica
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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%
Metodología general de Planificación-Generación
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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)
Metodología general de Planificación-Generación
Indicadores de desempeño
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Metodología general de Planificación-Generación
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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]
Metodología general de Planificación-Generación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Metodología general de Planificación-Generación
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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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 - -
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Balance Energía en Firme Vs. Proyección crecimiento Demanda
de Energía Escenario 0
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Balance Energía en Firme Vs. Proyección crecimiento Demanda
de Energía Sensibilidades
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Señales de Expansión
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Señales de Expansión
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250[U
SD
/MW
h]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec30
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Señales de Expansión
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec30200
205
210
215
220
225
Valor esperado generación plantas menores existentes
[GW
h-m
es]
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Construcción de Escenarios de Largo Plazo
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
Incentivos regulatorios
Restricciones de
recursos
Sendas de expansión del
parque generador
Fuentes Renovables No
Convencionales
Competencia tecnológica
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Construcción de Escenarios de Largo Plazo
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
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 de Inversión modeladas
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
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
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 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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
Hidráulica 1878.8 13968.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 1080.0 2674.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 330.8 447.8
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
* *** **
* * *
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150
200[U
SD
/MW
h]
Valor Esperado Costo marginal
Esc 0
Esc 1
Esc 2
Esc 3
Esc 4
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov303500
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
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
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
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
RecursoExpansión
adicionalTotal
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 1080.0 2674.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
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
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.
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Escenario Costo Operación
[MUSD] Costo Inversión
[MUSD]
ESC 1.0 84248.37335 13327.19744
ESC 1.1 87614.6013 12844.68514
Escenario VEREC [%] Fecha
Esc 1.0 3.4 mar-28
Esc 1.1 4.5 mar-28
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 1 Esc 1.12000
3000
4000
5000
6000
7000
8000[M
W]
Capacidad instalada vs. Costo de inversión
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 1 Esc 1.10.8
1
1.2
1.4x 10
6
[GW
h]
Energía total vs. Costo operativo
8.4
8.6
8.8x 10
4
[MU
SD
]
Agua
Menores+Cogeneración
Líquidos
Gas
Carbón
Eólica
Solar fotovoltaica
Geotérmia+Biomasa
Costo de Operación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150[U
SD
/MW
h]
Valor Esperado Costo marginal
Esc 1
Esc 1.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Valor Esperado Emisiones
Esc 1
Esc 1.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
500
1000
1500[G
Wh-m
es]
Valor Esperado Generación carbón
Esc 1
Esc 1.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación gas
Esc 1
Esc 1.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov303500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación hidroeléctrica
Esc 1
Esc 1.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
50
100
150
200
250
300
350
400
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación eólica
Esc 1
Esc 1.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
5
10
15
20
25
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación solar fotovoltaica
Esc 1
Esc 1.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación geotérmica y biomasa
Esc 1
Esc 1.1
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
Hidráulica 1427.0 13517.1
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
*
*
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Escenario Costo Operación
[MUSD] Costo Inversión
[MUSD]
ESC 2.0 89832.0916 13444.91811
ESC 2.1 75739.06798 15922.49309
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 2 Esc 2.12000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[MW
]
Capacidad instalada vs. Costo de inversión
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 2 Esc 2.10.8
1
1.2
1.4x 10
6
[GW
h]
Energía total vs. Costo operativo
7.5
8
8.5
9x 10
4
[MU
SD
]
Agua
Menores+Cogeneración
Líquidos
Gas
Carbón
Eólica
Solar fotovoltaica
Geotérmia+Biomasa
Costo de Operación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150
200[U
SD
/MW
h]
Valor Esperado Costo marginal
Esc 2
Esc 2.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Valor Esperado Emisiones
Esc 2
Esc 2.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
100
200
300
400
500
600
700
800
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación carbón
Esc 2
Esc 2.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación gas
Esc 2
Esc 2.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov303500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000[G
Wh-m
es]
Valor Esperado Generación hidroeléctrica
Esc 2
Esc 2.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación eólica
Esc 2
Esc 2.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
2
4
6
8
10
12
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación solar fotovoltaica
Esc 2
Esc 2.1
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación geotérmica y biomasa
Esc 2
Esc 2.1
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Escenario 3 Escenario 3.1
*
*
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Hidráulica 3708.8 15798.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 330.8 447.8
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
Hidráulica 1878.8 13968.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
**
*
**
*
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
Hidráulica 1878.8 13968.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 90.0 1684.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
Eólica 362.0 362.0
Solar 192.7 192.7
Geotérmica 50.0 50.0
Otros 0.0 88.3
Total 3798.7 21942.6
**
*
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Escenario VEREC [%] Fecha
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
Escenario Costo Operación
[MUSD] Costo Inversión
[MUSD]
ESC 3.0 95614.851 12532.79924
ESC 3.1 82499.15795 15969.90054
ESC 3.2 99924.12015 11866.21043
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.22000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[MW
]
Capacidad instalada vs. Costo de inversión
1
1.5
2x 10
4
[MU
SD
]
Agua
Menores
Líquidos
Gas
Carbón
Eólica
Palma
Caña
Solar fotovoltaica
Geotérmia
Cogeneración
Costo de Inversión
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 3 Esc 3.1 Esc 3.20.8
1
1.2
1.4x 10
6
[GW
h]
Energía total vs. Costo operativo
8
9
10x 10
4
[MU
SD
]
Agua
Menores+Cogeneración
Líquidos
Gas
Carbón
Eólica
Solar fotovoltaica
Geotérmia+Biomasa
Costo de Operación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Valor Esperado Costo marginal
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Valor Esperado Emisiones
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación carbón
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
1400
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación gas
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov303500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación hidroeléctrica
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
50
100
150
200
250
300
350
400
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación eólica
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
5
10
15
20
25
30
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación solar fotovoltaica
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
20
40
60
80
100
120
140
160
180
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación geotérmica y biomasa
Esc 3
Esc 3.1
Esc 3.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Escenario 4 Escenario 4.1
Resultados Escenarios de Largo Plazo
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
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 1080.0 2674.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 330.8 447.8
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
Hidráulica 1427.0 13517.1
Gas 147.0 3656.0
Carbón 0.0 1594.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
Hidráulica 1823.8 13913.9
Gas 147.0 3656.0
Carbón 250.0 1844.0
Menores 793.2 1538.6
Cogeneración 285.0 402.1
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
*
*
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.24
5
6
7
8
9
10x 10
4 Costos totales
[MU
SD
]
Costo operativo
Costo inversión
Escenario Costo Operación
[MUSD] Costo Inversión
[MUSD]
ESC 4.0 75136.40934 15313.37605
ESC 4.1 67090.17294 15923.76447
ESC 4.2 78614.12651 13899.31631
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.22000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[MW
]
Capacidad instalada vs. Costo de inversión
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Esc 4 Esc 4.1 Esc 4.20.8
1
1.2
1.4x 10
6
[GW
h]
Energía total vs. Costo operativo
6.6
6.8
7
7.2
7.4
7.6
7.8
8x 10
4
[MU
SD
]
Agua
Menores+Cogeneración
Líquidos
Gas
Carbón
Eólica
Solar fotovoltaica
Geotérmia+Biomasa
Costo de Operación
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec3020
40
60
80
100
120[U
SD
/MW
h]
Valor Esperado Costo marginal
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Valor Esperado Emisiones
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
1400
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación carbón
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación gas
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov303500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000[G
Wh-m
es]
Valor Esperado Generación hidroeléctrica
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación eólica
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resultados Escenarios de Largo Plazo
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
5
10
15
20
25
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación solar fotovoltaica
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
Oct16 Feb19 Jun21 Oct23 Mar26 Jul28 Nov300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Valor Esperado Generación geotérmica y biomasa
Esc 4
Esc 4.1
Esc 4.2
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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 4.20.8
1
1.2
1.4x 10
6[G
Wh]
Energía total vs. Costo Nivelado de Generación
60
70
80
90
[US
D/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
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
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Indicadores Escenarios Largo Plazo
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
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
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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 Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
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 .
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Power Nodes:
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Power Nodes:
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
»
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.
21 “power node” de
generación controlable
y sin proceso externo.
2 “power node” de
almacenamiento-BESS.
1 “power node” de
generación hidroeléctrica
con almacenamiento.
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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
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Modelo de Optimización
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
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
N=Predicción horizonte + 2
N=Predicción horizonte + 3
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
N=Horizonte de predicción
N=Horizonte de predicción
D
D
D
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 1: Máxima generación eólica y solar en la Guajira.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 1: Máxima generación eólica y solar en la Guajira.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 2: Máxima generación eólica y solar en la Guajira y límites de transferencia degradados en GCM.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 2: Máxima generación eólica y solar en la Guajira y límites de transferencia degradados en GCM.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 3: Máxima generación eólica y solar en la Guajira, límites de transferencia degradados en GCM y relocalización de
los elementos BESS de Atlántico.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Casos analizados-una semana de simulación:
Caso 3: Máxima generación eólica y solar en la Guajira, límites de transferencia degradados en GCM y relocalización de
los elementos BESS de Atlántico.
Power Nodes-Flexibilidad y Despacho predictivo
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a
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]
Unidad de Planeación Minero Energética
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]
Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a
carbón
*1,571,440.00
1,619,020.00
Inversión P-Z [USD/MW]
Inversión P_P [USD/MW]
Escenario 1.1: reducción del Hate Rate al 50 % e
incremento de la capacidad en 75 %
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a
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
Inversión P-Z [USD/MW]
Inversión P_P [USD/MW]
Unidad de Planeación Minero Energética
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]
Beneficios y Costos repotenciación de unidades térmicas a
carbón
1,571,440.00
1,619,020.00
Inversión P-Z [USD/MW]
Inversión P_P [USD/MW]
Escenario 4.1: reducción del Hate Rate al 50 % e
incremento de la capacidad en 75 %
*
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
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
Unidad de Planeación Minero Energética
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)
Unidad de Planeación Minero Energética
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.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Anexos
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Escenario 0
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 0
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
200
400
600
800
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 0
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 0
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
30
35
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 0
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
100
200
300
400
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80[G
Wh-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150
200
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 1.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5[%
]Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
200
400
600
800
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80[G
Wh-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
2
4
6
8
10
12
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000H
idro
energ
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
500
1000
1500
2000
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec301000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
2
4
6
8
10
12
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 2.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000H
idro
energ
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
100
200
300
400
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250[U
SD
/MW
h]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80[G
Wh-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
30
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5[%
]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
5000
10000H
idro
energ
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
100
200
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250[U
SD
/MW
h]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80[G
Wh-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
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0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
50
100
150
200
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80[G
Wh-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
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[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 3.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5[%
]Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000H
idro
energ
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
200
400
600
800
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250[U
SD
/MW
h]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
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[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
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[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
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[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
600
800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
25
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5[%
]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.1
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000H
idro
energ
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
500
1000
1500
2000
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
2
4
6
8
10
12
14
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.1
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
0.5
1
1.5
[%]
Confiabilidad
VERE
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
[%]
VEREC
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
1
2
3
4
5
[Casos]
Número de casos con déficit
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.2
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec303000
4000
5000
6000
7000
Hid
roenerg
ía [G
Wh-m
es]
Complementariedad energética
Oct16 Nov17 Dec18 Jan20 Feb21 Mar22 Apr23 May24 Jun25 Jul26 Aug27 Sep28 Oct29 Dec300
200
400
600
800
Energ
ía e
ólic
a [G
Wh-m
es]
Valor Esperado generacion hidroeléctrica
Valor Esperado generación eólica
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
50
100
150
200
250
[US
D/M
Wh]
Costo marginal
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec302000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
[GW
h-m
es]
Generación hidroeléctrica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
2500
3000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Gas
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
500
1000
1500
2000
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Carbón
Estocástico
Valor esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
[GW
h-m
es]
Generación térmica agregada-Líquidos
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
200
400
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800
1000
1200
[GW
h-m
es]
Generación eólica agregada
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
5
10
15
20
[GW
h-m
es]
Generación solar fotovoltaica agregada
Estocástico
Valor Esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
20
40
60
80
100
120
140
[GW
h-m
es]
Generación geotérmica y biomasa agregada
Estocástico
Valor Esperado
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
AnexosEscenario 4.2
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
6
[Ton C
O2]
Emisiones
Estocástico
Valor esperado
Oct16 Apr20 Nov23 May27 Dec300
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
Factor de emisión
[TonC
o2/M
Wh]