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Información histórica

Tipo de plantaCapacidad instalada MWPorcentaje participación
Hidráulica1161961 %
Gas287815 %
carbón16329 %
Líquidos12557 %
NDC Hidro9315 %
NDC térmica2431 %
Solar3582 %
Eólica180 %
Total18935100 %

Precio de Bolsa Histórico

Generación Térmica [GWh-mes]

Precio promedio de contratos

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Proyección de precios de bolsa

A continuación, se muestra la metodología, supuestos y resultados de las proyecciones de precio de bolsa para el sistema eléctrico colombiano.

Metodología

Para realizar el análisis energético se utiliza el modelo de simulación de sistemas hidrotérmicos SDDP “Stochastic Dual Dynamic Programming” (MPODE). Se modelan en forma detallada todas las plantas del SIN con sus características técnicas y de combustible. En dicho análisis se busca determinar el comportamiento del sistema bajo diferentes supuestos, teniendo en cuenta las expectativas de demanda, parque generador y costos en el SIN para el horizonte 2023 – 2050.

Para el cálculo de los precios de bolsa de energía se simula la operación energética del sistema sin considerar la red, con las diferentes sensibilidades planteadas, determinando su efecto en un despacho ideal, considerando el mercado colombiano como un mercado competitivo. Todos los valores presentados en el informe se encuentran en valores constantes de abril del 2023 es decir no están afectados por la inflación.

A continuación se describen las principales características modeladas:

 

• Modelado de plantas térmicas: Las plantas de generación térmicas son modeladas incluyendo aspectos técnicos, económicos y operativos.
• Modelado de plantas hidráulicas: Las plantas de generación hidráulicas son modeladas incluyendo aspectos técnicos, económicos y operativos; la hidrología de estas plantas es modelada mediante 100 series hidrológicas sintéticas generadas en un proceso estocástico donde cada serie es equiprobable.
• Modelado de plantas renovables: Las plantas de generación solares y eólicas son modeladas incluyendo aspectos técnicos, económicos y operativos, donde la radiación solar y la velocidad del viento para estas plantas son modeladas mediante 100 series sintéticas generadas en un proceso estocástico donde cada serie es equiprobable.

La función objetivo del modelo de simulación de sistemas hidrotérmicos SDDP busca optimizar los costos operativos del sistema, creando para las plantas hidráulicas una función de costo futuro para el valor del agua; luego se realiza un despacho ideal para cada bloque de cada mes y para cada una de las 100 series hidrológicas, donde como resultado se obtiene la cantidad de generación por planta y los costos marginales del sistema.

Supuestos Modelación Energética

Se considera como caso el escenario futuro esperado en el cual se desempeñará el mercado eléctrico colombiano. Para la construcción de este caso se consideraron las principales variables determinantes para la atención de la demanda y la formación de precios, las cuales son:

1.Proyección de demanda
2.Precios de combustibles
3.Plan de Expansión de Generación
a.Tecnologías convencionales
b.Penetración de fuentes renovables no convencionales

La evolución del sistema de transmisión no se tiene en cuenta en el modelo de simulación, debido a que el precio del mercado spot en Colombia es calculado con base en el despacho ideal que no considera las restricciones de la red, para el caso de la transmisión necesaria en la zona de la Guajira para los proyectos eólicos se tiene el supuesto que a partir del año 2025 cuando se cuente con estas obras pueden iniciar a generar los parques eólicos. A continuación, se muestran las principales variables y supuestos usados en la simulación

Proyección de demanda

Los principales inductores para el crecimiento de la demanda son: el crecimiento económico, la cultura, la demografía y el clima.

En el caso de Colombia la entidad oficial que realiza la proyección de demanda es la UPME, esta proyección la realiza mediante un modelo econométrico de combinación de pronósticos, usando las siguientes variables explicativas.

 

Series históricas de la demanda eléctrica de Colombia.
Información referente al producto interno bruto
Datos demográficos, crecimiento de la población.
Información de la temperatura (IDEAM).

La Figura 1 muestra el comportamiento de la demanda, el PIB y la correlación, donde se observa que es de 94.19%

Figura 1. Correlación de las principales variables con respecto a la demanda

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Seguimiento de la proyección de demanda de energía eléctrica UPME

Figura 3. Seguimiento a la proyección de demanda de la UPME

en la figura 3 se muestra el seguimiento a las proyecciones de demanda en los últimos años comparada con la demanda real que se ha presentado en el sistema y se puede evidenciar que en forma general estas proyecciones son adecuadas. Se observa que se presentan diferencias importantes cuando se dan condiciones especiales en el país tales como: el programa de ahorro de energía del año 2015 (Disminuyó los niveles de consumo en el año 2016 y 2017), el confinamiento obligatorio producido por el Covid-19 (Disminuyó los niveles de consumo del año 2020) y la recuperación económica post confinamiento en el segundo semestre de 2021 (Incrementó la demanda a niveles cercanos al escenario alto de la UPME)

El crecimiento de la demanda tiene un impacto importante en la formación de precios de la energía ya que un mayor crecimiento implica el uso de tecnologías de generación de costo variable más alto y sumado a posibles atrasos de proyectos puede provocar un incremento en los precios.

En la Figura 5 y en la tabla 1 se muestra la proyección de la demanda realizada por la UPME en la última revisión en julio del 2022. La UPME en este análisis incluye el crecimiento de Grandes Usuarios como cargas petroleras, cargas de minería, y en esta versión la incorporación de Vehículos eléctricos y el metro de Bogotá, los escenarios alto y bajo de las proyecciones son calculados con un ancho de banda del 68% que representa la incertidumbre de estas grandes cargas.

Proyección de demanda PMAX [MW]

Tabla 2.Componentes de la Proyección de demanda UPME

Proyección de Demanda EE [GWh]

AñoVegetativaGrandes ConsumidoresVehículos EléctricosMetro de BogotáExportaciones Hacia PanamáGeneración Distribuida
2022737382511159.9700-146
2023760953204245.3900-227
2024781293563329.4900-327
2025802704150444.2100-445
2026826093867595.5800-573
2027847433562794.0200-711
20288693539941051.6695.110-851
20298912637511377.5197.10-980
20309131835611774.7599.130-1098
20319351033862246.15101.20-1215
20329570132312788.21103.310-1316
20339789330933393.04105.470-1398
203410008429694051.65107.670-1485
203510227628714746.6109.920-1558
203610446828715464.06112.220-1617
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Precios de combustibles

Plan de abastecimiento de gas 2020 UPME

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Costos adicionales del GNL [USD/MBTU]

ActividadCosto
Licuefacción2
Transporte0.4
Regasificación0.4
Tarifa de comercialización0.02
Total5.21
Tarifa de riesgo0.15

Proyección Precios de Combustibles [USD/MBTU]

Plan de expansión de generación

Existente
2028
2035
2040
2045
2050

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Plan de expansión [MW]

-2023202420252026202720282029203020312032203320342035203620372038203920402041204220432044204520462047204820492050
GLP0000000000000000000000000000
Retiros0000000000000000000000000000
GNL0000111111112222222222223333
Carbón0000000000000000000000000000
Solar111133334444666699991111111113131313
Eólica0112222222223333444455556666
Menores0000000000000000000000000000
Hidráulica0000122222223333333344444444

Evolución de Energía Firme vs Demanda [GWh-día]

Posibles atrasos en los proyectos asignados en la subasta de febrero de 2019

Proyecto, planta y/o unidad de generaciónClasificación de la planta y/o unidad de generaciónTipo de tecnologíaPosible fecha de entrada
ITUANGO U1NuevasHidráulica2022-12-01
ITUANGO U2NuevasHidráulica2022-12-02
ITUANGO U3NuevasHidráulica2024-03-01
ITUANGO U4NuevasHidráulica2024-09-01
ITUANGO U5NuevasHidráulica2027-12-01
ITUANGO U6NuevasHidráulica2028-03-01
ITUANGO U7NuevasHidráulica2028-06-01
ITUANGO U8NuevasHidráulica2028-09-01
CANDELARIA1NuevasTérmica2023-03-21
CANDELARIA2NuevasTérmica2023-03-21
CANDELARIANuevasTérmica2023-03-21
TERMO_JAGUEYNuevasTérmica2021-10-31
TERMORUBIALENuevasTérmica2021-10-31
ELTESORITONuevasTérmica2022-04-30
TERMOCARIBE3NuevasTérmica2023-11-30
WindpeshiNuevasEólica2024-01-15
JK1NuevasEólica2025-10-22
ParqueBetaNuevasEólica2024-03-19
ChemeskyNuevasEólica2025-12-30
TumaWindNuevasEólica2025-12-30
ParqueAlphNuevasEólica2024-03-19
LatamSolarNuevasSolar2023-07-31
TepuyNuevasSolar2023-10-30
UnionNuevasSolar2023-10-30
LaMataNuevasSolar2023-06-30
CaracoliNuevasSolar2023-10-30
PubenzaNuevasSolar2023-12-30
NabusimakeNuevasSolar2023-11-30
ParqueUrraNuevasSolar2023-07-30
Escobal6NuevasSolar2023-12-01
SunnorteNuevasSolar2025-12-31
ManglaresNuevasSolar2024-12-31
BSLlanosNuevasSolar2023-12-31

Posibles atrasos en los proyectos asignados en la subasta de Octubre de 2019

PlantaTipoPotenciaPosible fecha de entrada
CameliaEólica25011/30/24
Acacias2Eolica8012/30/24
JK2Eolica7512/30/25
ElCampanoSolar12106/30/23
CartagoSolar9906/30/23
SanFelipeSolar9006/30/23

Costo nivelado por tecnología

SupuestoGas Natural CCGTGas Natural OCGTCarbónEólicaSolarHidroeléctrica
CAPEX [$/kW]10007001500110030002100
O&M variable cost [$/MWh]3.613.617.31501.33
O&M Fixed cost [$/kWh.year]11.3318.0372.1248.4222.4640.05
Taxes0.330.330.33000.33
Dispatch Factor0.800.850.40.180.65
Auction Price [USD/MWh]15.1 - 17.8715.1 - 17.8717 - 1915.415.418 - 20
LCOE82.77 - 83.2873.02 - 83.469.16 - 69.3958.3672.8853.68 - 84.14
IRR0.10.10.10.10.10.1