Embed Size (px)
Citation preview
Asociación Nacional de
Empresas Generadoras
Carlos Andrés Terrassa Vallejo
Octubre 02 de 2018 – Bogotá DC, Colombia
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
2
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Descarbonización
El proceso de
descarbonización
es un tema que
seguirá creciendo,
teniendo en
cuenta las
tendencias
globales sociales,
políticas y
avances en
tecnología.
Tendencias en la industria energética mundial
Demanda Pico
de Petróleo
Se estima un pico
en la demanda de
petróleo entre
2030 y 2040,
debido a la
eficiencia en el
consumo
energético,
nuevas tendencias
en movilidad y
desincentivos a
los plásticos.
Impulso al Gas
Natural
Dentro de la
transición a un
mundo más
limpio, el gas
natural tendrá un
papel clave,
creciendo su
oferta, y la venta
de GNL.
Estas tendencias tendrán un efecto en el sector eléctrico colombiano, especialmente
la descarbonización, en materia de reducción de emisiones, por lo que es clave
entender sus potenciales impactos.
Fuente: Arthur D’Little “El Futuro de la Energía en el Mundo”. Conferencia ENERCOL. Rodolfo Guzmán.
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
3
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
La tendencia hacia la descarbonización en Colombia y el Mundo
1992
CMNUCCConvención
Marco de las
Naciones
Unidas sobre
el Cambio
Climático
(196 países)
1995
Berlín COP 1Conferencia de
los países
miembros del
CMNUCC se
reúnen por
primera vez.
1997
Protocolo de
Kioto COP 3Primer acuerdo
histórico en materia
de reducción de
emisiones de GEI
en el mundo (192
países)
2005
KiotoRusia ratifica
el Protocolo
de Kioto, y
confirma la
entrada en
vigor de este
acuerdo.
2012
Doha COP 18Se incorpora la
llamada enmienda
de Doha y se da
inicio al segundo
periodo de
compromisos de
Kioto.
2015
Paris COP 21Se acuerda
establecer acciones
para reducir las
emisiones de GEI y
mantener el cambio
de temperatura “muy
por debajo de 2.0
Co”.
Internacional
2013
Ley 1665Se aprueba
el Estatuto
de la Agencia
Internacional
de Energías
Renovables
Colombia
2014
Ley 1715Se regula la
integración de
las energías
renovables no
convencionales
al sistema
energético
2016
Ley 1819Se implementa
el impuesto al
carbono
relacionado a la
utilización de
combustibles
fósiles
2017
Ley 1844Se aprueban los
compromisos
locales
asumidos en el
acuerdo de
Paris (COP 21)
2018
Decreto 0570El MME publica
los lineamientos
de política para
la contratación
de largo plazo
de proyectos de
generación.
2018
Res. 40791El MME publica
la regulación del
mecanismo de
contratación de
largo plazo.
2018
- Misión de
Crecimiento
Verde
- CONPES 3934
- Ley 1931Directrices de
Gestión C.C.
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
4
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Compromisos asumidos por Colombia en el COP21
▪ Colombia se comprometió, a nivel país, a reducir las emisiones en un 20% frente al
escenario BAU de las emisiones proyectadas a 2030:
SectorPotencial de reducción de GEI en
2030 (MTCO2e)
Participación en contribución meta
nacional
Ministerio de Minas y Energía 11.20 16.8%
Industria Comercio y Turismo 3.11 4.7%
Vivienda, ciudad y territorio 0.94 1.4%
Transporte 4.99 7.5%
Agricultura y desarrollo rural 16.18 24.3%
Ambiente y desarrollo sostenible 8.55 12.9%
Todos los Ministerios 32.40 48.7%
Total compromisos sectoriales 77.37 116.3%
Meta nacional COP21 (MTCO2e) 66.50
Cumplimiento de meta con medidas propuestas 116.3%
Holgura para el cumplimiento de la meta (MTCO2e) 10.87
Medida o Línea estratégica del
sector minero energético
Potencial de
reducción de GEI en
2030 (MTCO2e)
Participación en
contribución meta
nacional
Emisiones 2010
(MTCO2e)
Participación en
emisiones nacionales
2010
Generación Eléctrica 4.74 7.1% 10.37 4.7%
Eficiencia Energética 1.21 1.8% NA NA
Emisiones Fugitivas 3.24 4.9% 15.43* 6.9%
Gestión de la Demanda 2.01 3.0% NA NA
Total del sector minero energético 11.20 16.8% 25.08** 12.6%
▪ La contribución a la reducción de emisiones que le fue asignada a la Generación
Eléctrica, supera ampliamente su participación en las emisiones nacionales a 2010.
*Considera emisiones fugitivas de minería, petróleo y gas | **Incluye emisiones de todo el sector minero energético
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
5
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Escenarios de referencia COP21 – Generación de energía eléctrica
▪ La línea BAU, como la meta de emisiones a 2030 para la generación eléctrica, se
establecieron con base en los escenarios 7 y 14 del PERGT 2014 – 2028.
▪ Estas a su vez corresponden a un valor esperado de emisiones, es decir, que
corresponden al promedio de 100 series sintéticas simuladas por el modelo SDDP
utilizado por la UPME.
Fuente: Elaborado con base en “Diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica Colombiana” - Presentación UPME (Julio 2016)
08/29 12/30
Meta de
emisiones 2030
(valor mensual
promedio
esperado)
Valor esperado de emisiones en escenarios BAU y meta (TonCO2-mes)
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
6
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Existe una política clara a favor de las FNCER en el sector eléctricoE
je d
e p
olítica
en
erg
ética
Ma
rco d
e D
esa
rro
llo S
oste
nib
le
Ley
143/94
CREG – Regulación mecanismos del MEM (Bolsa, CxC, Contratos, etc.)
Com
pro
mis
os a
mb
ienta
les
(CM
NU
CC
/94,
Kio
to,
CO
NP
ES
3242/0
3,
CO
NP
ES
3700/1
1,
etc
.)
Ley
1665/13
IRENA
Ley
1715/14
Ley
1844/17
Aprobación
COP21
Misión de Crecimiento Verde y
CONPES 3934 /18
Propuestas CREG
(R. 066 /18)
Políticas y Regulación de Autogeneración
R. MME 40790 /18
Plan de Referencia Expansión Generación Transmisión (2017–2031)
Ley
1819/16
Impuesto
al Carbono
AR
MO
NIZ
AC
IÓN
CR
EG
(¿C
ÓM
O H
AC
ER
LO
?)
Resoluciones CREG 2018
(R. 083, 084, 103, 104, 114)
R. M
ME
408
07
/1
8
PIG
CC
–C
om
pro
mis
os M
ME
R. M
ME
903
25
/14
Crite
rios p
lane
s
de m
itig
ació
n
Ley
1931/18
Directrices
Gestión del
Cambio
Climático
D. M
AD
S 2
98
/16
SIS
CL
IMA
-C
ICC
Decreto
0570 /18
R. MME 40791 /18 Regulación mecanismo
de contratación de LP
R. 40795 /18 Convocatoria
primera subasta LP
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
7
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Criterios de valoración de
objetivos de política
Los factores de ponderación
y puntaje mínimo los define
el MME en la convocatoria a
la subasta
Objetivos del Mecanismo
El impulso político a las FNCER se evidencia en las iniciativas del MME
Fortalecer resiliencia a
través de
diversificación
Aumentar eficiencia
formación de precios
Mitigar efectos cambio
climático a través de la
complementariedad
Fortalecer seguridad
energética
Reducir emisiones de
GEI (COP21)
Contribución a la
diversificación
Complementariedad
entre energías
renovables
Contribución a balance
regional de energía y
reducción $ restricciones
1 si no emisiones o < 1 según
contribución marginal a reducir
emisiones (puede compensar)
PERGT y El Niño como
referente
Política (Decreto 570/18) Mecanismo (R 40791/18) Convocatoria (R 40795/18)
Regulación de la subasta
(producto, plazo, contrato,
garantías, tipo de subasta)
+
Ponderadores de los Criterios
definidos en cada subasta
Puntaje mínimo 50 (definido en
cada subasta)
0,25
0,25
0,25
0,25
Energía a subastar 3.443
GWh a 10 años a partir
12/2022
+
Re
sulta
do
s d
el P
ER
GT
–P
roye
cto
s in
scrito
s e
n la
UP
ME
-
Ca
ntid
ad
co
ntr
ata
da
en e
l M
EM
en e
l m
edia
no
y la
rgo
pla
zo
+
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
8
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
▪ Sólo las FNCER tienen una “POSIBILIDAD REAL” de cumplir con puntajes mínimos.
▪ MME quedó con amplia discrecionalidad para definir el alcance y magnitud de la subasta.
Apreciación de los criterios de calificación por tipo de tecnología
Criterio
Fuente DiversificaciónComplementariedad
entre renovables
Seguridad energética
regional
Reducción de
emisiones
Eólica ALTO ALTO BAJO ALTO
Solar ALTO ALTO BAJO ALTO
PCH BAJO BAJO DEPENDE ALTO
Hidro Gran Escala NULO NULO DEPENDE ALTO
Gas (Doméstico) MEDIO NULO BAJO NULO
Gas (GNL) ALTO NULO BAJO NULO
Carbón ALTO NULO DEPENDE NULO
Tabla comparativa - Apreciación de los criterios de calificación
Nuevos Elementos de Política y Regulación para la Expansión
9
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Análisis de Potenciales Impactos
Análisis de emisiones adicionales en escenarios de expansión (2030)
5,46 mm Ton CO2
5,25 mm Ton CO2
Escenario 1A ( Ton CO2)
▪ 15,5 mm + 5,5 mm = 21,0 mm > 13,5 mm
Inicial Adicional Total Meta COP 21
Escenario 3A ( Ton CO2)
▪ 11,8 mm + 5,3 mm = 17,1 mm > 13,5 mm
Inicial Adicional Total Meta COP 21
▪ Estos escenarios SÍ CUMPLEN con
la meta de emisiones bajo Niño.
6,93 mm Ton CO2
6,51 mm Ton CO2
Escenario 2A ( Ton CO2)
▪ 3,9 mm + 6,9 mm = 10,8 mm < 13,5 mm
Inicial Adicional Total Meta COP 21
Escenario 4A ( Ton CO2)
▪ 2,8 mm + 6,5 mm = 9,3 mm < 13,5 mm
Inicial Adicional Total Meta COP 21
Escenarios Sin Ituango
Escenarios Con Retraso Ituango
▪ Estos escenarios NO CUMPLEN con
la meta de emisiones bajo Niño.
10
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Escenario 1A – Capacidad adicional de FNCER requerida
Emisiones 2030 Meta Emisiones (Emisiones - Meta) F. Emisiones (carb.) Consumo Comb.
21,0 MM Ton CO2 - 13,5 MM Ton CO2 = 7,5 MM Ton CO2 / 102,6 Ton CO2/GBTU = 70.175 GBTU/año
Consumo Comb. Heat rate (carb.) Gen. requerida/
70.175 GBTU/año / 8 GBTU/GWh = 8.772 GWh/año
FDP Eólico Hrs. Capacidad Eólica
41% x 8.760 = 2.442 MW
FDP Solar Hrs. Capacidad Solar
23% x 8.760 = 4.354 MW
Co
n E
xp
an
sió
n E
ólic
a
Tecnología Base Expansión Total
Hidráulica 10.963 1.045 12.008
Gas 3.528 402 3.930
Carbón 1.589 832 2.421
PCHs 807 202 1.009
Biomasa 162 168 330
Eólica 18 5.578 5.596
Solar 39 1.177 1.216
Otros 89 0 89
Total 17.195 9.404 26.599
Co
n E
xp
an
sió
n S
ola
r
Tecnología Base Expansión Total
Hidráulica 10.963 1.045 12.008
Gas 3.528 402 3.930
Carbón 1.589 832 2.421
PCHs 807 202 1.009
Biomasa 162 168 330
Eólica 18 3.136 3.154
Solar 39 5.531 5.570
Otros 89 0 89
Total 17.195 11.316 28.511
Ejercicios – Escenario 1A (sin Hidroituango y con restricciones)
▪ Para el escenario 1A, en el caso de la expansión adicional eólica, la participación de las
FNCER (PCHs, Biomasa, Eólica, Solar) alcanzaría el 30,6% de la matriz de generación
del país, y en el caso de la expansión solar, alcanzaría una participación de 35,3%.
Análisis de Potenciales Impactos
Expansión Resultante (MW):
11
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Escenarios 3A – Capacidad adicional de FNCER requerida
Emisiones 2030 Meta Emisiones (Emisiones - Meta) F. Emisiones (carb.) Consumo Comb.
17,1 MM Ton CO2 - 13,5 MM Ton CO2 = 3,6 MM Ton CO2 / 102,6 Ton CO2/GBTU = 35.088 GBTU/año
Consumo Comb. Heat rate (carb.) Gen. requerida/
35.088 GBTU/año / 8 GBTU/GWh = 4.386 GWh/año
FDP Eólico Hrs. Capacidad Eólica
41% x 8.760 = 1.221 MW
FDP Solar Hrs. Capacidad Solar
23% x 8.760 = 2.177 MWExpansión Resultante (MW):
Co
n E
xp
an
sió
n E
ólic
a
Tecnología Base Expansión Total
Hidráulica 10.963 961 11.924
Gas 3.528 364 3.892
Carbón 1.589 832 2.421
PCHs 807 202 1.009
Biomasa 162 168 330
Eólica 18 4.357 4.375
Solar 39 2.530 2.569
Otros 89 0 89
Total 17.195 9.414 26.609
Co
n E
xp
an
sió
n S
ola
r
Tecnología Base Expansión Total
Hidráulica 10.963 961 11.924
Gas 3.528 364 3.892
Carbón 1.589 832 2.421
PCHs 807 202 1.009
Biomasa 162 168 330
Eólica 18 3.136 3.154
Solar 39 4.707 4.746
Otros 89 0 89
Total 17.195 10.370 27.565
Ejercicios – Escenario 3A (sin Hidroituango y sin restricciones)
▪ Para el escenario 3A, en el caso de la expansión adicional eólica, la participación de las
FNCER (PCHs, Biomasa, Eólica, Solar) alcanzaría el 31,1% de la matriz de generación
del país, y en el caso de la expansión solar, alcanzaría una participación de 33,5%.
Análisis de Potenciales Impactos
12
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
2030
Hidro Mayor Hidro Menor
Carbón Gas
Eólica Sol GE
Sol D Biom + Geo
20
30
Generación
térmica en su gran
mayoría
despachando gas
Escenarios 2A y 4A – Generación proyectada
Escenario 2A – (Atraso Hidroituango y con restricciones)
Escenario 4A – (Atraso Hidroituango y sin restricciones)
Generación
térmica en su gran
mayoría
despachando gas
Hidro Mayor Hidro Menor
Carbón Gas
Eólica Sol GE
Sol D Biom + Geo
Análisis de Potenciales Impactos
13
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
55%
14%
6%
4%1%
13%
7%
0% Hidráulica
Gas
Carbón
PCHs
Biomasa
Eólica
Solar
Otros
Escenarios 2A y 4A – Capacidad instalada a 2030
58%
16%
9%
4%
1%
7% 5%
0%Hidráulica
Gas
Carbón
PCHs
Biomasa
Eólica
Solar
Otros
Capacidad instalada (2030) – Esc. 2A Capacidad instalada (2030) – Esc. 4A
▪ La mayor generación térmica a gas (a pesar de contar con una capacidad importante a
carbón), se podría explicar por la necesidad de contar con servicios complementarios que
le den flexibilidad al sistema para responder a la intermitencia de las FNCER.
▪ Considerando que en los escenarios 2A y 4A las plantas a gas estarían siendo
despachadas por delante de las de carbón, dada la sustancial penetración de las FNCER,
¿se podría estar induciendo a una matriz de generación ineficiente en el largo plazo?
Análisis de Potenciales Impactos
14
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Necesidades de regulación de frecuencia por la conexión de FNCER
▪ En el PERGT se recomienda la FASE 2B
para la conexión de generación eólica en la
Guajira.
▪ Con esta infraestructura es posible conectar
2.000 MW eólicos en las subestaciones
Colectora 2 y 3.
▪ Si se supone que un evento de
desconexión de una de las líneas entre
Colectora 2 y Cerro Matoso ocasiona la
salida de 1,000 MW de generación, se
necesita una programación de AGC de esta
magnitud para mantener la continuidad en
la prestación del servicio.
▪ En términos de porcentaje de la demanda
de potencia, el AGC puede pasar de menos
del 5% hoy en día, a 7,4% (en demanda
máxima) y a 11,3% (en demanda mínima).
Requerimientos adicionales de AGC por FNCER Guajira
Cerro Matoso
Colectora 2
Colectora 3
Incremento de AGC
D.570:
¿Seguridad
Energética
Regional?
Análisis de Potenciales Impactos
15
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Impactos de la propuesta del MADS sobre caudales ambientales
▪ En cuanto a la ENFICC:
✓Si la guía de caudal ambiental se aplica a las plantas que deben renovar su concesión
dentro de los próximos 15 años, disminuye un 43% con respecto a la ENFICC del año
17-18 (pasa de 93,7 a 53,4 GWh/día).
✓Si la guía se aplica a las plantas existentes y proyectos nuevos, la ENFICC disminuye
un 93%, con respecto a la ENFICC del año 17-18 (pasa de 93,7 a 6,5 GWh/día).
Capacidad instalada adicional por tecnología necesaria cubrir el déficit de ENFICC por caudales ambientales
Fuente: cálculos del consultor
Una política de semejante impacto, pone de
manifiesto la necesidad de contar con una visión
integral del mercado eléctrico colombiano.
Análisis de Potenciales Impactos
16
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Impactos de la propuesta sobre caudales ambientales (cont.)
▪ En cuanto a la generación térmica: el efecto de la guía es un aumento en la generación
térmica con respecto al caso de no aplicación tal como se muestra en la gráfica de la
izquierda, para los diferentes casos previstos.
▪ En cuanto a emisiones: el aumento de la generación térmica trae como consecuencia un
aumento en las emisiones de GEI, lo que llevaría al inevitable incumplimiento de la meta
de emisiones para el sector de generación en el año 2030 (13,53 mm Tons CO2 equiv.).
Aumento generación térmica promedio Emisiones 2030 (MTon CO2 año)
Aplicación de la Guía a Aplicación de la Guía a
Nota: se supone generación térmica promedio anual sin aplicación de la guía igual a la de 2017
Fuente: elaborado con base en cifras del Anexo XIX PERGT 2017
D.570: ¿Reducción
de Emisiones?
Análisis de Potenciales Impactos
17
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
020406080
100120140
TASA
JER
O 1
PA
IPA
4
TASA
JER
O 2
PA
IPA
2
GU
AJI
RA
1
GU
AJI
RA
2
PA
IPA
1
PA
IPA
3
ZIP
AEM
G 2
ZIP
AEM
G 5
ZIP
AEM
G 3
ZIP
AEM
G 4
GEC
ELC
A 3
GEC
ELC
A 3
2
FLO
RES
4B
TEB
SAB
FLO
RES
1
PROELEC
TRIC…
PROELEC
TRIC…
TER
MO
SIER
RA
B
TERMOCEN
TR…
TER
MO
YOP
AL
2
BARRANQUILL…
TERMOCAND…
BARRANQUILL…
TERMOCAND…
TER
MO
VA
LLE
1
TERMOEM
CA…
MER
ILEC
TRIC…
TERMODORA…
CA
RTA
GEN
A 2
CA
RTA
GEN
A 1
CA
RTA
GEN
A 3
Costo de energía pura por planta USD / MWh)
La coyuntura de Hidroituango y sus implicaciones
▪ CREG convoca a subasta de CxC para el periodo 2022 – 2023 e implementa medición
mas estricta de la ENFICC de las hidráulicas (100 PSS: nuevas, y 98 PSS: existentes).
Déficit de ENFICC del sistema 2022 – 2023
82.802 75.87870.000
75.000
80.000
85.000
GW
h-a
ño
Demanda Objetivo ENFICC total
Déficit de ENFICC
6.924 GWh-año
ENFICC
Ituango
8.529
*Se tomaron únicamente aquellos proyectos listados como Fase 2, o 3, en el registro de
proyectos de la UPME, y con estudio de conexión aprobado .
Potencial de participación de ENFICC*
Plantas con ENFICC costosa que no
pueden acceder a contratos de energía
Costos combustible: UPME
Costos AOM: XM MPODE – Ago. 2018
Heat rate: XM (Descripción del sistema)
Carbón
Gas
Líquidos
Análisis de Potenciales Impactos
18
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Generación histórica plantas a carbón (2013 – 2018)
Boyacá – Termopaipa Plantas Agregadas
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
-
100,0
200,0
300,0
400,0
ene-
13
jun
-13
no
v-1
3
abr-
14
sep
-14
feb
-15
jul-
15
dic
-15
may
-16
oct
-16
mar
-17
ago
-17
ene-
18
jun
-18
Des
pac
ho
Pre
cio
(C
OP
$/k
Wh
)
Norte de Santander – Termotasajero Plantas Agregadas
Factor de carga promedio anualPrecio promedio mensual ofrecido por la planta Precio promedio mensual en bolsa
Notas: Plantas individuales agregadas para efectos ilustrativos del ejercicio (Paipa 1,2,3,4 = Termopaipa) Notas: Plantas individuales agregadas para efectos ilustrativos del ejercicio (Tasajero 1,2 = Termotasajero)
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
-
100,0
200,0
300,0
400,0
ene-
13
jun
-13
no
v-1
3
abr-
14
sep
-14
feb
-15
jul-
15
dic
-15
may
-16
oct
-16
mar
-17
ago
-17
ene-
18
jun
-18
Des
pac
ho
Pre
cio
(C
OP
$/k
Wh
)
Cundinamarca – Termozipa Plantas Agregadas Guajira – Termoguajira Plantas Agregadas
Factor de carga promedio anualPrecio promedio mensual ofrecido por la planta Precio promedio mensual en bolsa
Notas: Plantas individuales agregadas para efectos ilustrativos del ejercicio (Zipa 2,3,4,5 = Termozipa) Notas: Plantas individuales agregadas para efectos ilustrativos del ejercicio (Guajira 1,2 = Termoguajira)
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
-
100,0
200,0
300,0
400,0
ene-
13
jun
-13
no
v-1
3
abr-
14
sep
-14
feb
-15
jul-
15
dic
-15
may
-16
oct
-16
mar
-17
ago
-17
ene-
18
jun
-18
Des
pac
ho
Pre
cio
(C
OP
$/k
Wh
)
El Niño El Niño
El Niño El Niño
0,0%
20,0%
40,0%
60,0%
80,0%
100,0%
-
100,0
200,0
300,0
400,0
ene-
13
jun
-13
no
v-1
3
abr-
14
sep
-14
feb
-15
jul-
15
dic
-15
may
-16
oct
-16
mar
-17
ago
-17
ene-
18
jun
-18
Des
pac
ho
Pre
cio
(C
OP
$/k
Wh
)
Análisis de Potenciales Impactos
19
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Posible desacople de los mercados de Confiabilidad y Energía en LP
Precios promedio de bolsa: Escenario 1A vs. Escenario 1A + Expansión para Meta Niño
Fuente: Sumatoria SAS
131
134 137
110117
132
148155
164 166179
170
129
150164
145
168
202
50
100
150
200
250
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
CO
P /
kW
h
Escenario 1A + Expansión para Meta Niño vs. Escenario 1A + Expansión para Meta Niño + Ajuste CxC
Fuente: Sumatoria SAS
170
129 131 134 137
110117
132
148155
164 166179
207
166 168171 174
147153
169
50
100
150
200
250
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
CO
P /
kW
h
Carbón es muy probable que no logre
contratarse a LP bajo estas condiciones
de CMS, lo cual lleva a mayor CxC
D.570: ¿Eficiencia en formación
de precios mediante contratos?
Análisis de Potenciales Impactos
¿Se estará a caso incentivando la
expansión a líquidos?1A
1A + Exp.
1A + Exp.
1A + Exp.
+ CxC
20
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Análisis de Potenciales Impactos
Decreto 570/18
Complementariedad
Fortalecer
resiliencia
Reducción de
emisiones
Eficiencia en
formación de precios
Seguridad
energética regional
▪ MADS – Caudales ambientales (?)
▪ Proyecto Colectora 2 y 3 (?)
▪ Desarrollos eólicos en la Guajira (?)
▪ PERGT 2017 – 2031 (?)
P
P
▪ Coyuntura Hidroituango
▪ Penetración de FNCER (??)
▪ Cumplimiento metas COP21 bajo Niño
▪ Incentivos a proyectos a diesel
Conclusiones – Objetivos de Política Decreto 570/18
21
S U M A T O R I A
S U M A T O R I A
Mecanismo
adicional de
asignación
OEF
Unidad regulatoria es clave para una vision integral del MEM
Mercado de contratos
Subasta OEF CxC
Demanda Objetivo
Oferta ENFICC
Existentes
Nuevas
FNCER(¿Cómo se considera?)
Proyección
de precios
en Bolsa
BOLSA
Mercado de
Contratos MEM
(precio con
CERE)
Contrato
Energía Media
Anual
(precio sin
CERE)
Pa
rqu
e d
e G
en
era
ció
n
PROYECTOS
Subasta MME
Proyectos nuevos
convencionales
Plantas Existentes
Precio
OEF
?
▪ La complejidad de la articulación de todos los mecanismos del MEM hace evidente la
importancia de contar con enfoque regulatorio integral para el mercado de energía
eléctrica que se desea tener.
Necesidad de una Visión Integral del MEM
