PLANEACIÓN ENERGÉTICA

INDICATIVA

ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO

PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS

Gerencia CND

Documento XM-CND-055

Diciembre 14 de 2017

Panorama energético colombiano

Principales supuestos

Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2022)

Modelo optimización

Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas).

Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía,ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica,ni las de producción y transporte de gas.

Horizonte 5 años / Resolución mensual

Casos Simulados (estocásticos)

1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas.

2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima)

Demanda Escenario medio UPME: “PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA”. Revisión Julio de 2017http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdfhttp://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspxAnexos JulioSe modelan 6 bloques de demanda.

Interconexiones Internacionales

Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta intercambios deenergía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes.

Modelamiento de Combustibles por planta

Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Flores4, Candelaria1-2, Proeléctrica, Meriléctrica

Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira1y2 y Gecelca.

Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Sierra, Dorada, Emcali

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.

Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2022)

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.

Precios Combustibles

Carbón: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Gas Natural: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL). Precios de UPME,

información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Generaciones Determinísticas

Se consideró la capacidad de las plantas menores, actualizada con la información reportada para la Subasta de Energía

Firme 2015-2016. Se incluyeron proyectos del Plan de Expansión como San Miguel y Carlos Lleras Restrepo, así como

Termonorte, Porvenir y Ambeima, la cual perdió la obligación de energía firme.

Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información

hasta noviembre/17

Consideraciones especiales Modelo AS

Se modelaron como hidráulicos los proyectos Amoyá, Cucuana, Sogamoso y Quimbo.

Se produjo generación estocástica –dependiente de la hidrología- de plantas menores hidráulicas con suficiente

información histórica de su generación. La Junca y La Tinta salieron del anterior conjunto.

En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se

dejaron con su capacidad plena.

Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I.

Plantas Subasta y GPPS

Se modela la planta térmica Gecelca 3 de manera explícita; Termocol se supone no entrando en el horizonte de la corrida

dada la incertidumbre que actualmente reina sobre dicho proyecto.

Proyectos Térmicos

Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW

Proyecto Ambeima

Capacidad Efectiva : 45 MW

Fecha de entrada Enero 30, 2020

Departamento Tolima

Proyecto Gecelca32 (Carbón)

Capacidad Efectiva : 273 MW

Fecha de entrada: Febrero 28, 2018

Departamento: Córdoba

Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW

Proyecto: Ituango

Capacidad Efectiva : 1200 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 8563 GWh/año

Proyecto

CEN

(Capacidad

Efectiva

Neta)

FPO (Fecha Puesta en

Operación)

Promotor del proyecto Área operativa

Termonorte (T) 88 28/02/2018 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM

Gecelca 32 (T) 273 28/02/2018 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre

Pescadero Ituango (H) 1200 30/11/2018 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó

El Paso 70 MW (S) 70 30/11/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

Termoyopal (T) 40 30/12/2018 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste

PV Latam Solar La Loma de 150

MW (S)150 30/12/2018 EGP FOTOVOLTAICA LA LOMA Caribe - GCM

Guajira I (E)* 20 30/01/2019 ISAGEN Caribe - GCM

Escuela de Minas 55 30/07/2019 EPM Antioquia - Chocó

Windpeshi (E) 200 30/11/2019 ENEL GREEN POWER GCM

Cogenerador INCAUCA 60 MW 60 31/12/2019 INCAUCA Valle

Ambeima (H) 45 30/01/2020 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTC

La Luna (T) 660 30/06/2020 SLOANE INVESTMENTS CORPORATION GCM

CAA (H) 80 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

CAB (H) 36 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

CARG (H) 71 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

Innercol I (T) 90 30/12/2020Industria Colombiana de Energía SAS ESP

INNERCOLNordeste - Boyacá

Santo Domingo (H) 56 30/09/2021 EPM Antioquia - Chocó

TermoPaipa IV II 200 MW 200 31/12/2021 INTERCOLOMBIA Nordeste

Porvenir II (H) 352 30/03/2022 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó

Termotasajero III 180 30/12/2022 TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P. Nordeste

Chili (H) 66 30/12/2022 ENERGÍAS DEL RÍO CHILI Huila - Tolima -Caquetá

Irraipa (E) 99 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Kuisa (E) 200 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

E0200i (E) 201 28/02/2023 EPM Caribe - GCM

Apotolorru (E) 75 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Urraichi (E) 100 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

Casa Eléctrica (E) 180 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Carrizal (E) 195 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

* Pendiente por concepto de conexión definitivo de la UPME.

Proyectos de Generación Despachados Centralmente

ProyectoFecha esperada de

entrada en operación

CEN (Capacidad

Efectiva Neta)Promotor del proyecto o OR Área operativa

Cogeneración Coca Cola de 2.4 MW 22/12/2017 2.44 AIR LIQUIDE Oriental - Bogotá

Autogenerador Familia de 1 MW 30/12/2017 1.0 EPM Antioquia - ChocóPCH TZ II 10.5 MW 30/12/2017 10.5 EPM Antioquia - Chocó

PCH Aures Bajo 19.4 MW 30/12/2017 19.4 EPM Antioquia - ChocóAtlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/12/2017 9.9 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico

PCH Rio Mulatos 1 9.23 MW 30/12/2017 9.23 EPM Antioquia - ChocóAtlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 31/12/2017 19 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico

Termomechero 4 19 MW 1/01/2018 19 MECHERO ENERGY NordesteTermomechero 5 19 MW 1/01/2018 19 MECHERO ENERGY NordesteTermomechero 6 19 MW 1/01/2018 19.00 MECHERO ENERGY Nordeste

PCH Buco de 1.36 MW 30/01/2018 1.36 CEO Cauca - NariñoPCH San José de la Montaña II de 1.1 MW 31/03/2018 0.5 EPM Antioquia - Chocó

Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/2018 9.9 Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S. Caribe - AtlánticoTequendama 1, 2, 3 y 4 de 14.2 MW c/u 31/03/2018 14.2 EMGESA Oriental - Bogotá

Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/04/2018 9.88 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. Oriental - Bogotá

Planta menor Awarala 19.9 MW 30/05/2018 19.9 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. Caribe - Córdoba Sucre

Juan García 4.9 MW 30/06/2018 4.9 GENMAS Antioquia - Chocó

PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/2018 9.9 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM

PCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 5.83 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 8.7 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 15.86 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 14.22 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Rio Mulatos 2 7.34 MW 15/12/2018 7.34 EPM Antioquia - Chocó

Prosperidad de 19.5 MW 30/12/2018 19.5CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL

SOLARESCaribe - Atlántico

Aumento capacidad cogenerador Riopaila 16 MW 30/12/2018 35 RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. Suroccidente - Valle del CaucaPCH Montebonito 19.9 MW 30/12/2018 19.9 CHEC CQR

Wayúu de 12 MW* 30/12/2018 12 WAYÚU S .A E.S.P. Caribe - GCMPCH Hidronare 14 MW 30/12/2018 14 EPM Antioquia - Chocó

PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/2018 19.9 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM

Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. 30/12/2018 4.4 CEO Suroccidente - Cauca Nariño

PCH Río Frazadas de 9.9 MW 30/12/2018 9.9 EPSA Suroccidente - ValleLa Iguana de 19.5 MW 30/12/2018 19.5 CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL Caribe - Bolívar

PCH San Andrés de Cuerquia de 19.9 MW 30/12/2018 19.9 CELSIA S.A. E.S.P. Antioquia - ChocóPCH La Paloma 13.6 MW 31/12/2018 13.6 EPM Antioquia - Chocó

Bosques Solares de los Llanos 1 30/04/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 2 30/07/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 3 30/08/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 4 30/10/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

PCH Conde 3.52 MW 30/12/2019 3.52 EPM Antioquia - ChocóBosques Solares de los Llanos 5 30/12/2019 17.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

PCH Aures Alto 19.9 MW 30/11/2020 19.9 EPM AntioquiaPCH Barrancas 4.7 MW Por definir 4.7 HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. Antioquia - Chocó

Sirgua 10 MW Por definir 10 EPM Antioquia - ChocóPCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir 8.9 PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P Antioquia - Chocó

PCH Cauyá 1.5 MW Por definir 1.5 CHEC Suroccidente - CQRAutogenerador Argos Sogamoso de 5 MW Por definir 5 CELSIA S.A. E.S.P. Nordeste

* Pendiente concepto definitivo de la UPME.

Proyectos de Generación Menores a 20 MW

Largo Plazo Energético Modelo AS

Resultados

RESULTADOS EN MEDIO MAGNÉTICO

• Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xlsx y Gess.xlsx, con la siguiente información:

Hoja Excel Contenido

VERES 1. Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor

Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de

Frecuencias de los racionamientos de Energía.

2. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio.

EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh].

FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.].

EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh].

CostMarg$ Gráfica de la evolución del costo marginal del sistema interconectado [$/kWh].

GRAF_EMBALSES Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional.

COS_MARG Costos marginales promedio del SIN [Miles $/MWh] [$/kWh] [US$/MWh].

BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día].

GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día].

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

Caso Estocástico

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

Caso Gess

Evolución embalse agregado

Caso Estocástico

Evolución embalse agregado

Caso Gess

Balance energético sistema colombiano

Balance energético sistema colombiano

CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22

1. MATALAS 0 39 0 0 19

2. GESS 874 10084 3865 4197 7035

CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día]

CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22

1. MATALAS 226 153 14 45 90

2. GESS 246 168 52 59 90

CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes]

CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER

1. MATALAS 64 1 30 5 1 0 7 0 23 0

2. GESS 95 9 62 12 14 2 22 4 39 10

CONSUMO DE GAS [MPCD]

VERANO/21-22VERANO/20-21VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20

Consumos promedio de combustibles 2017-2022

Observaciones

El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados explícitamente losproyectos futuros Miel II, Porce4 y Pescadero; no así al proyecto Porvenir.

Las plantas menores hidráulicas se encuentran modeladas estocásticamente –con generación dependiente de la hidrología-

En el Caso Matalas no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95% o VERE_C superior al 3%; no hay ningún mescon racionamiento .

En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95%; VERE_C es superior al 3% en sep/19 (3.25%; 1caso), dic/20 (4.47%; 1 caso), ene/21 (7.00%; 1 caso), sep/22 (3.06%; 1 caso).

Observaciones

Para el verano/17–18, los máximos requerimientos mensuales promedio degas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 1 MPCD(Matalas) y 9 MPCD (Gess); en el verano/21-22 los máximos requerimientosmensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas delInterior serían 0 MPCD (Matalas) y 10 MPCD (Gess). Para los veranos de todoel horizonte de estudio, hasta el verano/21-22 las necesidades promedio soninferiores a la disponibilidad de transporte que actualmente es de 120MPCD.

Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en la Costa parael verano/17-18 serían 64 MPCD (Matalas) y 95 MPCD (Gess); para elverano/21-22 serían de 23 MPCD (Matalas) y 39 MPCD (Gess), inferiores allímite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que esde 350 MPCD.