CIRCULAR 103 DE 2020

(noviembre 10)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

PARA:	AGENTES GENERADORES Y TERCEROS INTERESADOS
DE:	DIRECCIÓN EJECUTIVA
ASUNTO:	PUBLICACIÓN INFORMES DEL ESTUDIO: “EVALUACIÓN DE LOS MODELOS DE CÁLCULO DE ENERGIA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS HIDRAULICAS, EÓLICAS Y SOLARES”

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, publica los informes a la fecha del estudio de consultoría que se está adelantando para la evaluación de los modelos de cálculo de energía firme para el cargo por confiabilidad de plantas hidráulicas, eólicas y solares.

Esta publicación se hace para efectos del taller de socialización del estudio que se llevará a cabo el miércoles 11 de noviembre de 2020 de 2:00 p.m. a 5.30 p.m., por medio de la plataforma Microsoft Teams y por streaming, tal como fue informado mediante Circular CREG 099 de 2020.

Los resultados y recomendaciones contenidas en los informes son autoría y responsabilidad del consultor, y no corresponden a una propuesta de la CREG.

Cordialmente,

JORGE ALBERTO VALENCIA MARIN

ANEXO.

INFORME 2 - ANÁLISIS DEL MODELO ACTUAL Y AJUSTES PROPUESTOS

EVALUACIÓN DE LOS MODELOS DE CÁLCULO DE ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS HIDRÁULICAS, EÓLICAS Y SOLARES

Preparado para:

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

Este mensaje no es parte del informe y es de autoría CREG:

Los resultados y recomendaciones contenidas en este informe son autoría y responsabilidad del consultor, y no corresponden a una posición, propuesta o decisión de la CREG. Así mismo los cálculos presentados son ejercicios ilustrativos del consultor y no deben entenderse como una estimación o propuesta de cambios en la ENFICC por parte de la Comisión

Índice de Contenido

Resumen Ejecutivo	5
1.	Análisis Conceptual de la ENFICC	6
1.1.	Bases Conceptuales del Cargo por Confiabilidad	6
1.2.	Concepto de ENFICC en Colombia	8
1.3.	Concepto de ENFICC incremental	9
Recomendaciones del Consultor	12
1.4.	Concepto de Energía Disponible Adicional -EDA	12
Recomendaciones del Consultor	13
1.5.	Modelo Hidenficc	13
Modelo de 1 iteración	14
Modelo de 2 iteraciones	14
Modelo EDICO	17
Recomendaciones del Consultor:	18
1.6.	Análisis verano 2016	18
Recomendaciones del Consultor	19
1.7.	Niveles ENFICC probabilísticos -NEP	20
Recomendaciones del Consultor	22
1.8.	Duración de las etapas en el modelo matemático ENFICC	23
Recomendaciones del Consultor	23
1.9.	Análisis de los parámetros de entrada al modelo HIDENFICC	24
Pérdidas de agua	24
Factores de conversión	24
Caudales ambientales	26
Sedimentación de Embales	27
2.	Formulación matemática del modelo HIDENFICC.	32
Definición de índices y conjuntos:	32
Definición de parámetros de entrada	32
Definición de variables de decisión reales positivas	34
Definición de variables de decisión binarias	34
Función objetivo	36
Restricciones:	36
2.1	Tabla resumen de la formulación	41
3.	Análisis y solución de infactibilidades en el modelo Hidenficc.	43
3.1.	Análisis de infactibilidades en la cadena Paraíso	43
3.2.	Solución de infactibilidades en la cadena Paraíso	49
3.3.	Análisis de soluciones múltiples en el modelo Hidenficc	52
3.4.	Modificación en el cálculo del volumen inicial del primer año histórico de embalses concurvas guías mínima y máxima	57
4.	Caudal ambiental y otros parámetros que pueden afectar el cálculo de la ENFICC en plantashidráulicas.	58
4.1.	Factor de conversión variable:	58
4.2.	Caudal ambiental	60
4.3.	Turbinamientos mínimos y máximos variables	60
4.4.	Factor de pérdida del volumen útil de los embalses:	60
4.5.	Cálculo de ENFICC estacional:	61
4.6.	Factor de seguridad en los embalses:	61
4.7.	Desbalances Hídricos:	62
Referencias	62
ANEXO 1	FORMULACIÓN MATEMÁTICA CON CAMBIOS PROPUESTOS	63

INFORME 2 - ANÁLISIS DEL MODELO ACTUAL Y AJUSTES PROPUESTOS

Resumen Ejecutivo

En el marco del desarrollo del proyecto de consultoría “Evaluación de los modelos de cálculo de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de plantas hidráulicas, Eólicas y Solares”, el equipo consultor conformado por la Unión Temporal DiAvante – Energya, se permite entregar este documento “Análisis del modelo actual y ajustes propuestos” a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), como documento guía o base para el taller a realizar con los agentes del sector de acuerdo con los Términos de Referencia de este estudio.

Este informe, en su primer capítulo, está conformado por una descripción del concepto y objetivos detrás de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad – ENFICC en Colombia. En el mismo sentido, la revisión del concepto de ENFICC Incremental, Niveles ENFICC Probabilísticos – NEP y, Energía Disponible Adicional – EDA. También, una revisión de la ENFICC en el marco del verano del 2016. Finalmente una revisión relacionada con la duración de las etapas del modelo matemático ENFICC y, el análisis a los parámetros de entrada del modelo ENFICC como los son: i) pérdidas de agua, ii) factores de conversión, iii) caudales ambientales y, iv) sedimentos.

El segundo capítulo presenta una revisión y descripción detallada sobre la formulación matemática vigente detrás del modelo Hidenficc, a manera de diccionario si se quiere, glosario.

En el tercer capítulo de este informe se identifican las infactibilidades presentes en el modelo y se describen las causas más probables de las soluciones múltiples, así mismo, se proponen una serie de recomendaciones o ajustes al modelo para dar solución a estos problemas identificados.

Adicionalmente, en el capítulo 4 se analiza la necesidad o no de incluir nuevas variables al modelo, variables como factor de sedimentación, caudal ambiental, factor de conversión variable, entre otros.

Finalmente, en el Anexo 1 se presenta una tabla resumen de la formulación matemática propuesta para resolver los problemas identificados en el modelo y; en el Anexo 2 los resultados de las simulaciones conjuntas con el Centro Nacional de Despacho.

1. Análisis Conceptual de la ENFICC

En este capítulo se presenta un análisis conceptual de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad - ENFICC y todos los conceptos relacionados. Este análisis recoge no solo la experiencia del equipo consultor en Colombia desde la publicación de la Resolución CREG 071 de 2006, si no también, experiencias de mercados internacionales que tienen definidos conceptos similares al colombiano. Al final de cada sección se realizará una propuesta del equipo consultor, que consiste en recomendaciones enfocadas hacia profundizar o solucionar cada problemática encontrada. Dado que el alcance definido para la presente consultoría no pretende modificar la definición actual de energía firme, sino más bien, solucionar algunos problemas detectados en la herramienta usada para su cálculo e implementar nuevas funcionalidades al modelo, algunos de los problemas o situaciones planteadas en el presente documento no serán desarrolladas completamente, solo servirán de referencia para futuros estudios sobre el tema.

1.1. Bases Conceptuales del Cargo por Confiabilidad

Desde mediados del siglo XX, Boiteux mostró que los ingresos por la venta de energía eléctrica a costo marginal son complementados con ingresos por la firmeza para poder cubrir finalmente los costos totales de la inversión y la operación de la producción. De esta manera, se cumplen los dos propósitos de minimización del costo total en el sistema y suficiencia en la recuperación de dichos costos.

Bajo este principio, en un mercado en competencia, el parque productivo se expande a partir de las decisiones de los agentes del mercado bajo su propia responsabilidad y riesgo y sin el esfuerzo de una planificación central por el estado. Es interesante notar que bajo esta situación se logra un equilibrio financiero tanto a nivel del sistema como como un todo, como para cada agente individual, aunque la composición de ingresos - marginales y firmes - es distinta para cada tecnología.

Con este concepto, los ingresos basados en costos marginales remuneran entonces a los agentes en un horizonte de corto plazo (más asociado a la operación), y los ingresos basados en la firmeza los remunera en un horizonte de largo plazo (más asociado a la expansión).

En mercados oligopólicos (como muchos de los mercados de electricidad), normalmente los inversionistas no toman sus decisiones basados exclusivamente en el mercado spot, sino que buscan tener ingresos más estables, ya sea vía contratos de largo plazo, remuneración por firmeza o una combinación de ambos. Mientras los primeros pueden darse en un entorno de mayor competencia, los de firmeza suelen provenir de mecanismos más regulados.

De otra manera, mientras el precio de largo plazo está más asociado a lo que se conoce como CONE (cost of new entrant), el cual a su vez debiera definir el costo marginal de largo plazo, el precio de corto plazo está asociado al costo marginal del sistema, es decir, el costo de producir una unidad adicional en el mercado de oportunidad ó mercado spot. Ver la siguiente gráfica.

Figura 1. Comportamiento precios en mercados competitivos

De otro lado, y en relación con las FNCER, la incorporación de altos porcentajes de este tipo de energía intermitente ha impulsado el denominado efecto de “missing money": los actores térmicos no alcanzan a recuperar todos sus costos, producto de que tienden a operar en condiciones cada vez más variables, con bajo factor de planta, y muchos ciclos de arranque-parada; por lo anterior, los mercados de firmeza son cada vez más populares, adoptándose en varios mercados que inicialmente no los tenían.

Existen diversos mecanismos para establecer una remuneración por firmeza, los que se pueden clasificar en:

- Mercados con tarifa en dos partes (modelo clásico de Boiteux): a costo marginal y firmeza. La firmeza (energía o potencia) definido en forma regulada, tanto en precio como en cantidad, como son los casos de Chile, Perú, Bolivia, El Salvador y España.

- Mercados que inicialmente tenían cargo por capacidad regulado, pero migraron a esquemas de subasta para la determinación del precio y la cantidad requerida, como Irlanda e Italia. En estos mercados el concepto de Energía Firme o Potencia Firme es sistémico y se usa para determinar la cantidad máxima de producto que se remunera, despejando cantidades y precios a través de subastas competitivas o mediante opciones de capacidad.

- Mercados de subastas de reserva estratégica o reserva planificada, como PJM, Suecia, originalmente el Reino Unido que hoy tienen un esquema similar a Bélgica. Un cierto volumen de capacidad se mantiene en reserva fuera del mercado de sólo energía, siendo diferente de las reservas operativas. La capacidad de reserva sólo se usa si se cumplen condiciones específicas, por ejemplo, una escasez de suministro en el mercado mayorista o un precio por encima de un determinado precio de escasez.

- Mercados que incorporaron la firmeza a un esquema que inicialmente incluía sólo energía, como Portugal, Suecia, Francia y algunos mercados de USA, como una herramienta para hacer frente a la problemática de incorporación de energía renovable intermitente y resolver el denominado problema de “missing money". En el caso de Francia, se usa un mercado de capacidad descentralizado en donde las obligaciones recaen en los comercializadores.

- Mercados que utilizan sólo precio por Energía y buscan la confiabilidad vía el pago de desequilibrios de precio, como California, parte de Australia, Noruega, Dinamarca, Alemania, ERCOT (Texas).

En este escenario, y para el caso de Colombia, a partir del 2006 la CREG migró de un esquema de remuneración de la firmeza por capacidad a uno por energía, para complementar la remuneración a costo marginal, lo que se denomina Cargo por Confiabilidad.

El mecanismo para dicha remuneración de la firmeza por energía es un esquema de subastas competitivas para los nuevos entrantes y una asignación administrada para los incumbentes. En este esquema el producto a entregar es una energía que el agente debe garantizar aún en la condición de bajo recurso primario, históricamente originada en Colombia por las bajas hidrologías y activada por un precio de escasez regulado.

1.2. Concepto de ENFICC en Colombia

El concepto de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) fue definido en la Resolución CREG 071 de 2006 como:

“Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año.”

De esta definición se concluye lo siguiente:

- La ENFICC está definida para condiciones de baja hidrología que en Colombia se presentan entre los meses de diciembre y abril. Para todas las plantas del SIN, la ENFICC se queda definida en los meses de enero, febrero o marzo.

- La ENFICC es un concepto general para los generadores de todas las tecnologías. Es decir, aplica el mismo concepto para plantas hidráulicas, térmicas, solares y eólicas. Aunque en la definición se use la frase “en condiciones de baja hidrología”, se ha entendido siempre que el cálculo se realiza de forma individual para cada planta y que su ENFICC queda definida en los periodos en que se presentan las condiciones críticas de cada recurso.

- El periodo definido para la entrega de la ENFICC es de un año de forma continua.

- La definición de ENFICC se basa en el concepto conocido en programación matemática como max-min optimization problem.

Uno de los objetivos de calcular esta energía firme y en general del cargo por confiabilidad, es asegurar la atención de la demanda en situaciones de baja hidrología y es precisamente lo que se ha pretendido lograr desde el año 2006 en el Sistema Interconectado Nacional -SIN. Con este criterio se obtienen las señales de expansión para cubrir la atención de la demanda proyectada del SIN. Estos balances deben realizarse con la suficiente anticipación para que los nuevos proyectos puedan ser construidos. En general este tiempo es de 3 a 4 años, aunque excepcionalmente se han realizado subastas GPPS que corresponden a proyectos con años de construcción mucho más largos. Cabe resaltar que actualmente existen tecnologías de generación como la solar y eólica que tienen tiempos de construcción más cortos, pero que hoy en día, no ofrecen una alta firmeza en su generación por la variabilidad natural en las variables de sol y el viento.

Otro concepto definido en la Resolución CREG 071 de 2006 son las obligaciones de energía firme:

Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.

Es preciso entender que la ENFICC es una energía asociada a los parámetros técnicos de cada planta y la OEF se refiere a una energía comprometida en el mercado de energía de confiabilidad o energía firme, y que es la energía que debe entregar cada generador al mercado en condiciones de Escasez. Esta condición se determina cuando el Precio de Bolsa supera el Precio de Escasez de Activación, que es un valor calculado mensualmente por el CND. Esta condición crítica no es exclusiva de los meses de verano. Por ejemplo, desde finales del mes de septiembre de 2015 hasta principios de abril de 2016, se presentó condición de escasez. Se supone entonces que de acuerdo con la metodología de cálculo de la ENFICC esto no debería ser problema, ya que la ENFICC se calcula para ser entregada durante un año de forma consecutiva. El posible inconveniente se presenta para las plantas que hacen uso del concepto de Energía incremental para sus OEF, ya que el valor de esta energía no tiene un 100% de certeza de poder ser entregado al sistema. El concepto de energía incremental se trata en la siguiente sección.

1.3. Concepto de ENFICC incremental

En la Resolución CREG 071 de 2006, se definió la ENFICC incremental que permitió a los generadores comprometer un máximo de OEF mayor que la ENFICC Base con un respaldo de garantía financiera. El límite de este excedente de energía fue definido en la reglamentación como ENFICC X% PSS. Este valor corresponde al percentil de una distribución de probabilidad empírica de las ENFICC históricas de las plantas hidráulicas que actualmente corresponde al percentil P2 (98% PSS), para plantas existentes al 2018. Para medir el impacto de simplificar la distribución de ENFICC históricas a una distribución empírica, se realizó un ejercicio con la herramienta Crystal Ball para encontrar una distribución con mejor ajuste.

AÑO	ENFICC GUATAPE[kWh-d]	AÑO	ENFICC GUATAPE[kWh-d]	AÑO	ENFICC GUATAPE[kWh-d]
1	10,960,777	21	8,604,510	41	6,356,586
2	10,960,777	22	8,555,927	42	6,301,126
3	10,960,777	23	8,483,677	43	6,298,666
4	10,960,777	24	8,273,148	44	6,214,637
5	10,960,777	25	8,126,579	45	6,175,024
6	10,960,777	26	8,086,227	46	6,013,169
7	10,960,777	27	7,880,141	47	5,961,026
8	10,960,777	28	7,868,000	48	5,733,171
9	10,960,777	29	7,811,498	49	5,529,531
10	10,960,777	30	7,788,890	50	5,257,049
11	10,818,202	31	7,628,449	51	5,247,017
12	10,789,582	32	7,475,312	52	5,156,371
13	10,389,075	33	7,405,246	53	5,052,338
14	10,158,041	34	6,876,757	54	5,024,317
15	9,827,240	35	6,764,034	55	4,981,863
16	9,549,532	36	6,675,239	56	4,954,770
17	9,188,749	37	6,621,102	57	4,681,417
18	9,036,860	38	6,523,303	58	4,652,983
19	8,951,112	39	6,504,094	59	4,226,965
20	8,646,413	40	6,465,180	60	4,088,701
		61	3,998,802

Figura 2. ENFICC histórica de Guatapé. Fuente: Elaboración Propia

En la Figura 2 se muestra la tabla de ENFICC históricas de Guatapé, obtenidas del modelo Hidenficc. Al revisar los datos se pueden apreciar una gran cantidad de años en los que la ENFICC es muy alta, incluso la máxima.

Figura 3. Distribución Lognormal de la ENFICC histórica de Guatapé. Fuente: Elaboración Propia

En la Figura 3 se muestra el ajuste a una distribución LogNormal de las ENFICC históricas de Guatapé. Con esta distribución se realiza una simulación de Monte Carlo.

Figura 4. Simulación de Monte Carlo de la ENFICC histórica de Guatapé. Fuente: Elaboración propia

En la Figura 4,se muestra el resultado de una simulación de Monte Carlo, realizada en la herramienta Crystal Ball para la energía firme de la central Guatapé, suponiendo la distribución LogNormal de la Figura 3 Se realizó una simulación de 10000 realizaciones (Trials) y se obtuvo la distribución acumulada de la Figura 4 que muestra que para un valor de 4.088.701 kWh que entrega el modelo actual del Hidenficc como 98% PSS ^[1], en la simulación alcanza un grado de certeza del 100%. Esto significa que la distribución utilizada actualmente para Guatapé es conservadora y protege al sistema de eventos extremos que es el objetivo de la ENFICC. Como ejemplo se muestra la Figura 5.

Figura 5. Simulación de Monte Carlo de la ENFICC histórica de Guatapé. Fuente: Elaboración propia

Se aprecia que el valor del 98%PSS entrega una energía de 4.946.506 kWh-d. Buscando el valor más cercano en la Figura 2, obtenemos que la energía incremental se presenta en el año 56 con una energía de 4.954.770 kWh-d, aproximadamente un 20% más de energía incremental comparada con el valor actual.

Recomendaciones del Consultor

- Dado que la metodología actual de usar una distribución empírica para el cálculo de la ENFICC incremental es conservadora se recomienda mantener el procedimiento de cálculo actual.

- En trabajos futuros realizar un análisis completo de las distribuciones de ENFICC de todas las plantas del sistema y analizar la conveniencia de modificar el procedimiento actual para el cálculo de la ENFICC incremental.

1.4. Concepto de Energía Disponible Adicional -EDA

Otro concepto importante introducido en la Resolución CREG 071 de 2006 fue el de energía disponible adicional de plantas hidráulicas -EDA, que fue definido de la siguiente manera:

“Energía Disponible Adicional de Plantas Hidráulicas: Es la cantidad de energía eléctrica, adicional a la ENFICC, que es capaz de entregar una planta de generación hidráulica en los meses del período que definió la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad”

Este valor es declarado por los agentes y validado por el Centro Nacional de Despacho -CND. Esta energía es utilizada por los agentes generadores para respaldar contratos en el mercado secundario de energía firme, uno de los anillos de seguridad del cargo por confiabilidad. Revisando la metodología de cálculo de la EDA, la definición del periodo de la ENFICC, es encontrado como el año histórico que entrega la energía más cercana a la ENFICC declarada por el agente. Por ejemplo, si un agente declara una ENFICC igual a su 98%PSS, asociado al año histórico 1997-1998, la EDA se calcula como la energía mensual por encima de la ENFICC declarada de cada mes del año 1997-1998. La energía mensual de este año se obtiene de la herramienta HIDENFICC, usada para el cálculo de la ENFICC y que se mencionará más adelante. Con respecto al cálculo de la EDA se tienen las siguientes observaciones:

- De acuerdo con las instrucciones del modelo Hidenficc del Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por el artículo 15 de la Res.CREG 079/2006, el modelo solo entrega EDA mayores que cero en un mes, si el nivel del embalse se encuentra en el volumen máximo^[2], de lo contrario la EDA es igual a cero. Esta condición no está explícita en la definición de EDA, luego es probable que algunas plantas hidráulicas puedan tener una EDA mayor a la entregada por el modelo.

Recomendaciones del Consultor

Revisar la formulación matemática del modelo Hidenficc para medir el impacto de restringir la EDA a los meses en los cuales en nivel del embalse es el volumen máximo. Nuestro entendimiento es que esta condición no debe limitar la EDA y que una forma de calcular esta energía es mediante un proceso de optimización posterior. Una propuesta preliminar es hacer un proceso de dos iteraciones: el primero igual al actual para calcular la ENFICC base. Luego un segundo modelo que se ejecuta solo para el año crítico, que puede ser el año que marca la ENFICC base o el año que marca la ENFICC incremental. Esta propuesta no será desarrollada durante este proyecto y queda planteada como base para un trabajo futuro.

1.5. Modelo Hidenficc

El modelo Hidenficc es una macro de Excel que construye un problema de optimización lineal correspondiente a la definición de ENFICC. La formulación básica corresponde a la del max-min optimization problema:

Donde:

E₁, E₂, E₃ … E₁₂ es la energía producida por la planta en cada mes. La energía se calcula como el factor de conversión (MW/m3/s) multiplicado por el turbinamiento (m3/s)

Expresando la Ecuación (1) en términos de un problema de programación lineal tenemos:

Donde:

E es la ENFICC de la planta de generación hidráulica

FC Es el factor de conversión de la planta de generación hidráulica

 Es el turbinamiento de la planta de generación hidráulica para cada mes del periodo ENFICC

La formulación completa del modelo matemático fue publicada en el Anexo 9 de la Resolución CREG 071 de 2006. Este modelo será analizado de forma completa en el Capítulo 2 del presente informe. En dicha Resolución se definen aspectos importantes como:

- Cada año ENFICC inicia en mayo y termina en abril

- La ENFICC se calcula para cada año histórico que tenga series de aportes hídricos oficiales.

- El volumen inicial de todos los embalses se asume en el 50% para el primer año histórico. De ahí en adelante, el volumen final de cada año es el volumen inicial del año siguiente.

- La duración de las etapas es mensual. Esto quiere decir que las variables del problema de optimización son mensuales, incluyendo la variable de ENFICC.

- La formulación del problema matemático contiene variables continuas y variables binarias. Estas últimas fueron incluidas en el modelo para relajar y controlar algunas restricciones que podían generar problemas de factibilidad del modelo, principalmente con el manejo de las curvas guías de los embalses. Otras variables binarias fueron incluidas para mejorar el modelo de los vertimientos y relajaciones en el turbinamiento mínimo de algunas plantas de generación.

- El modelo maneja internamente la variable ENFICC de forma horaria [MWh]. Esto fue necesario para evitar que la ENFICC mínima se diera en los meses de febrero que es el mes con menor número de días del año. Posteriormente la macro escribe los resultados en kWh- d multiplicando por 24 y 1000.

- El modelo de optimización planteado es determinístico. Esto implica que la optimización conoce previamente los caudales de todo el año para realizar la optimización de todos los meses. Esto genera un comportamiento anticipativo del modelo de optimización que es muy optimista frente a la realidad operativa de los embalses, en donde se tiene que lidiar con la incertidumbre de los aportes. Por ejemplo, al revisar el nivel del embalse en el año crítico ENFICC, se encuentra que la mayoría de los embalses llegan a un valor de cero. Lo que quiere decir que se gastan toda el agua disponible para maximizar su ENFICC. Esta condición es difícil encontrarla en la realidad, ya que por lo general los embalses no alcanzan sus niveles mínimos.

La versión más reciente de la macro Hidenficc fue publicada por la CREG en la Circular 097 de 2018. Esta versión incluye las siguientes opciones de ejecución:

- Modelo de 1 iteración

- Modelo de 2 iteraciones

- Modelo EDICO

Modelo de 1 iteración

La primera opción encuentra la ENFICC base y la ENFICC 98%PSS de todas las plantas hidráulicas del SIN. Para esto se deben actualizar los parámetros de cada planta definidos en el Anexo 4 de la Resolución CREG 071 de 2006.

Modelo de 2 iteraciones

La segunda opción de modelo de 2 iteraciones fue definida en la Resolución CREG 085 de 2007 y es utilizada para calcular la ENFICC 98%PSS de los modelos de cadena (Guatron y Pagua). El algoritmo de 2 iteraciones fue introducido debido a problemas detectados en la metodología de la ENFICC. En resumen, el problema consiste en que la forma de acoplar los años históricos del modelo es a través del volumen final del año anterior. Se detectaron algunos años en que para un valor de ENFICC óptimo, se encontraban muchos valores posibles del volumen final (que se convierte en el volumen inicial del siguiente año), esto hacía que, dependiendo de factores aleatorios, el optimizador entregaba como solución uno de estos posibles o múltiples valores de volumen final, que al ejecutar la ENFICC del siguiente año, podía afectar su valor. Este problema es común cuando se tienen años con hidrologías altas en el mes de abril. Para mayor claridad del problema, se presenta el siguiente ejemplo programado en Excel:

CAPACIDAD	VOLUMEN MAX	VOLUMEN INI	FC [MW/Hm3]
100	100	100	1

Tabla 1. Parámetros del generador. Fuente: Elaboración Propia

PERIODO	MES	APORTES [Hm3]
1 mayo		100
2 junio		80
3 julio		80
4 agosto		100
5 septiembre		100
6 octubre		100
7 noviembre		100
8 diciembre		50
9 enero		50
10 febrero		50
11 marzo		50
12 abril		80

Tabla 2. Aportes Hídricos del generador. Fuente: Elaboración Propia

Figura 6. Resultados de simulación de ENFICC para un generador ficticio. Fuente: Elaboración Propia

En la Tabla 1 se muestran los parámetros del generador. Para facilidad en la comprensión de los resultados el factor de conversión del generador se supone en 1 MW/Hm3. Esto implica que los Turbinamientos en Hm3, equivalen a MWh. Lo mismo sucede con los datos de los aportes de la Tabla 2, que se consideraron en Hm3. En la Figura 6, se muestran los resultados del ejemplo para el generador ficticio. Las barras de turbinamiento equivalen entonces a energía. Se observa que el máximo de los mínimos en este caso es 75 MWh-m. El generador es capaz de generar esta energía durante todos los meses del año. El objetivo del ejemplo es revisar el volumen final. En este caso el volumen final es de 5 Hm3. Existen para este caso infinitas soluciones para la variable de volumen final que entrega el mismo resultado de 75 MWh-m en la ENFICC. Cualquier valor entre 0 y 5 es una solución con el mismo valor de ENFICC. El problema que tiene la metodología actual es que, como el volumen final del periodo de optimización se convierte en el volumen inicial del siguiente periodo, entonces esto puede afectar la ENFICC del siguiente periodo.

Por esta razón fue necesaria la definición de un modelo de dos iteraciones, para asegurar que el volumen final del embalse fuera lo más alto posible. En esta iteración se cambia la función objetivo a maximizar el volumen final, conservando el mismo valor de ENFICC encontrado en la primera iteración.

A pesar de la modificación realizada, el modelo actualmente sigue presentando problemas de soluciones múltiples, inestabilidades e infactibilidades, que ha sido reportados por los agentes y que han sido objeto de revisión y discusión en años anteriores sin llegar a una solución definitiva. En el Anexo 1, se presenta el reporte detallado de estas comunicaciones. A continuación, se presenta un resumen de los problemas reportados cuya solución representa el principal objetivo del presente estudio:

- Infactibilidades: El cálculo de la energía firme de algunas plantas en cadena ha generado infactibilidades del problema matemático. Esto sucede porque con los datos ingresados se genera ecuaciones matemáticamente contradictorias que no generan una solución. Un ejemplo de dos ecuaciones contradictorias que generan una infactibilidad es:

Es claro que para este caso no existe un valor de que satisfaga las dos ecuaciones. Durante el cálculo de la ENFICC si se presenta para un año histórico esta condición de infactibilidad, el programa no entrega solución para ese año en específico, pero sigue ejecutando para los demás años. Esto genera que al final de la ejecución, el Hidenficc muestre como resultado un valor de ENFICC que no es real. Adicional a esto, la reglamentación actual de ENFICC no tiene contemplada esta condición. Lo que significa que un agente tendría que declarar el valor de ENFICC calculado así presente problemas de infactibilidades.

- Inestabilidades: Algunos agentes y el operador XM, han manifestado resultados inesperados en la ENFICC ante el cambio de algunos parámetros de entrada. Por ejemplo, si se aumenta la eficiencia de una planta se espera que aumente su ENFICC. XM ha encontrado casos en los que un aumento de eficiencia disminuye el valor de la ENFICC. A este tipo de comportamientos se le dará el nombre de inestabilidad.

- Soluciones múltiples: El problema de las soluciones múltiples, que es inherente al uso de la programación entera mixta, fue reportado desde el 2006 y mejorado con la implementación del modelo de las 2 fases descrito anteriormente. En el año 2018, se presentó nuevamente un problema con el cálculo de las cadenas del sistema: el valor calculado por el agente fue diferente al calculado por el CND. Después de muchos análisis entre el CND y la CREG, no se encontró una forma definitiva de arreglar el problema. La solución en su momento fue publicar las características del Computador usado por el CND para el cálculo y que los agentes usaran un computador con las mismas características. Uno de los objetivos principales de este trabajo será solucionar los problemas originados por las soluciones múltiples.

Modelo EDICO

Finalmente, la macro Hidenficc tiene una opción para calcular la Energía Disponible de Corto Plazo

-EDICO. Este concepto fue definido en el Anexo 1 de la Resolución CREG 026 de 2014 (Estatuto para situaciones de riesgo de desabastecimiento). La idea conceptual de este cálculo es encontrar la energía máxima diaria que una planta hidráulica puede entregar por los siguientes 12 meses, teniendo en cuenta:

- Los parámetros actuales de la planta

- Las hidrologías históricas

- El nivel actual del embalse

Esta opción es usada por el CND para calcular el indicador ED, que define si el sistema está en una condición de riesgo de desabastecimiento.

La metodología de la EDICO es muy similar a la de la ENFICC, básicamente consiste en calcular una ENFICC actualizada a las condiciones actuales de cada planta hidráulica.

Cabe anotar que la Resolución CREG 125 de 2020 derogó el cálculo de la ED. Así que la EDICO no está siendo usada actualmente por el CND para determinar inicio de condición de riesgo de desabastecimiento de energía. Además, el proyecto de Resolución CREG 121 de 2020, propone una forma diferente de validar el inicio de la situación de riesgo de desabastecimiento que no incluye la EDICO.

Recomendaciones del Consultor:

- El cálculo de la ENFICC actualmente considera que los embalses pueden llegar a su mínimo (volumen útil igual a cero), esta condición es demasiado optimista ya que en la realidad los embalses cuidan de no llegar a su mínimo, exceptuando los embalses con curvas guías mínimas que pueden operar sin ningún problema a estos niveles. Se recomienda incorporar dentro del cálculo de la ENFICC factores de seguridad a los embalses que podrían ser calculados basados en los registros históricos de los embalses o un parámetro declarado por los agentes.

- El modelo de EDICO ya no tendría aplicación en la reglamentación actual. Se recomienda eliminarlo de la macro Hidenficc y retomar su filosofía de cálculo para abordar otras problemáticas que se irán desarrollando en este informe.

- Se recomienda realizar las modificaciones necesarias a la formulación matemática del modelo actual para evitar las inestabilidades reportadas por el modelo.

- Se recomienda realizar modificaciones al modelo Hidenficc con el fin de estabilizar el cálculo de la energía firme al realizar modificaciones en los parámetros de entrada.

- Se recomienda realizar modificaciones al modelo Hidenficc que permitan minimizar la presencia de soluciones múltiples que afecten el cálculo de la ENFICC.

1.6. Análisis verano 2016

En este capítulo se hace un resumen de algunos aspectos importantes que sucedieron en el verano del año 2016, en donde el sistema colombiano atravesó por uno de los veranos más intensos registrados y un siniestro que dejó indisponible a una de las principales plantas del SIN, lo que llevó al sistema a una condición crítica de confiabilidad energética. Afortunadamente el verano fue más corto de lo esperado y desde principios del mes de abril los aportes hídricos subieron y los embalses se recuperaron rápidamente.

Después de superada la situación se publicó el Documento CREG 115 de 2016 y posteriormente el Documento CREG 050 de 2018 en donde se realizó un análisis del cumplimiento de la ENFICC de las plantas hidráulicas y en general sobre la ENFICC incremental, que es la diferencia entre la ENFICC declarada por el agente (normalmente 98%PSS) y la ENFICC base (100%PSS). Dentro de las conclusiones de los documentos se encontró que a 6 plantas hidráulicas se les ejecutó la garantía por incumplimiento de sus Niveles ENFICC Probabilísticos -NEP, lo que se consideró como un incumplimiento de ENFICC incremental y una alta exposición de riesgo de atención de la demanda

del SIN. Debido a estos hechos la CREG consideró necesario aumentar la certeza en el cumplimiento de la ENFICC incremental que derivó en el actual 98%PSS.

Finalmente, durante el verano del 2016 no se presentó racionamiento de demanda en el SIN por razones energéticas. Un resultado excepcional a pesar del incendio de Guatapé (560 MW), que dejó en riesgo la firmeza a las plantas Playas (207 MW) y San Carlos (1200 MW), aproximadamente el 20% de la energía firme del SIN. Cabe resaltar que la metodología para calcular la ENFICC del sistema no tiene en cuenta eventos como el sucedido en el 2016 en Guatapé.

Analizando la demanda objetivo anual con la que se realizó la subasta para el 2016, fue un 16% mayor que la real para ese año. La proyección fue de 77 TWh-a y la demanda real de ese año solo alcanzó los 66.3 TWh-a. Por otra parte, la ENFICC cubierta en la subasta por las plantas No Despachadas Centralmente -NDC alcanzó solo 13.26 GWh-a, que representan 36 MWh-d. Revisando la generación real diaria de estas plantas, alcanzaron un promedio de 5.4 GWh-d durante los meses de enero a marzo de 2016, 150 veces más alta de lo considerado. Adicional a esto, la importación desde Ecuador llegó a un promedio de 1.8 GWh-d aportando a la atención de la demanda. En resumen, la confiabilidad del SIN estaba garantizada, incluso de una forma muy conservadora.

Haciendo un análisis más detallado a nivel diario para un día crítico del verano 2016, el balance ENFICC-Demanda es más apretado. Para el 17 de febrero de 2016 la demanda real fue de 197.060 MWh-d, mientras que en la subasta 2015-2016 se realizó con demanda objetivo de 210.000 MWh- d lo que representa solo un 6% adicional. Esto sugiere una revisión acerca de la conveniencia de realizar balances anuales de ENFICC ya que estos implican asegurar la atención de una energía diaria promedio para todos los días del año, pero que puede resultar baja ante la presencia de un verano fuerte, en donde la demanda diaria ha estado por encima del promedio. Una solución para mitigar este impacto puede ser realizar balances estacionales de demanda. Este tema será tratado en un capítulo posterior del presenta documento.

Otro factor que pudo ocasionar el incumplimiento de ENFICC de algunas plantas del SIN, fue la incertidumbre que en los meses de febrero y marzo del 2016 se tenía con respecto a la duración del fenómeno de El Niño. Algunos modelos y organismos del sector hablaban de un Niño largo, posiblemente hasta el mes de mayo. Incluso otros más extremos hasta el mes de junio. El nivel agregado al final de marzo era del 39%. No se contaba con la generación de Guatapé. San Carlos solo podía generar con sus aportes naturales. Una situación demasiado adversa que derivó en que los agentes fueran conservadores con el gasto de su agua. Era muy arriesgado que plantas como Guavio generaran al máximo hasta llevar sus embalses a cero. Como se mencionó anteriormente, el modelo del Hidenficc calcula una ENFICC llevando los embalses a su nivel mínimo. Situación que no refleja la situación operativa.

Recomendaciones del Consultor

- Revisar la metodología actual del Hidenficc de tal manera que esta se calcule considerando un factor de seguridad de los embalses, bien sea calculado con base en los registros históricos o un parámetro declarado por los agentes.

- Revisar la metodología para calcular los balances ENFICC vs Demanda anual del SIN. Una forma de mitigar el problema es realizar balances y cálculos de ENFICC estacionales. La propuesta de una ENFICC estacional será revisada en un capítulo posterior de este estudio.

- Para futuros estudios se recomienda revisar la consideración en la demanda objetivo de las subastas de las PNDC. Actualmente se restan de la demanda solo las plantas que tienen contratos, dejando por fuera del balance a una gran cantidad de generación.

- Para futuros estudios se recomienda incorporar criterios de confiabilidad n-1 dentro de la metodología para calcular el balance ENFICC vs Demanda, o como parte del cálculo de una ENFICC sistémica.

1.7. Niveles ENFICC probabilísticos -NEP

Este concepto fue introducido a la Reglamentación en la Resolución CREG 137 de 2009 y 036 de 2010. Justo en ese momento el SIN atravesaba por un momento energético crítico y se fueron publicadas una gran cantidad de resoluciones que pretendían intervenir los precios de oferta de los recursos hidráulicos y evitar al máximo que estos generaran en el despacho programado. En el Artículo 3 de la citada Resolución se presenta el siguiente gráfico:

Figura 7. Curva de intervención de embalses. Res CREG 137/09. Fuente: Tomado de [1]

En la Figura 7, se presenta la curva de intervención. Uno de los puntos de la recta es precisamente el Nivel Enficc Probabilístico -NEP. La metodología para calcular este parámetro se publicó en el Documento CREG 106A de 2009. La definición de NEP es la siguiente:

“Nivel ENFICC probabilístico: El NEP corresponde al nivel mínimo que necesita tener un embalse para que la planta asociada pueda generar su ENFICC base por un periodo de un año y para cada una de las series históricas de que se disponga. Por lo tanto si un embalse se encuentra por debajo de este nivel, significa que la planta asociada tiene una probabilidad mayor a cero de no poder generar su ENFICC base.”

En el documento se describe en detalle la metodología. Se debe tener en cuenta las siguientes consideraciones:

- Todas las plantas del sistema se ajustan al modelo embalse-planta, incluyendo las Cadenas. Para las Cadenas se trabaja con volúmenes equivalentes sumando los mínimos y máximos de cada embalse y los factores de conversión de las plantas asociadas.

- Como una forma de simplificar el cálculo, el modelo para el cálculo de los NEP no utiliza los caudales naturales sino que usa los resultados del modelo Hidenficc, despejando de la ecuación de balance hídrico el término de aportes:

- El modelo para calcular los NEP se plantea como el siguiente problema de optimización:

Para todo n =0,1,1....,11.

A pesar de que el problema del NEP se plantea como un problema de optimización lineal, en realidad es un algoritmo programado en VBA que no requiere de motor de optimización para su solución.

- El NEP es un dato mensual, pero en la Circular CREG 018 de 2010, se convirtió en un dato diario aplicando interpolación lineal:

- El modelo fue desarrollado por la CREG y publicado en la Circular CREG 018 de 2010. Consiste en una base de datos en Access que realiza el cálculo.

- Cada agente reportó el valor del NEP y fue verificado por el CND. El NEP es un dato mensual expresado en porcentaje del volumen útil y solo es posible cambiarlo bajo condiciones excepcionales.

Los NEP reportados actualmente por las plantas del SIN se muestran en la Tabla 3

EMBALSE	ENERO	FEBRERO	MARZO	ABRIL	MAYO	JUNIO	JULIO	AGOSTO	SEPTIEMBRE	OCTUBRE	NOVIEMBRE	DICIEMBRE
ALTOANCHICAYÁ	19%	25%	10%	0%	0%	5%	90%	74%	4%	0%	0%	0%
BETANIA (*)	25%	24%	16%	0%	0%	0%	0%	0%	8%	8%	0%	7%
CALIMA	2%	2%	1%	0%	0%	2%	5%	4%	2%	0%	0%	0%
ESMERALDA	59%	44%	30%	14%	0%	0%	0%	18%	58%	68%	69%	71%
PEÑOL	10%	7%	4%	1%	0%	2%	10%	10%	9%	8%	9%	11%
MIRAFLORES-TRONERAS	63%	45%	25%	10%	0%	0%	11%	13%	32%	61%	63%	70%
GUAVIO	28%	19%	11%	2%	0%	0%	0%	12%	33%	37%	35%	33%
SAN LORENZO	47%	32%	17%	9%	0%	3%	36%	32%	30%	39%	41%	51%
RIOGRANDE 2	31%	19%	11%	0%	0%	12%	38%	37%	29%	26%	22%	37%
MIEL 1	0%	2%	0%	0%	2%	17%	25%	18%	9%	0%	0%	0%
EMBALSES BOGOTÁ	43%	38%	34%	30%	28%	25%	30%	43%	46%	44%	43%	46%
PLAYAS	73%	48%	38%	0%	5%	24%	63%	30%	0%	1%	48%	73%
PORCE II	75%	58%	28%	0%	0%	0%	0%	12%	0%	22%	50%	75%
PRADO	0%	0%	1%	0%	0%	0%	3%	2%	0%	0%	0%	0%
SALVAJINA	37%	30%	38%	36%	39%	39%	36%	43%	39%	26%	17%	32%
PUNCHINA	70%	44%	30%	0%	0%	0%	63%	23%	0%	0%	0%	84%
URRA 1	87%	69%	48%	27%	22%	35%	42%	48%	58%	80%	94%	91%
PORCE 3	81%	83%	69%	36%	0%	0%	85%	85%	69%	77%	77%	90%
SOGAMOSO	56%	38%	21%	8%	0%	0%	2%	9%	5%	1%	36%	60%
EL QUIMBO	30%	21%	13%	7%	3%	5%	16%	38%	49%	49%	47%	40%

Tabla 3. NEP declarados y verificados por el CND. Fuente: Tomado de [2]

Se puede apreciar que los embalses de regulación diaria o semanal presentan NEP muy altos en verano. Y los embalses grandes niveles bajos de NEP en verano. También se pueden ver que los NEP en el mes de diciembre no son necesariamente altos para todos los embalses. Por ejemplo, Guavio tiene un 33%, Peñol un 11% y Bogotá el 46%. Esto indica que según la definición de NEP, si estos embalses están por debajo de estos valores se tiene riesgo de cumplir su ENFICC. Si hacemos el análisis contrario podemos asegurar que si el embalse Peñol inicia en diciembre en 11% puede cumplir su ENFICC. Este valor sin duda alguna es bastante bajo y no se ha presentado en la historia reciente (el Peñol llegó a su mínimo técnico en el verano de 1992). Para comprobar el resultado del NEP, se realizó el siguiente ejercicio. Se tomó el archivo.lp que arroja el modelo para el año ENFICC base de Guatapé, se modificó el límite máximo para la variable del embalse en el mes de noviembre (las variables del modelo ENFICC representan el valor al final del mes) con el valor máximo del NEP (11% equivalente a 192.67 Hm3). Se ejecutó el nuevo problema de optimización y se encontró el valor de ENFICC. Efectivamente el ejercicio dio como resultado que Guatapé es capaz de cumplir su ENFICC base iniciando con un nivel útil del 11% en diciembre. Aunque los resultados del NEP al parecer corresponden a su definición, no son un dato que le entregue confianza al sistema. Esta afirmación se basa en dos razones: la primera es que los embalses de baja regulación no requieren cumplir el NEP para cumplir su ENFICC, y segundo, el NEP de embalses importantes como Guatapé es muy bajo lo que genera dudas con el cumplimiento de la ENFICC en la operación real.

Una vez terminó el verano de año 2010, la aplicación de la intervención del Artículo 2 de la Resolución CREG 137 de 2009, fue derogada, así que los NEP no tienen implicaciones operativas, ni en la oferta actualmente, pero aún hacen parte de la activación de las garantías de la ENFICC incremental de las plantas hidráulicas cuando por 3 días consecutivos un embalse está por debajo de su NEP. Adicionalmente, los NEP son utilizados por el CND para el análisis energético indicativo de mediano y largo plazo.

Recomendaciones del Consultor

- Para futuros estudios se recomienda revisar la conveniencia de mantener el NEP como referencia para el cumplimiento de la ENFICC. Aunque el valor calculado responda a la definición, estos valores generan mucha controversia por valores muy bajos o altos, que presentan algunos embalses del SIN. Se sugiere, por ejemplo, tomar como referencia la metodología del cálculo de la EDICO para calcular cada año, el nivel NEP del año siguiente.

1.8. Duración de las etapas en el modelo matemático ENFICC

El modelo Hidenficc está basado en un problema de optimización lineal, el cual tiene las ecuaciones físicas de las plantas hidráulicas. La ecuación principal se denomina ecuación de balance hídrico que se puede expresar de forma general como una ecuación de continuidad:

Si discretizamos la Ecuación (4) en intervalos de tiempo , llegamos a la forma:

La Ecuación (5) será válida siempre y cuando el sistema real que se quiere modelar con la ecuación discretizada responda de manera adecuada en la duración del intervalo de tiempo. Es decir, que la duración del intervalo escogido debe ser lo suficientemente pequeña para representar las variables de la ecuación. En el caso de los embalses si queremos saber con la ecuación (5) el nivel del embalse en el instante considerando un estado inicial - 1 y que durante el tiempo  tuvo entradas de agua  y salidas de agua , el embalse debe ser lo suficientemente grande para que en el  establecido se puedan ver cambios reales en su estado. Por ejemplo, si se define 1 mes como el intervalo de tiempo, el embalse debe ser de regulación mayor a un mes. Esto significa que durante el mes el embalse no puede pasar del máximo al mínimo en varias ocasiones.

Según lo anterior vale la pena analizar las características de los embalses en Colombia. En primer lugar, en Colombia son pocos los embalses con regulación mensual. Por ejemplo, El Peñol, Chivor y Guavio, entre otros, son de esta categoría. Por otro lado, existen embalses más pequeños de regulación máxima de una semana, como por ejemplo Porce, Punchiná y Playas. Esto quiere decir que la ENFICC de estos embalses pequeños se está calculando con una ecuación de continuidad que no representa la realidad física en un intervalo de tiempo de 1 mes, ya que estos embalses pueden pasar de su máximo a su mínimo varias veces durante un mes. Si tenemos periodos de optimización de un año, con variables mensuales, poco importa si el estado inicial de un embalse pequeño es el mínimo o el máximo para el cálculo de su ENFICC. En otras palabras, embalses como Punchiná y Playas no podrán guardar agua para el verano con el fin de maximizar su ENFICC, como si sucede con los embalses Peñol, Chivor y Guavio. Si a esto le sumamos términos como el NEP que derivan de la misma metodología de ENFICC, sería incorrecto decir que por ejemplo según la Tabla 4 la planta Porce 3 no puede cumplir su ENFICC si al iniciar diciembre está por debajo del 90% de su volumen útil.

Recomendaciones del Consultor

Para futuros estudios se recomienda hacer una caracterización de los embalses del SIN de acuerdo con su capacidad de regulación. Para embalses con capacidad de regulación semanal, se recomienda usar variables semanales o diarias para el cálculo de la ENFICC. Otra alternativa sería cambiar a resolución diaria las variables de decisión y datos de entrada de todas las plantas del SIN.

1.9. Análisis de los parámetros de entrada al modelo HIDENFICC

Los parámetros de entrada al modelo Hidenficc están definidos en el Anexo 4 de la Resolución CREG 071 de 2006. Estos parámetros son declarados por los agentes y se convierten en los coeficientes para el modelo de optimización. En general, con los parámetros existentes se puede modelar las características de las topologías hidráulicas del SIN, sin embargo, se listan algunas observaciones sobre los parámetros definidos:

Pérdidas de agua

Actualmente el modelo permite el ingreso pérdidas de agua de los embalses a través de la hoja ActoRiego(m3s) y en el campo Filtración (m3/s) de la hoja Datos. El primero permite valores variables en el tiempo mientras que el segundo es un valor fijo para todo el horizonte. El modelo actualmente no incluye el ingreso de pérdidas por desbalance hídrico que es un tema que se ha venido discutiendo en los últimos años y que se ha demostrado tener un impacto alto en la energía del SIN. Según estimaciones realizadas por el CNO y el CND, estas pérdidas son del orden de 14 GWh-d. El equivalente a una planta de 580 MW de capacidad.

Recomendaciones del Consultor:

- Adecuar el modelo Hidenficc con la inclusión de una nueva hoja que permita el ingreso de un nuevo dato de entrada con las pérdidas estimadas por desbalance hídrico de cada embalse.

Factores de conversión

Actualmente el modelo permite solo el ingreso del factor de conversión promedio de las plantas hidráulicas.

La eficiencia de las turbinas hidráulicas es función de la cabeza hidráulica bruta, de las pérdidas hidráulicas en la conducción y del caudal, entre otros factores.

Para las turbinas tipo Francis es mayor la sensibilidad a la variación del nivel del embalse, dado que su cabeza hidráulica es, en general, menor que en las turbinas tipo Pelton.

Un factor de conversión FC fijo, por tanto, no modela la variabilidad del FC:

- A la variación del nivel del embalse

- A la potencia a generar, que requiere distintos valores de caudal y ocasiona variación en las pérdidas hidráulicas del sistema de conducción desde la captación hasta las turbinas.

En épocas de déficit hídrico, los embalses tienden a estar en niveles bajos, y por lo tanto el factor de conversión tiende a disminuir.

El acuerdo CNO 694/2014, establece los procedimientos y protocolos para la medición de la curva del factor de conversión de las plantas hidráulicas, considerando una curva con 4 percentiles P25, P50, P75 y P90 y 3 variantes para su medición. Esta curva se usa para propósitos indicativos y planeamiento. En la siguiente gráfica se enseña las bandas de tolerancia de la variante 3, para el proceso de medición del factor de conversión.

Figura 8. Niveles de Embalse Útil. Fuente: Tomado de [3]

Para establecer la curva del FC se considera la historia de los últimos 6 años hasta diciembre del año anterior a su medición. La curva del FC tiene una vigencia de 6 años. Una vez establecida la curva del FC, ésta se aplica para 5 niveles de Embalse útil: 0%, 25%, 50%, 75%, 100%.

En el siguiente cuadro se muestra el comparativo entre el factor de conversión declarado para la subasta del cargo por confiabilidad del 29 de febrero de 2019 y el factor de conversión (mediana) usado para propósitos indicativos.

Tabla 4. Comparativos FC. Fuente: Elaboración propia

Máxima variación de la ENFICC agregada

Se puede establecer la máxima variación de la ENFICC agregada del sistema en función de la máxima variación del factor de conversión FC, según las curvas de FC usadas para el planeamiento.

Para ajustar esta estimación al FC reportado para la subasta de febrero de 2019, se procedió a hacer una prorrata de la curva del FC a dicho FC reportado.

La curva resultante es la siguiente:

Figura 9. Homologación ENFICC Sistema desacoplado. Fuente: Elaboración propia

La barra amarilla es la suma de la ENFICC base (100%PSS) de la subasta de febrero de 2019 para un conjunto de 19 plantas del sistema.

Las barras grises representan la ENFICC total de dichas plantas si a todas ellas, simultáneamente, se les aplicase cada punto de su curva ajustada de FC.

En color naranja y azul, se muestran las diferencias de la ENFICC total de esas plantas con el FC único y la ENFICC total de cada punto de la curva de FC, y la línea azul en términos porcentuales.

Lo anterior significa que la variación teórica máxima de la ENFICC agregada para esas 19 plantas oscila entre -14.8% y 4.3% respecto al valor con FC mediano, lo que sugiere que la incorporación del FC variable en el modelo Hidenficc disminuirá la incertidumbre de su resultado.

Esta estimación inicial, podrá realizarse en el modelo, una vez sea implementada en el mismo.

Recomendaciones del Consultor

- Modificar el modelo actual del Hidenficc para que permita el ingreso de las curvas del factor de conversión según el procedimiento establecido en el Acuerdo CNO 694/2014.

- Programar las ecuaciones adicionales para modelar las curvas de factor de conversión.

- Realizar un análisis del impacto en la ENFICC frente a la metodología actual.

Caudales ambientales

El modelo actual no permite el ingreso de caudales ambientales que representan una disminución del aporte natural en el caso de las plantas filo de agua o un turbinamiento mínimo en el caso de las plantas con embalse. Las restricciones ambientales de la mayoría de las plantas se modelan a través de las curvas guía. Adicionalmente el modelo actual solo permite el ingreso de un valor fijo de turbinamiento mínimo lo que impide el modelamiento adecuado de esta condición.

Recomendaciones del Consultor

- Incluir dentro del Hidenficc una nueva hoja para el ingreso del caudal ambiental de las plantas hidráulicas. Adicionalmente se debe diferenciar de las plantas filo de agua a las plantas con embalse, debido a que el caudal ambienta tiene un efecto diferente en el cálculo de la ENFICC. Para las primeras se considera como una resta del aporte natural. Para las segundas se considera como un turbinamiento mínimo del generador o elemento hidráulico asociado al embalse. Adicionalmente se propone incluir una nueva hoja para ingresar Turbinamientos mínimos variables en el tiempo.

Sedimentación de Embales

El modelo Hidenficc no incluye este parámetro dentro de sus datos de entrada.

Figura 10. Corte transversal de un embalse. Fuente: Tomado de [4]

Figura 11. Patrón del Movimiento de una Corriente de Turbiedad a través de un Embalse. Fuente: Tomado de [4]

La sedimentación es un fenómeno natural, permanente y dinámico causado por el arrastre de material grueso y fino desde la cuenca aportante aguas arriba del embalse llevando dicho material y haciendo un recorrido por el interior al fondo del embalse.

Figura 12. Delta Cortando Tributarios. Embalse Porce II. Fuente: Tomado de [4]

El sedimento entonces tiene un tránsito dentro del embalse que ocasiona una disminución de su volumen útil.

El sedimento también puede ir transitando hacia la zona más baja del embalse y se puede consolidar por debajo del nivel de captación disminuyendo el volumen muerto.

La tasa de sedimentación hace parte de los cálculos en el diseño de un embalse, para establecer su vida útil. Durante la vida del embalse la tasa misma es variable.

Se pueden implementar medidas para amortiguar el impacto de los sedimentos en la disminución del volumen útil de un embalse. Una vez implementadas, el nuevo volumen del embalse se puede medir por diversos métodos.

A nivel global, cada año, casi el 1% del volumen de almacenamiento de todos los embalses se disminuye por esa causa. “Dietrich Bartelt, [4]”

Para el caso de USA, se presentan las tasas de pérdida de capacidad para embalses en Kansas, Oklahoma y en el rio Missouri, la mayoría están entre 0.1% y 1.0% anual.

Figura 13. Tasa de Pérdidas no Constantes. Tomado de [4]

Para el caso de los embalses en Colombia, el fenómeno de la sedimentación no escapa a su complejidad y dinámica en las distintas cuencas hidrográficas.

Al cierre de este informe, se dispuso de información históricaⁱ del volumen útil de 25 embalses, los cuales se pueden describir en la siguiente figura en cuanto a su antig-edad:

Figura 14. Antig-edad de embalses en Colombia. Fuente datos: CNO, elaboración propia

Estos embalses surten a un total de 9.512 MW de capacidad de generación de plantas mayores, que producen un promedio de 45.364 GWh/año, y presentan una antig-edad de entre 5 y 76 años. Su distribución geográfica es de 8 en la región Centro, 3 en la región Oriente, 10 en la región Antioquia, 3 en la región Valle y 1 en la región Caribe. No se incluyen plantas menores.

En general, al tomar la totalidad de las mediciones de volumen, pueden aparecer valores negativos de la serie, que representan aumentos en el volumen, lo cual, evidentemente no refleja una degradación, sino por el contrario un incremento respecto del anterior valor reportado. En términos generales, estos valores negativos pueden deberse a imperfecciones del proceso de medición, a posibles operaciones de evacuación de sedimentos ó a modificaciones puntuales en las estructuras de la captación y/o la presa (p.e. realse). Sin duda, a lo largo del tiempo la tecnología del proceso de medición física (batimetrías) ha evolucionado y mejorado en su precisión. En todo caso, un evento puntual como los descritos anteriormente sugieren una revisión de la medición y/o recálculo del volumen útil inmediatamente después de su ocurrencia.

Las tasas de sedimentación presentadas por el CNO, consideran solamente la primera y última batimetría con tecnologías monohaz o multihaz, además usan el volumen de diseño en caso que haya una sola medida con una de estas dos tecnologías.

Bajo esta metodología, se presentan las tasas de sedimentación calculadas por el CNO para los embalses en el país.

Figura 15. Tasas de sedimentación embalses en Colombia. Fuente: CON.

A partir de esta información inicial, se puede observar:

- El estudio consideró un total de 148 batimetrías/mediciones/observaciones reportadas, 5 de las batimetrías incompletas o por tramos; de ese total, se utilizaron 85 mediciones que cumplieron los criterios de selección anotados, para efectos de calcular las tasas de sedimentación o degradación.

- 16 de los 25 embalses mostraron una reducción absoluta (Mm3) en su volumen total, 17 en su volumen muerto y 14 en su volumen útil. 2 embalses reportaron obras físicas para aumentar su volumen. El reporte no se refiere a acciones de remoción o manejo de sedimentos. Estas obras de infraestructura o acciones de manejo ayudan a entender las variaciones del volumen

/muerto, útil y total) y a calcular una tasa de sedimentación representativa.

- Los embalses que redujeron su volumen útil, representan el 65% de la capacidad (6.183 MW) y el 60% en producción promedio (27.218 GWh/año), en relación con la totalidad de los 25 embalses.

- Para los embalses que mostraron una reducción del volumen, la máxima tasa de reducción de embalse muerto es de 3.1%/anual para aquellos que tienen entre 21 y 30 de operación; y la mas baja de 0.14% para aquellos que tienen de 0-12 años de operación, lo cual significa que la tasa del fenómeno se incrementa en proporción directa a la antig-edad del embalse.

- Y en cuanto a la tasa de sedimentación para embalse útil, el CNO calcula un mínimo de 0.03%/anual y un máximo de 0.39%/anual para aquellos embalses que efectivamente mostraron una reducción; para estos casos, el promedio de reducción es de 0.37%/anual.

El fenómeno de la sedimentación, a través de su impacto en la variación del volumen útil, también es una de las causas de los desbalances hídricos que se presentan en los reportes operativos. La disminución del volumen útil va siendo progresiva en la medida que avanza el fenómeno de sedimentos, y por ende, va teniendo un mayor impacto en los balances hídricos a lo largo del tiempo. Por lo tanto, es necesario modelar la disminución de la capacidad de almacenamiento de los embalses que refleje adecuadamente el fenómeno físico.

Recomendaciones

- Evaluar el efecto que tienen las tasas de sedimentación o degradación sobre el volumen útil de los embalses en Colombia, dado que dicha degradación es inconveniente para la economía al disminuir la posibilidad de tener una energía competitiva almacenada para el consumidor y al mismo tiempo tiende a disminuir la firmeza según el periodo de regulación del embalse.

- Es viable incluir el parámetro “Tasa de pérdida de volumen de embalse” Tpérdida_embalse como una flexibilidad del modelo hidenficc, para que se refleje el impacto del fenómeno de la sedimentación en las reservas de energía útil de cada embalse del SIN en Colombia.

- La Tpérdida_embalse se declararía por parte de cada agente como un porcentaje anual de disminución del volumen útil, con el cual se recalculará cada año el nuevo volumen útil de embalse, así:

V útil (periodo t+1) = (1 – Tpérdida_embalse) * V útil (periodo t)

En caso de que el generador realice una nueva medida del volumen útil del embalse, ésta se adoptará una vez sea aprobada por las instancias respectivas.

Asimismo, la tasa de sedimentación Tpérdida_embalse, permanecerá vigente hasta que el generador realice una nueva medición ó estimación de dicha tasa, bajo los procedimientos establecidos y con las aprobaciones correspondientes.

2. Formulación matemática del modelo HIDENFICC.

Se presenta a continuación la formulación matemática programada en el modelo Hidenficc y publicada en el Anexo 9 de la Resolución CREG 071 de 2006. Se realizaron algunos ajustes y complementos a la formulación, sin modificar las ecuaciones, solo con el fin de escribir de forma más clara el modelo. También se agregó el equivalente de las variables y ecuaciones del modelo a las utilizadas en el código de la macro Hidenficc, que pueden verse en los archivos con extensión.lp que son generados al finalizar cada ejecución. El objetivo de este capítulo es explicar cada una de las ecuaciones del modelo y clarificar el uso de las variables binarias que introducen una complejidad adicional en el modelo. Además, se debe identificar cómo funcionan las relajaciones implementadas.

Definición de índices y conjuntos:

NOMBRE	DESCRIPCIÓN
	Índice de plantas a las que se le calcula ENFICC. Este índice solo es usado para indicar que el modelo calcula una energía asociada a cada planta que se compone normalmente de varios elementos hidráulicos . Las plantas pueden ser cadenas o plantas autónomas.
	Índice de elementos hidráulicos que hacen parte de la topología hidráulica de cada planta
	Índice de meses del problema de optimización.
	Índice de embalses con curvas guías máximas asociados a la planta
	Índice de embalses con curvas guías mínimas asociados a la planta
	Conjunto j de embalses asociados aguas arriba que turbinan, vierten o bombean en el elemento hidráulico asociados a la cadena (sólo para cálculo de ENFICC de cadenas ya que para las plantas autónomas existe solo un embalse)

Definición de parámetros de entrada:

NOMBRE	DESCRIPCIÓN
	Caudal total neto aportado al elemento en el mes en Hm3. Este valor es el neto de sumar el aporte del rio asociado al elemento, sumar todos los aportes (turbinamientos, vertimientos, acueductos, etc) de elementos aguas arriba y de restar las filtraciones, riegos y acueductos que salen)
	Factor medio de conversión del elemento hidráulico en MW/m3/s. Para elementos como canales o embalses que no tienen asociado un generador el FC=0. Para plantas menores de 20 MW, que hacen parte de la topología hidráulica de una planta despachada centralmente, el factor de conversión se modela igual a 1.
	Índice de Indisponibilidad Histórica Forzada del elemento hidráulico en p.u. Paraelementos como canales o embalses que no tienen asociado un generador el IHF=0
	Capacidad Efectiva Neta del elemento hidráulico en MW. Para elementos como canales o embalses que no tienen asociado un generador el IHF=0
	Número de horas del mes
	Volumen máximo técnico del elemento hidráulico en Hm3. Para elementos que no son embalses este valor es igual a cero.
	Volumen mínimo técnico del elemento hidráulico en Hm3. Para elementos que no son embalses este valor es igual a cero.
	Dato del valor del nivel máximo de la curva guía o volumen de espera del embalse en Hm3 en el mes del embalse
	Dato del valor del nivel mínimo de la curva guía o volumen de espera del embalse en Hm3 en el mes del embalse
	Volumen inicial de cada embalse . Para el primer mes de cada año, corresponde al nivel final del embalse del año anterior. Para el primer año histórico corresponde a0.5 del volumen útil del embalse.
	Bombeo máximo asociado al elemento hidráulico en Hm3
	Bombeo mínimo asociado al elemento hidráulico en Hm3
	Turbinamiento mínimo del elemento hidráulico e en Hm3. Para elementos como canales o embalses que no tienen asociado un generador, esta variable representa la descarga.
	Turbinamiento máximo calculado solo para elementos hidráulicos  con FC  mayor que cero, en Hm3
	Turbinamiento máximo auxiliar 1 elementos hidráulicos  en el mes
	Turbinamiento máximo auxiliar 2 de la planta en el mes si tiene curva guía máxima
	Vertimiento mínimo del elemento hidráulico Hm3

Definición de variables de decisión reales positivas:

NOMBRE	DESCRIPCIÓN	NOMBRE EN VBA
	Energía de la planta en MWh en cada año histórico	FT
	Nivel de embalse en Hm3 del embalse en el mes	Volm_
	Turbinamiento en Hm3 del elemento hidráulico  en el mes	Turb_
	Turbinamiento correspondiente a la ENFICC en Hm3 del elemento hidráulico en el mes	ATurbBase_
	Turbinamiento correspondiente al EDA en Hm3 del elemento hidráulico en el mes	ITur_
	Variable de relajación de la restricción de turbinamiento mínimo en Hm3	RTurP_
	Turbinamiento (bombeo más turbinamiento aguas abajo) del del elemento hidráulico  Hm3 en el mes	TurbT_
	Bombeo en Hm3 del elemento hidráulico  en el mes	Bomb_
	Vertimiento en Hm3 del elemento hidráulico  embalse  en el mes	Vert_

Definición de variables de decisión binarias:

NOMBRE	DESCRIPCIÓN	NOMBRE EN VBA
	Variable binaria (1/0) que controla que sólo se genere por encima de la ENFICC (Energía Disponible Adicional) en los meses () en que el embalse este al máximo de su capacidad.	IVer_
	Variable binaria (1/0) que controla que sólo se vierta en los meses () en que el embalse  sea igual al máximo del embalse	IVer1_
	Variable binaria (1/0) que controlan la operación de la plantapara cuando el volumen del embalse supera el nivel de la curva guía máxima	IVer2_
	Variable binaria (1/0) que controlan la operación de la planta para cuando el volumen del embalse supera el nivel de la curva guía máxima	IVer3_
	Variable binaria (1/0) que controla la activación de la relajación de la restricción de turbinamiento mínimo	BTurb_
c	Variable binaria (1/0) para el manejo de la curva guía mínima	IVer4_

El problema de optimización se define como:

Función objetivo:

explicación: La función objetivo es maximizar la ENFICC de cada planta . Esta variable representa la energía horaria que una planta hidráulica puede entregar al sistema durante todo el periodo de optimización. Es una variable continua que debe ser mayor o igual a cero.

Restricciones:

1) (Rest_Vol) Balance Hidráulico

- Las ecuaciones de balance se modelan para todos los elementos hidráulico

- Para , el volumen inicial  =

- El parámetro  es el neto en Hm3 después de restar las pérdidas por filtración y acueducto, de sumar los Turbinamientos y vertimientos que llegan de otras plantas y de sumar los Hm3 equivalentes al volumen inicial del primer mes de cada año.

- El Término  solo aplica para plantas en Cadena. Para el modelo ENFICC en general, las Cadenas son plantas de generación que aguas arriba tienen más de un embalse, pero que no hay otro generador en medio. Para más claridad se ilustra en la siguiente Figura:

            

Figura 16. Topología de una cadena. Elaboración propia

explicación: Esta ecuación de balance representa una ecuación clásica de los modelos de despacho hidrotérmico. Todas las variables de la ecuación se llevan a unidades de Hm3-mes, ya que la duración de las etapas es un mes. El término   es un neto de todos los aportes o pérdidas que llegan o salen del embalse, que pueden ser, por ejemplo, los aportes que llegan de un generador aguas arriba o las filtraciones o acueductos que se modelan de cada elemento.

2) (Rest_Vol) Balance Hidráulico para plantas o elementos hidráulicos con bombeo

explicación: Esta ecuación de balance es solo usada para plantas de generación o elementos hidráulicos que tengan asociados bombeos. La diferencia entre las dos ecuaciones de balance

1) y 2) es solamente la variable de decisión del turbinamiento que se cambia por la suma de la variable del bombeo más la del turbinamiento, expresada en la ecuación 3). Esto quiere decir

que el elemento que tenga un bombeo, tiene dos Turbinamientos asociados.

3) (RestBomb) Control de Bombeo

explicación: Esta ecuación representa la variable de turbinamiento de los elementos que tienen asociado un bombeo. Esta variable es igual a la suma del turbinamiento del elemento más el turbinamiento del bombeo.

4) (RestFc) Producción de energía

explicación: Esta ecuación representa la ecuación de energía firme de las plantas de cada planta de generación. La variable  que representa dicha energía, se calcula como el factor de conversión de la planta por el turbinamiento base, dividido el número de horas de cada mes. Al final de la optimización se obtiene una  en MWh, para evitar los problemas debidos a que cada mes tiene un número de días diferente, lo que daría una energía más baja en el mes de febrero. Es necesario dividir el factor de conversión por 0.0036 para llevarlo a las unidades de MWh/Hm3. Adicionalmente dado que la reglamentación define el valor de ENFICC en valores enteros de kWh-dia, la macro debe convertir la ENFICC de MWh a kWh-dia.

5) (Rest_Aux1) Turbinamiento para plantas sin bombeo

explicación: Esta ecuación divide el turbinamiento de cada planta de generación en dos: un turbinamiento asociado a la ENFICC y otro asociado a un turbinamiento adicional. Con esta última variable el modelo calcula lo que se conoce como Energía Disponible Adicional -EDA, que puede ser mayor que cero solo si el nivel del embalse es el volumen máximo o la curva guía máxima, de acuerdo con la ecuación 15)

6) Turbinamiento para embalses con bombeo

explicación: Esta ecuación solo es modelada en caso de que una planta de generación tenga asociado un bombeo.

7) (RestCurVolMx2) Control de nivel de volumen por encima de la curva guía máxima cuando

explicación: Esta ecuación limita el nivel del embalse a su volumen máximo y se coordina con las restricciones 8), 9) y 10) para permitir que el nivel del embalse sobrepase la curva guía máxima pero no el volumen máximo.

8) (RestCurVolMx1) Control de nivel de volumen por encima de la curva guía máxima cuando

explicación: Esta ecuación permite que el nivel del embalse sobrepase la curva guía máxima.

9) (RestEFA2) Control de violación de la curva guía máxima solo cuando

explicación: Esta ecuación restringe a que solo se pueda sobrepasar la curva guía máxima en el caso que el turbinamiento del embalse (descargas), sea el turbinamiento máximo.

10) (RestAux6) Control de variables binarias. Obliga a que cuando  entonces

explicación: Esta ecuación coordina las variables de relajación de la curva guía máxima para que solo se pueda relajar cuando el turbinamiento o descarga del embalse sea la máxima.

11) (RestVolMx) Control de nivel de volumen por encima del máximo cuando

explicación: Esta ecuación se usa para determinar una variable binaria  que cuando toma el valor de 1, significa que el nivel del embalse se encuentra en el volumen máximo. Si  = 0 , esta restricción es redundante. Es usada para controlar los vertimientos solo cuando el embalse se encuentre lleno.

12) (RestVerMx) Control de vertimiento máximo cuando

explicación: Esta ecuación se coordina con las restricciones 13) y 14) para determinar cuándo se permite un vertimiento en el embalse. El vertimiento solo puede ser mayor que cero si la variable binaria  es igual a 1, el nivel del embalse es el volumen máximo (variable binaria  y el turbinamiento o descarga del embalse es su máximo (variable binaria

13) (RestVerMn) Control de vertimiento mínimo cuando

explicación: Esta ecuación se coordina con las restricciones 12) y 14) para determinar cuándo se permite un vertimiento en el embalse. El vertimiento solo puede ser mayor que cero si la variable binaria  es igual a 1, el nivel del embalse es el volumen máximo (variable binaria  y el turbinamiento o descarga del embalse es su máximo (variable binaria El factor 9999 es un número grande comparado con el vertimiento máximo probable de cualquier embalse. Esta técnica es ampliamente usada en programación entera mixta

14) (RestTurMx) Control de vertimientos en el embalse asociado a la planta  solo cuando el turbinamiento es mayor o igual al máximo. Esta ecuación se acopla con las ecuaciones 12) y 13) cuando

explicación: Esta ecuación se usa para determinar que se permitan vertimientos solo si el turbinamiento es igual al máximo (variable  = 1)

15) (RestEFA1) Control para variable de turbinamiento EDA, cuando

explicación: Esta ecuación permite que el turbinamiento adicional de una planta de generación sea mayor que cero solo si el nivel del embalse es el volumen máximo () o la curva guía máxima (). Se puede dar un caso extremo en el que el nivel del embalse llegue al

volumen máximo (tanto  como ). En este caso la ecuación no es válida pero el turbinamiento es limitado siempre por la ecuación 24)

16) (RestAux3) Control variables binarias. Obliga a que cuando  entonces

explicación: Esta ecuación coordina las variables binarias para que, solo se pueda presentar vertimientos cuando el nivel del embalse se encuentre en el volumen máximo.

17) (RestCurVolMn1) Control de nivel de volumen por debajo de la curva guía mínima, pero por encima del volumen mínimo técnico cuando

explicación: Esta ecuación permite se coordina con la ecuación 18) para que se permita relajar la curva guía mínima, pero no el mínimo técnico del embalse.

18) (RestCurVolMn2) Control de nivel de volumen por debajo de la curva guía mínima cuando

explicación: Esta ecuación permite relajar la curva guía mínima solo si la variable binaria

19) (RestCurTurMx) Control de activación de la variable binaria  Esta variable podrá tomar el valor de 1 solo si el turbinamiento del elemento es igual a cero.

explicación: Esta ecuación se coordina con la ecuación 18) para permitir relajar la curva guía mínima si el turbinamiento o descarga del embalse es igual a cero.

20) (RelTurb0) Turbinamiento mínimo

explicación: Esta ecuación permite relajar el turbinamiento mínimo de un elemento hidráulico cuando la variable continua

21) (RelTurb2) Control de la variable de relajación  para que tome valores mayores que cero solo si

explicación: Esta ecuación permite que se relaje el turbinamiento mínimo cuando la variable binaria

22) (RelTurb1) Control de la variable  para tomar valores menores al turbinamiento mínimo cuando

explicación: Esta ecuación permite coordina para que si la variable binaria , entonces es porque el turbinamiento  está por debajo del turbinamiento mínimo.

23) Límites de la variable de volumen del embalse

24) Límites de la variable de turbinamiento

25) Límites de la variable de bombeo

2.1 Tabla resumen de la formulación:

En la Tabla 5, se muestra el resumen de la formulación. El número asociado a cada ecuación servirá como referencia en los próximos capítulos.

NÚMERO	ECUACIÓN
0
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

Tabla 5. Resumen de la formulación actual para el cálculo de la ENFICC

3. Análisis y solución de infactibilidades en el modelo Hidenficc.

3.1. Análisis de infactibilidades en la cadena Paraíso:

Uno de los problemas que han sido reportados por los agentes es el tema de algunas infactibilidades que ha presentado el modelo Hidenficc, específicamente para la cadena de Paraíso. Como se ha mencionado en el Capítulo 2, la formulación actual incluye la relajación de algunas ecuaciones en las que se detectaron inicialmente problemas de factibilidad, pero a pesar de esto, se siguen presentando otras condiciones que no son detectadas por el modelo y generan errores de infactibilidad.

Para entender bien el problema se resumen algunas reglas que el modelo tiene actualmente para realizar las relajaciones de las restricciones:

- El modelo permite niveles por encima de la curva guía máxima para periodos en los que el turbinamiento o descarga es la máxima.

- El modelo permite niveles por debajo de la curva guía mínima para periodos en los que el turbinamiento o descarga es igual a cero.

- El modelo permite vertimientos solo en los periodos en los que el embalse está al máximo o su curva guía máxima, y el turbinamiento o descarga es la máxima.

- El modelo no permite relajar los volúmenes máximos y mínimos técnicos de los embalses.

- El modelo permite relajar el turbinamiento mínimo de las plantas de generación o descargas de elementos hidráulicos en cualquier periodo. Esto quiere decir que no hay incentivos o reglas en la formulación matemática que condicione esta violación. Se asume que al maximizar la energía se entiende que se maximizan los Turbinamientos y el modelo no tenderá a relajar dicha restricción. Esta afirmación es cierta solo para los Turbinamientos asociados a los recursos de generación, no siendo así para los Turbinamientos o descargas asociados a los embalses, como es el caso de Neusa.

Teniendo en cuenta las reglas anteriores se analizará el caso presentado para la cadena Paraíso.^[3] Se tomaron como referencia los parámetros declarados para la subasta del periodo 2022-2023 y una modificación a la macro Hidenficc para generar un archivo con las variables de generación que toman el valor de 1 durante el año que marca la ENFICC base.

Con el fin de comprender las simulaciones de la cadena Paraíso, se presenta la Figura 17 con un modelo simplificado. Los números que aparecen asociados a los elementos es el índice de las variables de decisión usadas por la macro Hidenficc.

Figura 17. Modelo simplificado cadena Paraíso. Elaboración propia

Se ejecutó el cálculo de la ENFICC base de Paraíso usando los parámetros reportados para la subasta 2022-2023. La ENFICC se presenta en el año 1992-1993, que corresponde al año 21 de los años históricos. Para este año el resultado de las relajaciones fue el siguiente:

PARAISO, 21, IVer4_48_242_

PARAISO, 21, IVer4_48_243_

PARAISO, 21, IVer4_48_244_

PARAISO, 21, IVer4_48_245_

PARAISO, 21, IVer4_48_246_

PARAISO, 21, IVer4_48_247_

PARAISO, 21, BTur_50_245_

PARAISO, 21, BTur_50_246_

PARAISO, 21, BTur_50_247_

PARAISO, 21, IVer4_50_247_

PARAISO, 21, BTur_50_248_

PARAISO, 21, BTur_50_249_

PARAISO, 21, BTur_50_250_

PARAISO, 21, BTur_50_251_

PARAISO, 21, BTur_50_252_

La variable IVer4_48_242, representa activación de la variable binaria para relajar curva guía mínima en el embalse Tominé (48) y en el mes de junio (242). Para el embalse Tominé se presentaron valores por debajo de la curva guía mínima en 6 meses. Mientras que para el embalse Neusa en solo un mes, pero presentó incumplimiento del turbinamiento mínimo durante 8 meses del año crítico. De los anteriores resultados podemos concluir:

- La curva guía mínima es relajada durante varios meses en dos de los embalses de la cadena en el año crítico.

- La descarga mínima del embalse Neusa es relajado durante 8 meses. Este problema ya se había mencionado, y se debe a que la variable de relajación se encuentra libre, sin ninguna condición asociada o penalización.

MES	TOMINE	NEUSA
MAYO	0%	115%
JUNIO	-32%	65%
JULIO	-28%	19%
AGOSTO	-31%	0%
SEPTIEMBRE	-32%	0%
OCTUBRE	-29%	0%
NOVIEMBRE	-26%	-1%
DICIEMBRE	10%	14%
ENERO	27%	29%
FEBRERO	32%	51%
MARZO	110%	78%
ABRIL	20%	83%

Tabla 6. % de relajación de curva guía mínima en el año crítico 1992-1993 de la cadena Paraíso

En la Tabla 6 se presentan los resultados del porcentaje de la relajación en los embalses, calculado como:

Si el valor de la columna es -32%, significa que el nivel del embalse está por debajo un 32% del valor de la curva guía mínima.

El caso crítico se puede apreciar en el embalse Tominé, que alcanza niveles de embalse 32% por debajo de su curva guía mínima.

MES	NEUSA
MAYO	12.0528
JUNIO	11.664
JULIO	12.0528
AGOSTO	9.275253
SEPTIEMBRE	0
OCTUBRE	0
NOVIEMBRE	0
DICIEMBRE	0
ENERO	0
FEBRERO	0
MARZO	0
ABRIL	0

Tabla 7. Descargas en Hm3 del embalse Neusa en el año crítico 1992-1993

En la Tabla 7,se presenta el resultado de las descargas del embalse Neusa. Actualmente este embalse tiene reportado una descarga mínima de 0.5 m3/s, que no se cumple desde el mes de septiembre hasta abril en el año crítico.

Se realizó el mismo ejercicio para la planta Urrá, la cual tiene reportadas curvas guías mínimas y máximas. La ENFICC se presentó en el año 1985-1986. Los resultados de las relajaciones para este año fueron:

URRA 1, 26, IVer2_12_303_

URRA 1, 26, IVer2_12_304_

URRA 1, 26, IVer2_12_305_

URRA 1, 26, IVer1_12_306_

URRA 1, 26, IVer2_12_306_

URRA 1, 26, IVer2_12_307_

URRA 1, 26, IVer2_12_308_

URRA 1, 26, IVer2_12_312_

La variable IVer2_12_303, representa la activación de la variable para relajar la curva guía máxima del embalse Urrá, en el mes de julio del año 26. De acuerdo con estos resultados la curva se relajó durante 7 meses del año.

MES	CURVA GUIA MAXIMA	URRA NIVEL	%	TURBINAMIENTO	TURBINAMIENTO MÁXIMO	DIF
MAYO	1432	404.790	-72%	492.8256	1106.366688	613.5
JUNIO	1432	933.558	-35%	476.928	1070.67744	593.7
JULIO	1270.25	1270.250	0%	670.3864	1106.366688	436.0
AGOSTO	1334.17	1355.780	2%	1106.358435	1106.366688	0.0
SEPTIEMBRE	1399.19	1508.534	8%	1070.669453	1070.67744	0.0
OCTUBRE	1532.18	1594.120	4%	1106.358435	1106.366688	0.0
NOVIEMBRE	1532.18	1565.435	2%	1070.669453	1070.67744	0.0
DICIEMBRE	1570.37	1570.370	0%	632.5237469	1106.366688	473.8
ENERO	1570.37	1441.807	-8%	492.8256	1106.366688	613.5
FEBRERO	1532.18	1349.877	-12%	445.1328	921.97224	476.8
MARZO	1570.37	1095.429	-30%	492.8256	1106.366688	613.5
ABRIL	1399.19	1399.190	0%	968.9112	1070.67744	101.8

Tabla 8. Diferencias entre turbinamiento máximo y el turbinamiento en el año crítico de URRA

En la Tabla 8 se puede apreciar que el turbinamiento en los meses de agosto a noviembre es el máximo, luego según la condición definida en la formulación matemática para permitir relajación de la curva guía máxima, es posible activar dicha variable de relajación durante esos mismos meses como se muestra en la columna %. A pesar de que las variables binarias se activaron también en los meses de julio y diciembre, en estos meses no se relajó la curva guía máxima, luego no representa ningún problema en estos meses.

En conclusión, para el caso de Urrá las variables de relajación se activan de forma correcta. Como dato importante para un análisis posterior, se analizó el archivo de penalizaciones de Urrá y se encontró que en todos los años históricos se presenta relajación de la curva guía máxima. Adicionalmente se recuerda que estas relajaciones fueron implementadas en el modelo para garantizar factibilidad del problema de optimización. En el caso de Urrá si no se permiten estas relajaciones se presentaría infactibilidad para todos los años históricos.

En el caso de la cadena Paraíso, es importante revisar la relajación de las descargas mínimas justo en el año crítico. Para mejorar este comportamiento, se propone que la restricción de relajación solo se genere para las plantas de generación. Para los demás elementos se debe cumplir de forma estricta con este turbinamiento. Dado que existe una condición que solo permite relajar la curva guía mínima cuando el turbinamiento es igual a cero, es necesario modificar la condición para que se permita la relajación cuando el turbinamiento sea el mínimo. Esto implica cambiar la ecuación 19 de la siguiente manera:

Aunque si la variable  = 0 implica que el turbinamiento puede ser mayor que el máximo, existe adicionalmente el límite de la ecuación 24 que no lo deja pasar del máximo.

Se realizó dicha modificación en el archivo Hidenficc y se obtuvieron los siguientes resultados del archivo de relajación para el año crítico:

PARAISO, 24, IVer4_47_283_

PARAISO, 24, IVer4_48_278_

PARAISO, 24, IVer4_48_279_

PARAISO, 24, IVer4_48_280_

PARAISO, 24, IVer4_48_281_

PARAISO, 24, IVer4_48_282_

PARAISO, 24, IVer4_48_283_

PARAISO, 24, IVer4_48_284_

PARAISO, 24, IVer4_50_277_

PARAISO, 24, IVer4_50_278_

PARAISO, 24, IVer4_50_279_

PARAISO, 24, IVer4_50_280_

PARAISO, 24, IVer4_50_281_

PARAISO, 24, IVer4_50_282_

PARAISO, 24, IVer4_50_283_

PARAISO, 24, IVer4_50_284_

PARAISO, 24, IVer4_50_285_

PARAISO, 24, IVer1_58_278_

Se observa que con el cambio sugerido no se activó la variable de relajación de turbinamiento, pero la curva guía mínima de Neusa se relajó en 9 de los 12 meses. Adicionalmente aparece la activación de vertimiento en el embalse Muña (58), pero que no tiene efecto en la ENFICC, ya que los vertimientos caen nuevamente al rio Bogotá.

MES	TOMINE	NEUSA	MES		TURBINAMIENTO NEUSA
MAYO	102%	0%	MAYO		1.339
JUNIO	37%	-6%	JUNIO		1.296
JULIO	80%	-17%	JULIO		1.339
AGOSTO	73%	-19%	AGOSTO		1.339
SEPTIEMBRE	63%	-19%	SEPTIEMBRE		1.296
OCTUBRE	30%	-12%	OCTUBRE		1.339
NOVIEMBRE	22%	-15%	NOVIEMBRE		1.296
DICIEMBRE	20%	-7%	DICIEMBRE		1.339
ENERO	0%	0%	ENERO		1.339
FEBRERO	0%	16%	FEBRERO		5.981
MARZO	4%	15%	MARZO		9.481
ABRIL	0%	0%	ABRIL		11.664

Tabla 9. Análisis de relajaciones de Tominé y Neusa con el cambio propuesto

En la Tabla 9 se muestra cómo se aumenta la relajación de la curva guía mínima en el embalse de Neusa que antes no la presentaba, llegando al 19%. La descarga mínima (turbinamiento mínimo) del embalse de Neusa se cumple para todos los meses, es decir que presenta al menos un turbinamiento o descarga igual a 0.5 m3/s que es el parámetro actual.^[4] Se aclara que actualmente el único elemento diferente a planta de generación que tiene declarado un turbinamiento (descarga) mínimo es el embalse de Neusa, lo que significa que el impacto del cambio es mínimo para la energía firme del SIN.

Otro análisis de los resultados de la Tabla 8 y Tabla 9, es que el modelo actualmente hace uso de forma constante de las variables de relajación. Estas variables, que fueron necesarias para garantizar factibilidad en la ejecución de la ENFICC, hacen que los resultados se alejen de la realidad operativa de los embalses. Esto puede tener implicaciones negativas para la energía firme del sistema ya que puede significar que la ENFICC que entrega el modelo no es factible en la realidad operativa de los embalses.

FECHA	SISGA	TOMINE	NEUSA	CHUZA	FECHA	SISGA	TOMINE	NEUSA	CHUZA
abr-1973	0%	-91%	0%	-45%	abr-1996	-30%	-56%	0%	-64%
abr-1974	-38%	-93%	-25%	-74%	abr-1997	-8%	-8%	-5%	-70%
abr-1975	0%	-92%	0%	-62%	abr-1998	0%	0%	0%	0%
abr-1976	-19%	-94%	-2%	-77%	abr-1999	0%	-81%	-16%	-81%
abr-1977	0%	-94%	-2%	-60%	abr-2000	0%	-86%	-21%	-70%
abr-1978	0%	-94%	0%	-75%	abr-2001	0%	-69%	0%	-48%
abr-1979	0%	-92%	0%	-47%	abr-2002	0%	0%	0%	-59%
abr-1980	0%	-94%	-38%	-72%	abr-2003	-18%	-46%	-11%	-74%
abr-1981	-29%	-93%	-15%	-59%	abr-2004	0%	0%	-13%	-73%
abr-1982	-36%	-94%	-26%	-73%	abr-2005	0%	-61%	0%	-65%
abr-1983	-21%	-94%	-13%	-82%	abr-2006	0%	-72%	0%	-75%
abr-1984	0%	-91%	0%	-55%	abr-2007	0%	-46%	0%	-75%
abr-1985	0%	-89%	0%	-53%	abr-2008	0%	-53%	0%	-67%
abr-1986	0%	-92%	0%	-76%	abr-2009	-10%	-70%	-32%	-80%
abr-1987	0%	-92%	0%	-52%	abr-2010	-16%	-33%	-11%	-29%
abr-1988	0%	-91%	0%	0%	abr-2011	-58%	-89%	-50%	-78%
abr-1989	0%	-92%	0%	-73%	abr-2012	-74%	-95%	-44%	-82%
abr-1990	0%	-90%	-11%	-70%	abr-2013	-1%	-95%	-3%	-61%
abr-1991	0%	-92%	0%	-55%	abr-2014	0%	-94%	0%	-59%
abr-1992	0%	-91%	0%	-51%	abr-2015	0%	-94%	0%	-63%
abr-1993	0%	-46%	0%	-71%	abr-2016	0%	-93%	0%	-51%
abr-1994	0%	-5%	0%	-58%	abr-2017	-37%	-94%	-23%	-72%
abr-1995	0%	0%	0%	-64%

Tabla 10. Nivel útil en los meses de abril de la ejecución de ENFICC de Paraíso

En la Tabla 10, se muestra el nivel útil de los embalses de la cadena Paraíso en el mes de abril de la ejecución de la ENFICC. Se puede apreciar que los embalses de Sisga y Neusa, tienen muchos años históricos en los que termina con sus embalses vacíos. Se recuerda que este nivel se convierte en el nivel inicial para el siguiente año histórico. Esta condición hace que en muchos años históricos estos embalses inicien en su mínimo y si no tengan suficientes aportes hídricos para cumplir con su curva guía mínima, se active la relajación de la curva guía mínima. Más adelante se realizará una propuesta para evitar que esto suceda.

Hasta el momento solo se ha realizado un análisis de la situación de la cadena Paraíso, que ha reportado inconvenientes en años anteriores. En el siguiente numeral se realizará una propuesta completa para corregir todos los problemas reportados.

3.2. Solución de infactibilidades en la cadena Paraíso:

Con las modificaciones planteadas se analizará el tema de las infactibilidades que han sido reportadas en la ejecución de la ENFICC de la cadena Paraíso. Después de analizar la formulación planteada se encontró que una posible causa de las infactibilidades es el valor del acueducto de Bogotá que es muy alto.

Como se puede apreciar en la Figura 17, el requerimiento del acueducto de Bogotá es de 17.53 m3/s para el año 2023. El agua del acueducto se debe sacar de los aportes del rio Bogotá y las descargas de los embalses Sisga, Neusa, Tominé y Chuza. Todos estos embalses tienen una curva guía mínima declarada que se dibuja con la línea punteada. En una condición de hidrologías críticas, es difícil obtener el agua necesaria para atender el acueducto si los niveles de los embalses se encuentran en su curva guía mínima. A pesar de que el modelo puede relajar estas curvas guías y obtener más agua, actualmente no es posible porqué, como se mencionó anteriormente, existe una condición para que las curvas guías mínimas se relajen solo si su descarga es igual a cero. Lo que quiere decir que no es posible obtener agua adicional de los embalses y no es posible atender el requerimiento del acueducto de Bogotá si este es muy alto. Esta condición genera una infactibilidad en el problema matemático ya que no es posible cumplir la ecuación de balance del elemento que modela el acueducto. Para evitar que esto suceda es necesario incorporar modificaciones a la formulación actual para que el modelo permita relajar las curvas guías en el caso de necesitar agua para atender el acueducto de Bogotá, pero esto no es posible ya que, con la topología hidráulica reportada actualmente, no existe una relación directa entre el acueducto y las descargas de los embalses.

Figura 18. Modelo detallado del acueducto de Bogotá reportado por Emgesa.

Como se aprecia en la Figura 18 el acueducto de Bogotá recibe las descargas de los elementos Tunel Chuza, Compuerta Espino y la serie Teusacá. Como se observa no recibe las descargas directamente desde los embalses. Esta configuración no permitiría relacionar las variables de decisión de las descargas de los embalses con el acueducto, luego es necesario buscar otra solución basada en penalizaciones en la función objetivo.

A continuación, se presenta una propuesta de modificación para evitar infactibilidades debidas al acueducto de Bogotá.

- Modificación de la función objetivo.

El factor de penalización de 1000, debe ser un valor mayor al valor de ENFICC de la planta más grande del SIN, para asegurar que la variable de relajación  tome un valor mayor que cero solo en el caso de que sea necesario por temas de factibilidad.

- Modificación a la restricción de balance 1)

La nueva variable de decisión  absorberá cualquier relajación asociada a una pérdida de agua del elemento hidráulico, bien sea una filtración, un acueducto o riego que no pueda ser cumplida en el modelo.

Esta nueva variable debe ser revisada después de cada ejecución ya que si toma un valor mayor de cero significará un incumplimiento en los parámetros de acueducto, riego o filtraciones. Se enfatiza en que el hecho de incorporar relajaciones al modelo matemático para evitar infactibilidades puede implicar que los resultados se alejen de la realidad.

Se realizaron los cambios en el modelo Hidenficc y se ejecutó nuevamente el modelo para la cadena Paraíso. Inicialmente con los mismos parámetros. Luego se modificó el valor del acueducto de Bogotá que genera infactibilidad en el modelo actual.

Se revisaron los resultados de la variable de penalización y se encontró que la variable no fue activada en ningún periodo del horizonte. Se aumentó el acueducto en algunos meses a un valor de 10 veces el valor actual para generar una infactibilidad en el modelo. El modelo calcula la ENFICC sin generar infactibilidad.

Adicionalmente, se realizaron simulaciones con esta formulación para todas las plantas del SIN y no se encontraron cambios con respecto a la ENFICC actual. En conclusión, con la formulación propuesta se evitan las infactibilidades reportadas para la cadena de Paraíso y posibles infactibilidades que puedan presentar otras plantas del sistema.

Es necesario revisar en cada ejecución la activación de la nueva variable de penalización, ya que el modelo siempre entregará una ENFICC como resultado, y dependiendo de los datos de entrada, se pueden llegar a presentar relajaciones muy altas que pueden representar incoherencias en los datos de entrada y valores de ENFICC imposibles de cumplir en la realidad.

Para evitar que la nueva variable de penalización genere inconvenientes durante el proceso de cálculo de ENFICC, se propone encontrar el máximo de los valores mensuales de la variable de relajación de cada año y restarla de la ENFICC calculada. Esto significa que el valor final de ENFICC se calcula como:

Adicionalmente, es necesario que el CND, defina un nuevo procedimiento para evaluar que la magnitud de relajación de la nueva variable no implique riesgos para la confiabilidad del SIN. El nuevo procedimiento deberá incluir también el análisis de las relajaciones actuales de curvas guías y Turbinamientos mínimos.

3.3. Análisis de soluciones múltiples en el modelo Hidenficc

Otro de los problemas que han sido reportados por los agentes es el tema de las soluciones múltiples que generan inestabilidades en el cálculo de la ENFICC. Esta condición fue analizada en años anteriores por la CREG y XM llegando a la siguiente conclusión:

- El problema de soluciones múltiples es una condición natural de la programación entera mixta, luego se debe convivir con ellas y encontrar estrategias para que no afecten los resultados.

- Las diferencias generadas en el cálculo de la ENFICC debidas a la presencia de soluciones múltiples, se pueden mejorar con la inclusión del volumen final de cada año como un término adicional en la función objetivo. El término debe ser escalado para evitar afectaciones en el valor de la ENFICC.

- El problema de soluciones múltiples se puede reducir fijando algunos parámetros del optimizador y fijando las características del computador en donde se ejecuta el modelo.

La solución propuesta de incluir el volumen final en la función objetivo es una forma equivalente de presentar el modelo de dos iteraciones usado actualmente para las cadenas, pero en una sola optimización. El objetivo de la solución planteada es eliminar las múltiples soluciones del volumen final que se presentan en la optimización y con esto evitar que se afecte la ENFICC del siguiente año. Este problema fue presentado en el numeral 1.5 del presente documento.

El problema de múltiples soluciones genera actualmente muchos inconvenientes en el cálculo de la ENFICC. Basados en los hallazgos y estudios previos realizados por la CREG y XM, se presenta la modificación a la función objetivo de la formulación actual:

Donde:

	Es el conjunto de embalses de la planta i cuando es una Cadena. Para plantas autónomas es solo el término de su nivel de embalse final.
0.0001	Factor de escalamiento
	Volumen final de cada embalse de la cadena o el embalse de la planta autónoma.

Con el factor 0.0001 se escala el término del volumen final para que por ninguna razón el modelo prefiera maximizar el volumen final sacrificando energía firme. Con este factor por ejemplo si un embalse alcanza los 1000 hm3 al final del año, solo afecta la función objetivo en 0.1 que es mucho menor que los valores de la variable de decisión de ENFICC que están definidos en MWh.

Se ejecutó la ENFICC para todas las plantas del SIN y se compararon los valores con el valor actual, usando el optimizador CPLEX y usando el optimizador GLPK. Se considera que el modelo alcanza estabilidad ante soluciones múltiples si los resultados con ambos optimizadores son idénticos.

El resultado de la simulación mostró resultados idénticos en los modelos autónomos, pero se siguen presentando diferencias en la ENFICC de las cadenas, entre el optimizador CPLEX y GLPK. La explicación es que las cadenas tienen varios embalses y a pesar de que la suma del volumen final se optimiza, no se garantiza que exista la misma solución, ya que se puede llegar al mismo nivel agregado de la cadena, con diferentes niveles de los embalses.

EMBALSE SISGA		EMBALSE TOMINE	EMBALSE NEUSA	EMBALSE CHUZA	SUMA
CPLEX	18.8035	228.3091	42.0000	90.0204	379.1330
GLPK	18.0000	218.9932	52.1194	90.0204	379.1330

Tabla 11. Comparación volumen final de embalses de Paraíso con GLPK y CPLEX en abril de 1973

En la Tabla 11 se muestra el resultado de los niveles finales para la cadena Paraíso para el primer año histórico. Se puede apreciar diferencia en los niveles de los embalses Sisga, Neusa y Tominé. Estas diferencias en el volumen generan que la ENFICC de los años siguientes pueda tener resultados también distintos, a pesar de que el volumen agregado sea el mismo.

EMBALSE MIRAFLORES		EMBALSE TRONERAS	SUMA
CPLEX	39.8967	10.3057	50.2025
GLPK	41.5625	8.6400	50.2025

Tabla 12. Comparación volumen final de embalses de Troneras con GLPK y CPLEX en abril de 1974

En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se muestra el mismo fenómeno de la c adena Paraíso para la cadena Troneras.

Se concluye entonces que la propuesta de incluir el volumen final en la función objetivo no resuelve el problema de soluciones múltiples en el modelo ENFICC para las cadenas.

Para solucionar que los embalses de las cadenas presenten diferentes soluciones, se presentan las siguientes alternativas:

3.3.1. Alternativa 1: Distribución a prorrata del volumen final:

La implementación de esta propuesta se realiza con la siguiente fórmula de prorrata:

Donde:^[5]

	Es el conjunto de embalses de la planta i
	Curva guía máxima del embalse en el mes inicial (m=5). Si el embalse no tiene curva guía el término se reemplaza por su volumen máximo técnico
	Curva guía mínima del embalse en el mes inicial (m=5). Si el embalse no tiene curva guía el término se reemplaza por su volumen mínimo técnico
	Es la sumatoria del nivel final de todos los embalses de la cadena. Esto es un resultado del modelo ENFICC

Esta fórmula es aplicada con el volumen inicial que se obtiene como resultado de la optimización de cada año, que debe estar en la función objetivo. La prorrata solo afectará el valor del volumen inicial del año siguiente.

Se realizaron nuevamente las simulaciones para el cálculo de ENFICC de todas las plantas del SIN y se obtuvieron resultados idénticos para los optimizadores CPLEX y GLPK.

En conclusión, esta alternativa garantiza la estabilidad del modelo.

Adicionalmente se simularon con esta propuesta otros problemas de estabilidad de la ENFICC reportados para la cadena Paraíso ante cambios pequeños en algunos de los parámetros. Con los cambios propuestos en la formulación se realizó una sensibilidad en el cambio del parámetro de factor de conversión, que en ocasiones anteriores causaba inestabilidad en los resultados.

Figura 19. Sensibilidad en la ENFICC de Paraíso al modificar el Factor de conversión. Fuente: Archivo enviado por la CREG

En la Figura 19,se presenta un gráfico enviado por la CREG en donde se muestra una gran inestabilidad en la ENFICC de Paraíso ante cambios del factor de conversión. En este caso el resultado esperado es que al aumentar el factor de conversión la ENFICC debe aumentar o permanecer igual, pero no debería disminuir como se ve en el gráfico de la Figura 19

Se realizó una nueva sensibilidad considerando un factor de conversión actual de 7.4921 y variando 5 pasos hacia arriba sumando 0.05 y 5 pasos hacia abajo restando 0.05.

Figura 20. Sensibilidad en la ENFICC (eje y) de Paraíso al modificar el Factor de conversión (eje x).

En la Figura 20 se muestran los resultados de ENFICC de la cadena Paraíso al variar el factor de conversión y considerando las modificaciones propuestas. El gráfico muestra unos resultados mucho más estables que los de la Figura 19 y no se presentaron infactibilidades. Sin embargo, el punto señalado con la flecha presenta un valor de ENFICC no esperado, ya que, al aumentar el Factor de conversión, la ENFICC disminuye levemente. Se revisaron los resultados de forma detallada para identificar el origen de este comportamiento y se encontró lo siguiente:

La ENFICC de Paraíso se marca en el año 1997-1998, y la ENFICC 98%PSS en el año 1995-1996. El valor de ENFICC en el punto de fc=7.5421 MW/m3/s fue mayor, lo que significó con respecto al punto anterior. Este resultado es acorde a lo esperado. Para producir más energía en el año 1995-1996, los embalses de la cadena quedaron un poco más bajos, luego en el año siguiente, 1996-1997 los embalses iniciaron más bajos y dejaron los niveles finales de ese año también un poco más bajos. Como resultado de esto, el año crítico 1997-1998, inició con los niveles de los embales más bajos que en la ejecución anterior con el fc actual. El hecho de haber iniciado con los niveles más bajos el año crítico, fue la razón de que la ENFICC se redujera un poco al aumentar el factor de conversión.

Como conclusión podemos decir entonces que los cambios propuestos, contribuyen a la estabilización del modelo debido al problema de las soluciones múltiples.

3.3.2. Alternativa 2: Volumen inicial fijo para todos los años históricos:

Esta alternativa nace de la metodología actual para el cálculo de la EDICO en la cual es volumen inicial de todos los años históricos es el nivel real de los embalses al momento del cálculo. Para esta alternativa se proponen entonces que el nivel inicial de cada embalse sea un dato de entrada. Este volumen inicial puede estar definido de acuerdo con los valores históricos de los embalses en el mes de inicio (mayo). Se proponen las siguientes alternativas:

- Iniciar con volumen útil en 0% o el valor de la curva guía mínima.

- Iniciar con volumen promedio histórico.

- Iniciar con volumen mínimo histórico.

- Para plantas nuevas iniciar con volumen promedio del SIN

Se realizaron simulaciones de ENFICC para todas las plantas del SIN con los optimizadores CPLEX y GLPK obteniendo resultados idénticos para todas las plantas.

Se concluye que esta alternativa también corrige de forma definitiva el problema de las inestabilidades reportadas.

Para complementar las propuestas de estabilización y minimizar la presencia de soluciones múltiples se propone fijar los siguientes parámetros del optimizador:

- Tolerancia Relativa = 1x10-6

- Tolerancia absoluta = 0

- Número de procesadores = 1

La tolerancia relativa busca encontrar soluciones enteras con una diferencia relativa con respecto a la mejor solución relajada. Con el valor propuesto se entiende que el valor de ENFICC encontrado como óptimo, puede ser mejorado eventualmente pero solo en el sexto decimal, lo que no afectaría el valor de la ENFICC ya que esta es redondeada a cero decimales.

La tolerancia absoluta se define en cero para obligar a que el algoritmo pare solo por la condición definida en la tolerancia relativa.

El número de procesadores se define en 1, por dos razones: la primera es que el tamaño del problema de la ENFICC es muy pequeño y no amerita el uso de varios procesadores, y la segunda razón es para mantener la compatibilidad del modelo con el optimizador GLPK que no maneja varios procesadores.

Adicionalmente se propone redondear todos los coeficientes del modelo matemático a 6 decimales como máximo. Actualmente se generan coeficientes de hasta 14 decimales que pueden generar inestabilidad numérica en la solución del problema.

3.4. Modificación en el cálculo del volumen inicial del primer año histórico de embalses con curvas guías mínima y máxima

Se encontró que el volumen inicial del primer año histórico de todos los embalses se está calculando como el 50% del volumen útil, calculado como VolumenMax-VolumenMin. Para los embalses con curvas guías el volumen útil inicial no considera las curvas guías, luego se corre el riesgo de calcular un volumen inicial menor a la curva guía mínima y que el modelo deba relajar esta restricción. Se recomienda calcular el volumen inicial del primer año histórico de los embalses con curvas guías como:

Se realizó el cambio en la formulación, se ejecutó la ENFICC para todas las plantas del SIN y no se presentó ningún impacto en la ENFICC del sistema, sin embargo, se recomienda implementar este cambio para prevenir futuros inconvenientes.

4. Caudal ambiental y otros parámetros que pueden afectar el cálculo de la ENFICC en plantas hidráulicas.

Uno de los objetivos propuesto dentro del alcance del presente estudio es analizar la incorporación del caudal ambiental y otras variables que puedan afectar el cálculo de la ENFICC en las plantas hidráulicas. Actualmente el modelo considera los siguientes parámetros:

- Volumen mínimo y máximo. (valor único)

- Curva guía mínima y máxima. (valor variable por mes)

- Turbinamientos mínimos y máximos. (valor único)

- Filtraciones. (valor único)

- Bombeos. (valor único)

- Factor de conversión promedio. (valor único)

- IHF. (valor único)

- Acueductos y riegos. (valor variable por mes)

- Vertimiento mínimo. (valor único)

- Capacidad efectiva neta. (valor único)

En este capítulo se realizarán las propuestas para la inclusión de otras variables o parámetros de entrada que puedan afectar la ENFICC.

Adicionalmente se presentan en el Anexo 2, el resultado de las simulaciones realizadas en conjunto con el CND.

4.1. Factor de conversión variable:

Como se mencionó en el capítulo 1, la eficiencia de los generadores hidráulicos es afectada por la cota de los embalses asociados. Actualmente el modelo de la ENFICC usa el factor de conversión promedio.

Una manera de obtener un modelamiento mas cercano a la realidad de las plantas hidráulicas es modelar el factor de conversión como una tabla de puntos asociados a ciertos niveles de embalse. En el Acuerdo CNO 694 se definen 5 puntos entre 0 y el 100% del volumen útil. La propuesta es incorporar un modelo matemático para simular estos puntos dentro del modelo matemático del cálculo de la ENFICC.

Para modelar esta tabla se deben adicionar las siguientes ecuaciones al modelo matemático:

Donde:

	Es el segmento k del embalse. Se modelan 5 puntos: k=1 punto 0% del nivel útil, k=2 punto 25% del nivel útil, k=3 punto 50% del nivel útil, k= 4 punto 75% del nivel útil y k=5 punto 100% del nivel útil.
	Es una variable binaria que representa el rango en el cual se encuentra el nivel del embalse. Si =1 indica que el nivel del embalse entre 0%-25%, =2 entre 25%-50%, =3 entre 50%-75%, = 4 entre 75%-100% y =1 indica embalse al 100%
	Es una variable continua para modelar el turbinamiento de la planta para cada segmento k.
	Es el factor de conversión asociado a cada segmento k.

Se realizaron algunas simulaciones utilizando los valores reportados por los agentes. Se encontraron reducciones hasta de más del 30% en el valor de ENFICC para algunas plantas.

Este resultado demuestra el impacto que puede tener este modelamiento sobre la ENFICC de algunas plantas, por lo cual se recomienda sea incluido dentro del cálculo para disminuir el riesgo de atención de incumplimiento de ENFICC que pueda generar un déficit energético en el SIN.

4.2. Caudal ambiental:

Actualmente el modelo Hidenficc no tiene la posibilidad de incluir directamente la variable de caudal ambiental. Esta variable será incluida como un dato adicional del modelo con las siguientes alternativas:

- Caudal ambiental turbinable: En este caso el valor ingresado es modelado como un turbinamiento mínimo.

- Caudal ambiental No turbinable: En este caso el valor ingresado es modelado como una pérdida, es decir, será restado del caudal natural.

Adicionalmente se tendrá la posibilidad de ingresar un elemento que reciba este caudal ambiental.

Se recomienda que este nuevo parámetro sea incluido en el cálculo de la ENFICC para modelar de forma más precisa, la topología hidráulica de las plantas de generación.

4.3. Turbinamientos mínimos y máximos variables:

Actualmente el modelo Hidenficc no tiene la posibilidad de incluir parámetros de Turbinamientos mínimos y máximos variables en el tiempo. Se conoce que la licencia ambiental de algunas plantas del SIN está definida en función de estos parámetros.

Se recomienda que este nuevo parámetro sea incluido en el cálculo de la ENFICC para modelar de forma más precisa, la topología hidráulica de las plantas de generación.

4.4. Factor de pérdida del volumen útil de los embalses:

Como se mencionó en el Capítulo 1, fenómenos como el de la sedimentación generan afectaciones al volumen útil de los embalses. Para modelar este factor y los efectos que puedan tener en el tiempo, se incluyó en el cálculo de la ENFICC la posibilidad de ingresar un factor de pérdida anual acompañado de un número de años de afectación.

Dentro del modelo del Hidenficc se programó la siguiente ecuación para afectar el volumen mínimo de los embalses.

Donde,

	Es el factor de pérdida del embalse
	Es el número de años de afectación

Se propone que el número de años de afectación sea definido teniendo en cuenta las siguientes variables referidas a la fecha en la cual se hace el cálculo de la ENFICC:

- Número de años desde la última batimetría.

- Número de años que faltan para el inicio de la obligación.

- Número de años de asignación de Obligación de Energía Firme.

En un informe posterior se presentarán los resultados obtenidos de simulaciones con algunos parámetros entregados recientemente por el CNO. Una vez se realicen las simulaciones, se darán las recomendaciones definitivas de la conveniencia de incluir este parámetro en el cálculo de la ENFICC.

4.5. Cálculo de ENFICC estacional:

Uno de los objetivos del presente estudio, es desarrollar un modelo que permita la ejecución y cálculo de una ENFICC estacional. La propuesta desarrollada permite el cálculo de la ENFICC con la misma metodología actual para un subconjunto de meses de cada año histórico. Actualmente la ENFICC se calcula para los 12 meses de cada año histórico, iniciando en mayo y terminando en abril. Con la nueva alternativa se podrán realizar ejecuciones de invierno y verano, o en general para un mes inicial y final que no necesariamente sumen 12 meses.

Se realizaron algunas simulaciones preliminares en donde se calculó una ENFICC de verano, iniciando en el mes de diciembre y terminando en el mes de abril. También se calcularon las ENFICC de invierno iniciando en mayo y terminando en noviembre.

Para la ENFICC de verano se asumió un volumen inicial del mínimo histórico de los embalses del 1 de diciembre. Para algunas plantas no se obtuvieron diferencias significativas, pero para otras se presentaron mejoras de ENFICC hasta del 70%.

Para la ENFICC de invierno, se asumió un volumen inicial del mínimo histórico del 1 de mayo. En general los resultados arrojan ENFICC de invierno mucho mayor a la ENFICC de verano, sin embargo, se encontraron algunas plantas en las que la ENFICC de invierno es menor a la de verano.

En el informe final se realizarán simulaciones más detalladas para determinar algunas ventajas y desventajas que tendría la posibilidad de calcular ENFICC estacional.

4.6. Factor de seguridad en los embalses:

En el Capítulo 1, se mencionó que actualmente en el año crítico en donde se marca la ENFICC, los embalses alcanzan su mínimo técnico y que esto puede estar generando una sobrestimación de la ENFICC sobre todo en las plantas con embalses grandes que permiten almacenar el agua por más de 1 mes. Al revisar los datos históricos de los embalses desde el año 2000, no se encontró ningún año en el cual alguno de estos embalses con regulación mayor a 1 mes haya estado cercano a su volumen mínimo. De acuerdo con estos datos históricos, se eligió un factor de seguridad del 15% para realizar algunas simulaciones en plantas con embalses grandes. Los resultados obtenidos muestran una afectación muy baja para el cálculo de la ENFICC.

En el informe final se realizarán simulaciones más detalladas para determinar ventajas y desventajas que tendría la posibilidad de modelar un factor de seguridad para los embalses.

4.7. Desbalances Hídricos:

En el Capítulo 1, se había recomendado tener la posibilidad de incluir esta variable dentro del cálculo de ENFICC. Una vez realizadas las simulaciones anteriores en donde se incluyen factores de conversión variables, factores de pérdida de volumen útil y factores de seguridad para los embalses, se considera que no es pertinente modelar una nueva variable de desbalances, ya que dentro de los causales de esta problemática se encuentran algunos de los factores mencionados.

Referencias

[1]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, Resolución CREG 137 de 2009, Bogotá, 2009.
[2]	X. S. ESP, «XM SA ESP,» [En línea]. Available: https://www.xm.com.co/Paginas/Mercado-de-energia/verificacion-de-energia-firme.aspx. [Último acceso: 07 08 2020].
[3]	Consejo Nacional de Operación - CNO, Acuerdo 694, Bogotá, 2014.
[4]	CNO, Acolgen, «1er Taller sobre Gestión de Sedimentos en Embalses en Colombia - Memorias,» Bogotá, 2015.
[5]	M. Boiteux, La tarification de demandes en pointe: Application de la théorie de la vente au coût marginal, 1949.
[6]	Fred C. Schweppe, Michael C. Caramanis, Richard D. Tabors and Roger E. Bohn, Spor Pricing of Electricity, Boston, MA: Kluwer Academic Publishers, 1988.
[7]	S. S. Oren, Capacity Payments and Supply Adequacy in Competitive Electricity Markets, Berkeley: University of California, 2000.
[8]	W. A, «Are highly competitive power markets sustainable?,» Abstract for ISNIE Conference, Tucson, 2004.
[9]	Flórez Molina, M.T.a, g, Parra Sánchez, L.N.b, g, Bolaños Benítez, S.V.c, g, Gallo Sánchez, L.J.d, g, Poveda Sáenz, A.e, g, Agudelo Echavarría, D.M.f, g, «Tasas de sedimentación y características de sedimentos de fondo en tres embalses de Antioquia,» Colombia, 2018.

ANEXO 1 FORMULACIÓN MATEMÁTICA CON CAMBIOS PROPUESTOS

NÚMERO	ECUACIÓN
0
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
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ANEXO 2.

INFORME 4 – ANÁLISIS DE LOS MODELOS DE PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS

EVALUACIÓN DE LOS MODELOS DE CÁLCULO DE ENERGÍA FIRME PARA EL CARGO POR CONFIABILIDAD DE PLANTAS HIDRÁULICAS, EÓLICAS Y SOLARES

VERSION PARA COMENTARIOS DE LA INDUSTRIA

Preparado para:

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

Índice de Contenido

Resumen Ejecutivo	5
1.	Metodología ENFICC de Plantas Eólicas y Solares – Descripción y Análisis.	7
1.1.	Cálculo de la ENFICC Plantas Eólicas – Resolución CREG 167 de 2017	8
Estimación ENFICC Plantas sin Información de Vientos	8
Estimación ENFICC Plantas con Información de Vientos	10
Sobre la Función de Conversión	10
Sobre las Series de Viento	11
Sobre las Medidas de Viento	11
1.2.	Energía Firme Plantas Eólicas – Acuerdo CNO 1319	11
Protocolo 1. Guía de buenas prácticas y requerimientos mínimos de medición	12
Protocolo 3. Uso de Modelos de Extrapolación por Altura.	12
Protocolo 4. Metodología para la reconstrucción de series de velocidad y dirección de  viento	13
Protocolo 2. Modelo de Parque, Cálculo de Energía Mensual de Parque, Cálculo de la ENFICC y Función de Parque.	13
1.3.	Cálculo de la ENFICC Plantas Solares – Resolución CREG 201 de 2017	15
1.4.	Energía Firme Plantas Solares – Acuerdo CNO 1042	18
Protocolo para la verificación y medición de series históricas	18
2.	Análisis metodologías ENFICC eólica y solar vigentes	19
2.1.	Metodología ENFICC plantas solares	19
ENFICC horaria (ventana diaria con detalle horario) – Solares	19
ENFICC diaria – Solares	20
ENFICC semanal – Solares	21
ENFICC mensual – Solares	23
ENFICC estacional – Solares	24
Análisis generación real El Paso Solar	25
Ventana de tiempo	25
Resumen y análisis	26
2.2.	Metodología ENFICC plantas eólicas	26
Sobre la Función de Conversión para las diferentes ventanas de cálculo	27
Análisis ENFICC diferentes ventanas de cálculo	28
ENFICC estacional – eólicas	30
3.	Ajustes Propuestos a las Metodologías ENFICC Vigentes	31
3.1.	Plantas Eólicas	31
3.2.	Plantas Solares	33
Referencias	34

INFORME 4 – ANÁLISIS DE LOS MODELOS DE PLANTAS SOLARES Y EÓLICAS

Resumen Ejecutivo

En el marco del desarrollo del proyecto de consultoría “Evaluación de los modelos de cálculo de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de plantas hidráulicas, Eólicas y Solares”, el equipo consultor conformado por la Unión Temporal DiAvante – Energya, se permite entregar este documento “Análisis de los Modelos de Plantas Solares y Eólicas” a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Este informe en su primer capítulo presenta un estudio y análisis comparativo de las metodologías vigentes para el cálculo de la ENFICC de plantas solares y eólicas, este análisis busca armonizar dichas metodologías; con este capítulo se abarcan los puntos 11 y 13 de los Términos de Referencia. Por su parte, en el capítulo 2 se presenta un análisis de las metodologías descritas buscando evaluar el cumplimiento que tienen dichas metodologías frente a los propósitos del cálculo de la ENFICC, se hace un análisis y revisión de la ventana de cálculo actual frente a otras ventanas de cálculo, abarcándose el punto 12 de los Términos de Referencia. Se resalta que a lo largo de los capítulos 1 y 2 se identifican y enuncian problemas y oportunidades de mejora de las metodologías o modelos de cálculo de la ENFICC tanto solar como eólica, mientras que en el capítulo 3 se desarrollan y detallan las propuestas de solución planteadas por el equipo consultor, en función de los análisis presentados y buscando que los modelos recojan los avances tecnológicos que se dan en este tipo de tecnologías.

Las recomendaciones se resumen en:

Plantas Eólicas:

- Revisar si conviene seguir manteniendo una situación de default para el caso de que no haya mediciones, u obligar a que toda planta tenga mediciones. En caso de mantener este criterio default, se propone actualizar el guarismo 6% a la luz de los avances tecnológicos.

- Revisar la consistencia en la incorporación del parámetro IHF.

- Revisar la aproximación lineal que se realiza para el cálculo de los valores mensuales de Energía.

Plantas Solares:

- Se recomienda uniformar este cálculo al de las centrales eólicas, usando funciones de conversión, las que permitirán incorporar los avances tecnológicos

- Respecto a la función de conversión, y dado que los avances tecnológicos no sólo se dan en el campo de los paneles solares propiamente tales, sino que también en la función inversora de Corriente Continua a Corriente Alterna, se propone una función de conversión diferenciada, de acuerdo con la Figura 1. Pasos Función de Conversión Plantas Solares

Figura 1. Pasos Función de Conversión Plantas Solares

En relación con la ventana temporal, los análisis efectuados muestran que la ventana mensual usada actualmente es la más adecuada para este tipo de centrales.

1. Metodología ENFICC de Plantas Eólicas y Solares – Descripción y Análisis.

En el Informe 2 de este estudio se presentó el concepto de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) como lo define la Resolución CREG 071 de 2006 [1], esto es:

“Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año.”

No obstante, es evidente que esta condición de baja hidrología hace referencia o es aplicable para las plantas hidráulicas y, su aplicación a otras tecnologías como la solar y eólica fue aclarada por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG en su Concepto Jurídico 3557 de 2018 [2] en donde se afirma que la ENFICC es aquella energía que le permite a un generador cumplir sus Obligaciones de Energía Firme asignadas cuando se presenten condiciones críticas; además, esta condición crítica en su definición genérica hace referencia al evento en el cual el precio de bolsa es mayor que el precio de escasez de activación.

Buscando una explicación más conceptual para la definición de energía firme en este tipo de centrales, es necesario aclarar que normalmente la Suficiencia de un sistema con capacidad de regulación tiene 2 condiciones:

- Condición de suficiencia de capacidad

- Condición de suficiencia de energía

Respecto a la primera condición de suficiencia, ella es la que se busca en las horas de punta de un sistema eléctrico, o más general, cuando la oferta y demanda están en su punto más estrecho, habiendo incluso probabilidad de tener potencia no suministrada, lo que también se refleja en precios de bolsa cercanos al de escasez (incluso superiores). Este concepto es usado en una variedad de mercados, como Suecia, Reino Unido, Irlanda, Bélgica, España, Portugal, entre otros, y en todos ellos el reconocimiento de energía firme asociado a suficiencia de capacidad para este tipo de centrales es nulo, aunque por razones distintas para eólico y solar: las centrales eólicas no son capaces de aportar a la suficiencia, ya que la volatilidad y variabilidad del recurso viento es tal alta, que existe total certeza que existirán varias horas del año en que la producción eólica es nula, ya sea por velocidades de viento muy bajas o muy altas, luego ellas no pueden garantizar el concepto de “continuamente”; para el caso de solares, la razón es otra, ya que si bien pueden garantizar una operación continua, a diferencia de las eólicas, normalmente producen en momentos en que los sistemas no están en sus horas de punta o máxima estrechez, por lo que no aportan a la suficiencia de potencia, salvo en aquellos sistemas en que las horas de punta ocurran durante el día.

La situación cambia cuando se habla de suficiencia de energía, ya que en ese caso estas centrales si aportan, dentro de un rango de output variable evidentemente, con energía en un mes seco o en un período en que se requiera recuperar embalses. En este caso, la producción de energía eólica o solar si “puede aliviar” a los sistemas cuando el recurso hidráulico es escaso, situación que es particularmente importante en sistemas que tengan una dependencia de la energía hidráulica en porcentajes altos (superiores al 50%). En este caso, se busca la energía firme para las centrales eólicas y solares como aquella energía que se puede garantizar con alta probabilidad en un

determinado lapso de tiempo y, en este caso, si se le reconoce un aporte a la suficiencia, como son los casos de Chile, El Salvador, Perú (a partir de 2019), PJM y Francia, entre otros.

La forma de reconocimiento difiere en estos mercados, pero básicamente se obtiene de alguna de las siguientes formas:

- Factor de planta mínimo (casos Chile, El Salvador)

- Factor de planta promedio (caso PJM)

También los mercados difieren en cómo obtener estos valores, y muchos lo hacen en base a la historia, como Chile y El Salvador, y otro efectúan la construcción de series futuras (Montecarlo) con base en la muestra histórica, como Finlandia.

Es así como en el caso de Chile se determina con base en:

- menor factor de planta anual de los últimos 5 años anteriores al año de cálculo;

- promedio simple de los factores de planta registrados para cada uno de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema para el año de cálculo.

El Salvador considera la energía generable en el año de menor recurso primario; PJM usa el promedio de producción en horas de punta de los últimos tres años.

El análisis mostrado y la interpretación del contenido de las resoluciones CREG mencionadas, lleva a lo siguiente: el concepto de energía firme para estas centrales está basado en los principios de suficiencia de energía, usando para su cálculo factores de planta mínimos históricos.

1.1. Cálculo de la ENFICC Plantas Eólicas – Resolución CREG 167 de 2017

Como se observa en la Figura 2, la Resolución CREG 167 de 2017 “Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas” [3], establece dos criterios para la estimación de la ENFICC de las plantas eólicas dependiendo de la información de velocidad de vientos disponible, de acuerdo con lo siguiente.

Figura 2. Posibilidades Cálculo Energía Firme Plantas Eólicas.

Estimación ENFICC Plantas sin Información de Vientos

En el caso de las plantas eólicas que cuentan con información de velocidades de viento inferiores a 10 años; la energía firme de estas plantas corresponde al 6% de la Capacidad Efectiva Neta – CEN. Dicho valor porcentual de la CEN se establece en el Documento CREG 075 de 2011 [4] y se justifica de acuerdo con un análisis de la curva de distribución de probabilidad del factor de utilización de esta tecnología; dicho análisis se realizó en su momento para la planta Jepirachi.

Al extender al análisis de dicho documento, es decir, realizar el análisis de Jepirachi con los datos hasta 2016 (6 años más de operación con referencia al análisis inicial), se encuentra que, bajo esta metodología, el valor del 6% sigue siendo válido. Estos resultados se muestran en la Figura 3.

Figura 3 Extensión análisis Doc. CREG 075 de 2011

No obstante, a pesar de confirmarse que el valor de 6% sigue vigente, cabe señalar que los parámetros de diseño de dicha planta, que data del año 2005 están bastante obsoletos, toda vez que la mencionada central usó la tecnología de la época, en cuanto a altura de aerogeneradores, capacidad, entre otras características, que no están vigentes actualmente o son obsoletas.

Figura 4. Comparativo Características Básicas Aerogeneradores

Observación del Consultor: Por lo anterior, en caso de mantener este criterio default, se propone actualizar el guarismo 6% a la luz de los avances tecnológicos, estableciendo quizás un factor de penalización menor a 1, esto, para incentivar a que se cuente con las mediciones.

Estimación ENFICC Plantas con Información de Vientos

Para plantas eólicas que cuenten con información de vientos, esto es, serie histórica de velocidad de viento igual o mayor a 10 años medida en sitio o estimada de acuerdo con los mecanismos descritos más adelante; la ENFICC se determinará a partir de la definición de una función de conversión particular de cada parque o planta, a su vez, esta función surge a partir de un modelamiento energético. Para el cálculo de la ENFICC se determina primero la energía que se genera en cada mes de la serie de velocidades de viento, así:

Donde:

Seguidamente, se obtiene el mínimo valor de cada año de la serie de energía definida en el paso anterior; de estos valores, el menor corresponde a la ENFICC.

Observación del Consultor: La definición de la función de conversión que conlleva a definir la EFC_M, debería tener en cuenta el IHF, esto, para que los argumentos de la Ecuación 2 sean comparables.

Sobre la Función de Conversión

La Función de Conversión se construye para cada planta o parque eólico, y permite obtener la generación de energía neta mensual promedio en kWh/día a partir de la serie de velocidad de vientos, a su vez, esta función resulta del respectivo modelamiento energético de dicha planta o parque. Además, se delega al CNO para establecer los procedimientos para hacer dicho modelamiento, más adelante se describirán estos procedimientos. La regulación dicta unos parámetros o información mínima con la que se debería contar para el modelamiento energético de estas plantas, estos son:

- Contar con medidas en sitio (diez minútales) de temperatura, velocidad y dirección de viento de por lo menos 12 meses continuos.

- Ubicación de cada aerogenerador.

- Información de otras plantas en un radio no menor a 5 km en la dirección predominante del viento.

- Orografía y rugosidad del terreno, altura del buje, densidad del aire, curvas de potencia de los aerogeneradores.

- Coeficientes de empuje, pérdidas por estela, pérdidas eléctricas.

Observación del Consultor: Se entiende que el requerimiento de medidas en sitio a nivel diezminutal es porque dicha información se debiera contar por motivos de la operación diaria y Servicios Complementarios, pero no sería un requisito cuando el objetivo es determinar Energía Firme bajo el concepto individualizado en la introducción a este capítulo, por lo anterior, mediciones a nivel

horario debieran ser suficientes para calcular la energía firme, sin ser esto impedimento alguno de usar mediciones con menor resolución temporal cuando se cuente con estas.

Sobre las Series de Viento

La Comisión mediante la Resolución en mención, permite hacer una extrapolación temporal o reconstruir la serie de velocidades de viento a partir de datos de fuentes secundarias y de mediciones en sitio (mediciones diezminutales y no re-construibles) de por lo menos un año. Sobre las fuentes secundarias de información, se delega al CNO para establecer cuales fuentes podrán ser usadas para la reconstrucción de la serie de velocidad de vientos^[6]. Por su parte, la información medida en sitio y la información secundaria deberán tener un factor de correlación de Pearson r no menor a 0.866, finalmente y como se verá más adelante, se delega al CNO establecer los mecanismos válidos para realizar esta extrapolación temporal o construcción de series.

En general, se considera adecuado un índice de correlación mayor a 0,8 (ver [5]).

Sobre las Medidas de Viento

En el mismo sentido del apartado anterior, en caso de no contar con medidas en sitio de la serie de velocidad de viento a la altura del buje, se permite hacer una extrapolación espacial; igualmente, se delega al CNO a establecer los procedimientos para realizar dicha extrapolación.

En relación con dicha extrapolación espacial a distintas alturas, y en el entendido que para referir la velocidad disponible a una altura deseada se tiene

Conocidos los términos ,,y el coeficiente á para una extrapolación específica en un sitio dado, el segundo factor se convierte en una constante y por lo tanto es indiferente referir primero cada dato a la altura deseada y luego promediar los resultados, o lo contrario, primero promediar las medidas disponibles y luego extrapolar este resultado promedio.

No obstante, es de anotar que, al calcular el valor promedio de una serie, todos los datos de la serie deben estar a la misma altura, de tal manera, que si eventualmente se dispone de información histórica a diferentes alturas, debe aplicarse esta extrapolación espacial por altura para cada serie que tenga la misma altura de medición.

1.2. Energía Firme Plantas Eólicas – Acuerdo CNO 1319

Recogiendo las disposiciones de la Resolución CREG 167 del 2017, el Consejo Nacional de Operación

- CNO, mediante el Acuerdo CNO 1319 aprobó 4 protocolos que complementan el proceso o metodología del cálculo de la ENFICC de plantas eólicas, esto protocolos son:

- Guía de buenas prácticas y requerimientos mínimos de medición.

- Modelo de Parque, Cálculo de Energía Mensual de Parque, Cálculo de la ENFICC y Función de Parque.

- Uso de Modelos de Extrapolación por Altura.

- Metodología para la reconstrucción de series de velocidad y dirección de viento.

Protocolo 1. Guía de buenas prácticas y requerimientos mínimos de medición.

Este protocolo surge dada la necesidad de contar con mediciones precisas de viento, temperatura, presión atmosférica y humedad en sitio para hacer las respectivas reconstrucciones de las series. Se establecen 5 etapas para hacer una correcta medición de las variables en sitio, estas son:

- Selección de la zona de instalación: busca hacer una correcta caracterización del sitio en donde se instalarán las torres y equipos de medida para luego determinar, por ejemplo, el número de torres a instalar, su disposición y su altura.

- Selección de los equipos de medición: busca determinar la cantidad, tipo, modelo, entre otros, de los equipos para medir velocidad horizontal de viento, dirección de viento, presión atmosférica y humedad.

- Instalación de torres e instrumentos: Se determinan las características constructivas de la torre, la configuración y montaje de los sensores y/o equipos de medida, el sistema de registro de datos, el procedimiento para llevar a cabo el montaje de la(s) torre(s), finalmente, el procedimiento y montaje de los sistemas de datos, cableado y protección contra rayos.

- Calibración y verificación: establece los procedimientos de calibración preliminares de los equipos, así mismo, los procedimientos de verificación del correcto funcionamiento de los equipos durante la campaña de medición y, la regularidad de los informes de tendencia de medición.

- Operación y mantenimiento: procedimientos y/o prácticas para el cuidado de los equipos, procedimiento para las visitas al sitio de medición.

Protocolo 3. Uso de Modelos de Extrapolación por Altura.

Como ya se mencionó, la regulación vigente permite hacer una extrapolación espacial cuando no se tengan mediciones de viento a la altura del buje de las turbinas. Para esto, el CNO mediante el acuerdo en mención establece que el método de extrapolación por altura válido se basa en la Ley de Potencias, argumentando que esta ley es simple, robusta y es capaz de representar las características del terreno, estabilidad atmosférica y variaciones diarias y estacionales. Como se muestra en la ecuación (2) el modelo permite obtener un dato de velocidad horizontal  a una altura  a partir de una velocidad de referencia (fuente secundaria)  a una altura de referencia y un coeficiente de cortante de viento  corresponde a una modificación por altura de desplazamiento.

Finalmente, el cálculo de se puede hacer por medio de métodos basados en velocidades de viento en sitio (velocidades medidas a dos alturas o tres alturas de medición como referencia) o de correlación basada en altura y velocidad (método de Justus-Mikhail).

Protocolo 4. Metodología para la reconstrucción de series de velocidad y dirección de viento.

La extrapolación temporal o reconstrucción de las series de velocidad y dirección de viento toma los datos obtenidos mediante el Protocolo 1, esto es, mediciones a nivel diezminutal por mínimo un año. En primera medida, estos datos deben contar con las siguientes características:

- Pérdidas de información no mayores al 5% o 18.25 días, no pueden ser más de dos semanas consecutivas; el llenado de datos se podrá hacer a partir de información redundante (información de otro instrumento de la campaña de medición) o a través de la aplicación de procedimientos estadísticos.

- Índice de correlación de Pearson de 0.83 ^[7]para los datos de la campaña de medición y los de la fuente secundaria durante el periodo en común.

Cuando se cumplen con las condiciones ya descritas, se aplica el modelo MCP (Measure Correlate Predict) para obtener la serie construida para los diez años, este modelo incorpora información de dirección para realizar una reconstrucción conjunta de dirección y velocidad.

Protocolo 2. Modelo de Parque, Cálculo de Energía Mensual de Parque, Cálculo de la ENFICC y Función de Parque.

Este protocolo es el sustento o documento soporte del software desarrollado y/o habilitado para el cálculo de la Energía Firme de las plantas eólicas. A partir de los datos de serie velocidad de vientos, temperatura, variables atmosféricas, distribución espacial de las turbinas, entre otros, permite establecer el modelo energético del parque, la función de conversión y las energías mensuales necesarias para hacer el cálculo de la ENFICC. En los siguientes apartados se presentará el paso a paso para llegar al cálculo de la ENFICC, se parte de contar con la serie de vientos para los 10 años y, de tener datos a la altura del buje.

Asignar datos a cada turbina:  

De acuerdo con el radio de representatividad de cada punto o torre de medición, se asigna a cada turbina los datos correspondientes a serie de vientos, temperatura y densidad. Además, de acuerdo con la densidad promedio a la altura del buje se hacen las respectivas correcciones de las curvas de coeficiente de empuje y de potencia eléctrica.

Cálculo del cableado eléctrico para pérdidas eléctricas

Se determina la longitud del cable de cada turbina al Punto de Conexión Común - PCC, así como características tales como tensión y resistencia eléctrica por km.

Cálculo de estela para cada dato:

Para esto, se ordenan las turbinas de acuerdo con el orden de incidencia del viento sobre estas, buscando establecer las velocidades perturbadas para cada turbina. Dichas velocidades perturbadas corresponden a las “velocidades reales” que verá cada turbina de acuerdo con los efectos o pérdidas por estela, para hallar estas velocidades se utiliza el modelo de Efecto de Estela de Koch.

Cálculo de la energía mensual del parque

A partir de la velocidad real que ve cada turbina o velocidades perturbadas y mediante el método de cálculo directo, se halla la energía horaria generada en bornes para cada turbina. Se tiene en cuenta corrección de potencia instantánea generada por cambios en la densidad, además, la temperatura de operación.

Cálculo de la energía horaria en el Punto de Conexión Común

Corresponde a referir la energía al PCC, es decir, a partir de los parámetros del cableado ya establecidos, se restan las pérdidas eléctricas.

Energía total horaria y mensual del Parque Eólico

Con los datos de cada turbina referida al PCC, se suma las energías de todas las turbinas para cada intervalo horario, además, se suman para todo el mes y se obtiene la energía mensual generada por el parque para cada mes durante el horizonte de 10 años.

Función de Conversión del Parque

Para hallar esta función se calcula la velocidad mensual promedio, esta corresponde a la velocidad promedio de todas las velocidades horarias a la altura del cubo de todas las turbinas del parque para un mes dado. Además, para el cálculo de la Función de Conversión, el protocolo establece textualmente:

Cálculo de la Función de Conversión: una vez se tienen todas las energías mensuales y las velocidades promedio mensuales, se aproximan los 120 datos a una función de lineal, en la cual la energía generada por el parque depende linealmente de la velocidad mensual de parque. Los parámetros de la función se hallan por medio de minimizar el error mínimocuadrado entre los valores estimados y los valores reales.

Observación del Consultor: llama la atención esta aproximación lineal, toda vez que la relación entre energía y velocidad de viento en una central eólica es cúbica. Se entendería que la función de conversión que transforma velocidad de viento en energía ya recoge estas características, y debiera usarse esos valores de energía directamente para construir las series mensuales para el cálculo de energía firme, si se quisiera usar una aproximación, se sugiere una polinómica de grado 3.

Finalmente, con las energías generadas en los 120 meses, se puede hallar la energía diaria promedio mensual de cada mes (dividir la energía mensual en el número de días del mes correspondiente), luego, se aplica la ecuación 2. El proceso de cálculo de la ENFICC y la aplicación de todos los protocolos establecidos en este Acuerdo, se resumen y presentan gráficamente en la Figura 5.

Figura 5. Acuerdo CNO metodología ENFICC plantas eólicas. Fuente: tomado y adaptado del Acuerdo

1.3. Cálculo de la ENFICC Plantas Solares – Resolución CREG 201 de 2017

El cálculo de la Energía Firme para las plantas solares es mucho más sencillo que el de las eólicas y corresponde a aplicar una ecuación que relaciona el recurso primario (Irradiación), pérdidas, IHF, CEN, entre otros. Este proceso se estableció con base en el estudio realizado por Fonroche para la CREG [7]. En la Figura 6 se presenta el proceso de cálculo de la ENFICC.

Para el cálculo de la ENFICC, se deberá contar con series históricas de GHI y TA igual o mayor a diez (10) años

Se obtendrá el minimo valor  de la serie mensual. El menor valor corresponderá a la ENFICC

La ENFICC, será afectada por el factor de uso de medidas reales de irradiación y degradación en el sitio o fuera del sitio de ubicación de la planta

Figura 6. Formula y proceso de cálculo de la Energía Firme de plantas solares

Donde:

	Factor de conversión de unidades de MW a kW para la CEN
	Irradiación en condiciones constantes

Constante por pérdidas de un sistema solar fotovoltaico

Esta constante incluye entre otras: pérdidas óhmicas, pérdidas por dispersión, pérdidas del inversor, pérdidas por suciedad.

Constante de inclinación

Depende de la tecnología de estructura del soporte y de la inclinación. Incluye, entre otros, la ganancia en el plano incidente de radiación, pérdidas por sombreado. Toma los siguientes valores:

Pérdidas por temperatura ambiente

Las constantes a, b, c y d dependen del tipo de módulo y estructura

	Promedio de temperatura ambiente para cada mes m del año t. [°C]
	Irradiación horizontal agregada en el mes m del año t [kWh-mes/m2]
	Indisponibilidad Histórica Forzada
	Capacidad efectiva neta [MW]
	Factor por uso de medidas reales de irradiación y degradación.

A diferencia del caso de las plantas eólicas, no hay una función de conversión y, por lo tanto, es más difícil considerar los avances tecnológicos, ya que habría que empezar a modificar las constantes para introducir los cambios tecnológicos. Asimismo, existe cierta inconsistencia entre las constantes de pérdidas y la capacidad efectiva toda vez que la metodología vigente para el cálculo de la CEN ya considera o incluye las pérdidas a nivel del parque.

Observación del Consultor: Es altamente recomendable incluir funciones de conversión, al igual que las centrales eólicas, las que permitirán incorporar los avances tecnológicos, como paneles cos dos caras; sistemas de rastreo, etc.

Respecto a la función de conversión, y dado que los avances tecnológicos no sólo se dan en el campo de los paneles solares propiamente tales, sino que también en la función inversora de Corriente Continua a Corriente Alterna, se propone una función de conversión diferenciada, de acuerdo con la Figura 7. Pasos Función de Conversión Plantas Solares

Figura 7. Pasos Función de Conversión Plantas Solares

Factor de degradación de la potencia DC

Dado que la tecnología solar aún continúa presentando mejoras tecnológicas apreciables en la degradación de la potencia, es conveniente que cada planta solar declare la tasa de degradación de potencia del fabricante debidamente certificada.

En caso de que la planta no suministre esta información se le asignará una tasa default de tal manera que desincentive su propio uso para efectos del modelo ENFICC

Esta tasa default puede corresponder a una vejez tecnológica de 5 años con un factor de penalidad del 10%. La vejez tecnológica se asociaría a la menor tasa al quinto año de las plantas solares fotovoltaicas monofaciales mayores que iniciaron operación durante los últimos 5 años. Como referencia un panel típico actual de 400 W inicia con 3% de degradación el año 1 y termina con 20% al año 25.

1.4. Energía Firme Plantas Solares – Acuerdo CNO 1042

En el mismo sentido de la metodología eólica, la Comisión delega al CNO para establecer el protocolo con el cual se realizará la verificación y medición de los parámetros temperatura ambiente TA e irradiación solar horizontal GHI. Así mismo, el protocolo establece la metodología para ajustar las series de tiempo (reconstrucción de series).

Protocolo para la verificación y medición de series históricas

Este protocolo recoge los requerimientos mínimos para realizar una campaña de medición de irradiación solar horizontal GHI y temperatura ambiente TA, así como la metodología para la construcción y ajuste de series de tiempo para las mismas variables.

Requerimientos mínimos para la medición de GHI y TA

Establece las características de los equipos de medición (piranómetro y termómetro), las características y/o procedimientos de calibración, operación y mantenimiento de los equipos y de la campaña en general, características de la toma de datos y muestreo. Así mismo, se establece el mecanismo de llenado de datos y la pérdida máxima de los mismos (5%).

Metodología para la verificación y ajuste de series de tiempo

Esta reconstrucción se hace a partir de datos medidos en sitio de por lo menos un año y de datos de una fuente secundaria (satelital) de por lo menos 10 años. Estos deben tener un periodo común u overlap de un año. Para hacer esta reconstrucción se debe considerar:

- La información de la fuente secundaria debe tener una resolución espacial de 10 km y frecuencia horaria.

- Para el overlap entre los datos medidos en sitio y los de la fuente secundaria deben contar con un índice de correlación de Pearson > 0.9 para la serie de irradiación horizontal y > 0.84 para la serie de temperatura ambiente TA.

- Verificada la correlación, se aplica el modelo MCP (Measure Correlate Predict) para obtener la serie construida para los diez años.

- Para la verificación de las series de datos y la reconstrucción de las mismas, el CNO diseñó dos Macros Excel de público conocimiento.

2. Análisis metodologías ENFICC eólica y solar vigentes

En este capítulo se analizarán las metodologías descritas en el capítulo anterior para calcular la ENFICC de las plantas eólicas y solares, esto, buscando hacer una evaluación del cumplimiento que tienen estas metodologías y/o procedimientos en la estimación de la energía firme.

De nuevo, como se planteó en el capítulo anterior, para estos análisis se entiende la energía firme como aquella energía que le permite a un generador cumplir sus Obligaciones de Energía Firme asignadas cuando se presenten condiciones críticas.

En particular este capítulo analiza lo indicado en numeral 12 de los TDR, relativo a estimar la energía firme considerando distintas ventanas de cálculo (horario, diario, semanal o mensual), y los métodos y/o parámetros utilizados.

2.1. Metodología ENFICC plantas solares

Para este análisis y con base en la metodología de la sección 1.3, se hace el cálculo de la ENFICC en diferentes ventanas de tiempo para los proyectos de generación La Loma Solar y El Paso Solar que reportaron parámetros en la última subasta de Cargo por Confiabilidad, estos parámetros se publicaron en la Circular CREG 024 de 2019 [8] y corresponden a la serie horaria de irradiación horizontal, serie horaria de temperatura ambiente y, las diferentes constantes y parámetros. A continuación, se detallan estos cálculos.

ENFICC horaria (ventana diaria con detalle horario) – Solares

Para esta estimación se aplica la fórmula descrita en la sección 1.3 con las siguientes modificaciones:

Es decir, se calcula la energía generada en la hora h, del día d, del mes m y del año t () en kWh. Para esto, la componente  corresponde a la temperatura ambiente a nivel horario reportada en °C y, la componente  a la irradiación horizontal para cada hora en . Finalmente, para todos los días del horizonte de análisis (10 años), se agregan los valores de , es decir, se obtiene la generación diaria (kWh-día), el menor valor corresponderá a la ENFICC (antes de aplicar el factor por degradación ).

Los resultados obtenidos para La Loma Solar y El Paso Solar se presentan en las Figura 8 y Figura 9 respectivamente.

Figura 8. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana horaria para La Loma Solar. Este valor de ENFICC se da el 16 de nov de 2012

Figura 9. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana horaria para El Paso Solar. Este valor de ENFICC se da el 3 de dic de 2013

Cabe señalar que la opción de cálculo horaria propiamente dicha sería tomar la peor hora del horizonte de análisis y multiplicarla por 24, no obstante, se considera que esto no corresponde o no reflejaría el aporte real que tienen estas plantas a la confiabilidad del sistema.

ENFICC diaria – Solares

Para esta estimación se aplica la siguiente fórmula:

Donde  corresponde a la energía generada en el día d, del mes m, del año t, en kWh-día. Para esto, la componente  corresponde a la temperatura ambiente promedio diaria, en °C y la componente  a la irradiación horizontal agregada para cada día en .

Estos datos se ordenan y el menor valor corresponderá a la ENFICC (antes de aplicar el factor por degradación ).

Los resultados obtenidos para La Loma Solar y El Paso Solar se presentan en las Figura 10 y Figura 11 respectivamente.

Figura 10. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana diaria para La Loma Solar. Este valor de ENFICC se da el 16 de nov de 2012

Figura 11. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana horaria para El Paso Solar. Este valor de ENFICC se da el 3 de dic de 2013

ENFICC semanal – Solares

En este caso, la fórmula a aplicar será:

Donde  corresponde a la energía generada en la semana s, en kWh-semana. Para esto, la componente  corresponde a la temperatura ambiente promedio para cada semana en °C y la componente  a la irradiación horizontal agregada para cada semana en . Cómo lo estipula la metodología, se calcula la energía diaria del enésimo dato en kWh-día con la fórmula . Estos datos se ordenan y el menor valor corresponderá a la ENFICC (antes de aplicar el factor por degradación ).

Los resultados obtenidos para La Loma Solar y El Paso Solar se presentan en las Figura 12 y Figura

13 respectivamente.

Figura 12. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal para La Loma Solar. Este valor de ENFICC se da para la semana 2 – 8 de marzo de 2012

Figura 13. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal para El Paso Solar. Este valor de ENFICC se da para la semana 11 – 17 de nov de 2010

Otra posibilidad para calcular la ENFICC con ventana semanal (método 2), es agregar la  de los 7 días de la semana de todas las semanas durante el horizonte de datos, hallar el promedio diario para cada semana y el menor valor será la ENFICC; a priori se espera que el resultado sea muy cercano, no el mismo por la relación cúbica que tiene la expresión para hallar las pérdidas por temperatura. A continuación, se muestran los resultados producto de este método, no obstante, es de resaltar que este no corresponde al método descrito en la Resolución CREG 201 de 2017.

Figura 14. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal (método 2) para La Loma Solar. Este valor de ENFICC se da para la semana 2 – 8 de marzo de 2012

Figura 15. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal (método 2) para El Paso Solar. Este valor de ENFICC se da para la semana 11 – 17 de nov de 2010

ENFICC mensual – Solares

Para esta el cálculo con una ventana de tiempo mensual, se aplica la ecuación y metodología tal cual se describe en la sección 1.3 de este informe. Estos valores de ENFICC son antes de aplicar el factor por degradación .

Los resultados obtenidos para La Loma Solar y El Paso Solar se presentan en las Figura 16 y Figura 17 respectivamente.

Figura 16. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal para La Loma Solar. Este valor de ENFICC se da para noviembre de 2016.

Figura 17. Curva de distribución del cálculo de la ENFICC con ventana semanal para El Paso Solar. Este valor de ENFICC se da para noviembre de 2016

ENFICC estacional – Solares

El cálculo o estimación de la ENFICC estacional para las plantas solares puede tener dos enfoques o metodologías, el primero consiste en agregar y promediar las variables de irradiación y temperatura ambiente para toda la estación y aplicar la fórmula ya descrita. El otro enfoque es seguir bajo la metodología mensual y hallar el peor mes histórico de cada estación, es decir, la ENFICC de verano corresponderá al peor mes histórico de verano y, por ende, la ENFICC de invierno al peor mes histórico de los meses de invierno. Bajo este entendido, en las Figuras Figura 18Figura 19 se muestran los resultados obtenidos.

Figura 18. Resultados ENFICC estacional agregando y/o promediando valores. * ENFICC antes de aplicar factor de degradación

Figura 19. Resultados determinación ENFICC estacional como el peor mes histórico de cada estación. * ENFICC antes de aplicar factor de degradación

Análisis generación real El Paso Solar

Con el fin de buscar una relación entre el cálculo de la energía firme y la realidad en cuanto a la generación de estas plantas, a continuación, se presenta la generación real de El Paso Solar para las diferentes ventanas de cálculo, estos resultados surgen a partir de los datos reales publicados en el Portal BI de XM para el periodo de tiempo marzo 2019 - agosto 2020.

Figura 20. Curvas de distribución de la generación real en diferentes ventanas de tiempo para El Paso Solar.

Ventana de tiempo

En relación con la selección de la ventana de tiempo más apropiada para evaluar la firmeza de los recursos intermitentes solares y eólicos, se consideran dos enfoques: la relevancia de la granularidad temporal en el sistema nacional y la neutralidad tecnológica.

En cuanto al primer enfoque de la relevancia de la granularidad temporal en el sistema nacional, se puede decir que la firmeza de estos recursos intermitentes es pertinente para una granularidad temporal comparable con la posibilidad de que sea almacenada en las reservas hídricas, es decir, comparable con el periodo de regulación del embalse agregado colombiano, la cual es de algunos meses. Lo anterior indica que la ventana de tiempo de 1 mes es relevante.

En cuanto al segundo enfoque de neutralidad tecnológica, y al ser los recursos hídricos, y en particular aquellos que no tienen un embalse, evaluados en su ENFICC para ventanas temporales de 1 mes, es altamente recomendable que la ventana de tiempo para los recursos analizados en este informe sea lo más cercano a 1 mes, con el fin de mantener una equidad o neutralidad tecnológica en este criterio.

Resumen y análisis

En la Figura 21 se presenta un resumen de los resultados del cálculo de la ENFICC con diferentes ventanas de tiempo, para los dos proyectos analizados, así como la generación real de El Paso Solar para las mismas ventanas; además, la fecha o periodo de tiempo donde ocurre el dato presentado. Se resalta que la ENFICC calculada por medio de la Macro publicada por la CREG, es de 278,949 kWh- día para El Paso y 693,423 kWh-día para La Loma, de nuevo, estos valores son antes de aplicar el factor por degradación.

Figura 21. Resumen cálculo de la ENFICC y generación real para plantas solares. *ENFICC antes de aplicar el factor por degradación K_(med,t).

A priori y como era de esperarse, se observa que entre más granular es el cálculo más baja es la Energía Firme para este tipo de plantas. Por otra parte, se resalta que la diferencia entre el cálculo semanal y mensual no es tan lejana como si lo es la diferencia entre la semanal y la diaria. Asimismo, la diferencia entre la ENFICC y la generación real es menor en la ventanas semanales y mensuales, que en el caso diario.

Considerando el enfoque conceptual descrito anteriormente, relativo a Suficiencia de Energía y teniendo en cuenta la capacidad o días de embalsamiento que tiene el SIN (aproximadamente un mes), la ventana mensual parece ser la más adecuada; además, al observar la comparación presentada entre el cálculo de la ENFICC y la generación real se reafirma que la estimación mensual parece reflejar adecuadamente las condiciones o aportes de firmeza que presenta este tipo de plantas.

2.2. Metodología ENFICC plantas eólicas

En el mismo sentido del análisis de la metodología ENFICC de plantas solares, es decir, buscando hacer una evaluación del cumplimiento que tiene la metodología ENFICC de plantas eólicas en la estimación de su energía firme; en esta sección, se busca hacer un análisis sobre las posibles ventanas de cálculo (diaria, semanal y mensual). Para esto, se parte del supuesto que la misma función de conversión es aplicable a las diferentes ventanas de cálculo, esto se demuestra a continuación. Además, se presentan unas observaciones sobre la metodología de estimación de ENFICC sin datos.

Sobre la Función de Conversión para las diferentes ventanas de cálculo

Para determinar si la misma función de conversión es aplicable a las diferentes ventanas de cálculo, se toman series de velocidad de viento a nivel horario de una fuente secundaria (dado que no fue posible acceder a información primaria o medida en sitio) para dos puntos geográficos en La Guajira en donde se encuentra alguna planta en funcionamiento o hay algún proyecto en desarrollo, a partir de estas series de datos se aplica el siguiente procedimiento y/o consideraciones:

- Asignación de la serie de velocidades: se asume que la serie de vientos (de la fuente secundaria) corresponde a las velocidades de viento ya afectadas por el efecto de estela y otras consideraciones estipuladas en el protocolo del CNO y, que a todas las turbinas o aerogeneradores del parque o planta se les asignan estas velocidades.

- Energía horaria en el PCC: A través del método directo [9], es decir, aplicando la curva de potencia del aerogenerador se calcula la energía horaria generada por el parque (se desprecian pérdidas eléctricas).

- Cálculo de la velocidad promedio: se entiende como el promedio de todas las velocidades horarias para la ventana de cálculo (diario, semanal, mensual).

- Cálculo de la función de conversión: una vez se tienen todas las velocidades promedio y energías para la ventana de cálculo (diario, semanal, mensual); se aproximan los datos a una función lineal.

Una vez aplicado este procedimiento, se obtienen los resultados mostrados en las Figura 22 y Figura 23. Se observa que las funciones de conversión obtenidas son escalables, es decir, la relación entre la FC mensual y diaria es de aprox. 30.44 veces (número promedio de días que tienen los meses en el horizonte de análisis) y la relación entre la FC semanal y diaria es de 7 veces. Por tanto, se considera válido utilizar la misma función de conversión para las diferentes ventanas de cálculo.

Figura 22. Comparación Funciones de Conversión diferentes ventanas de cálculo para el Proyecto 1. Donde G es la generación en kWh-día y v la velocidad promedio en m/s.

Figura 23. Comparación Funciones de Conversión diferentes ventanas de cálculo para el Proyecto 2. Donde G es la generación en kWh-día y v la velocidad promedio en m/s.

Análisis ENFICC diferentes ventanas de cálculo

Una vez demostrado que la función de conversión estimada con una ventana de tiempo mensual es similar (escalable) a la resultante de las otras ventanas de cálculo, el análisis presentado en esta sección consiste en tomar las diferentes funciones de conversión reportadas en el Anexo 6 de la Circular CREG 024 de 2019. Para esto, se parte de tomar las series de velocidad de viento obtenidas de la fuente secundaria para la ubicación geográfica de cada proyecto que reportó parámetros en la Circular mencionada; asumiendo que dichas series corresponden a la serie velocidad de viento promedio (para las diferentes ventanas de cálculo) de cada parque.

Figura 24. Estimación ENFICC diferentes ventanas de cálculo para los proyectos que reportaron parámetros en la Circ. CREG 024/19. Donde G es la generación en kWh-día y v la velocidad promedio en m/s.

Se debe aclarar que este análisis no pretende de ninguna manera fijar, reevaluar o cuestionar el valor de la ENFICC vigente para las plantas mencionadas, dada la naturaleza de la fuente de los datos. Más bien, busca analizar la ventana temporal más adecuada para el cálculo de la ENFICC.

Al igual que en el caso solar y como era de esperarse, se observa que entre más granular es el cálculo más baja es la Energía Firme para este tipo de plantas, sólo que ahora se llega a valores nulos para la ventana diaria y en algunos casos para las ventanas semanales^[3]. También ahora se observa gran diferencia entre el cálculo semanal y mensual.

Como se anticipará conceptualmente, estos resultados no debieran sorprender, pues por la naturaleza de esta tecnología y de su recurso primario, se pueden dar días e incluso semanas en las cuales la velocidad promedio del viento es muy baja o no es suficiente para tener generación.

En este sentido, dado que el sistema colombiano no es un sistema de suficiencia de potencia, en el cual estas tecnologías tendrían una potencia firme cero, sino más bien de energía; además, como ya se mencionó dada la capacidad de embalsamiento y/o de reserva superior a un mes del sistema, se considera apropiada la ventana de cálculo vigente.

ENFICC estacional – eólicas

Al igual que para las plantas solares, los cálculos estacionales acá presentados tienen dos enfoques, el primero, consiste hallar un promedio de los datos de velocidad de viento para toda la estación y aplicar la metodología ya descrita y; el segundo, consiste en considerar el enfoque mensual vigente y hallar el peor mes de todos los veranos y el peor mes de todos los inviernos. Se resalta que para este análisis los datos corresponden fielmente a los reportados por los agentes en las Circulares de cargo. En las Figuras Figura 25 y Figura 26 se muestran los resultados obtenidos.

Figura 25. Resultados ENFICC estacional promediando valores de velocidad de viento durante toda la estación.

Figura 26. Resultados ENFICC estacional resultado del peor mes histórico de cada estación

3. Ajustes Propuestos a las Metodologías ENFICC Vigentes

En base a los análisis tanto conceptuales como numéricos efectuados en los capítulos 1 y 2 anteriores, se sugiere los siguientes ajustes a las metodologías actuales para el cálculo de la ENFICC de plantas solares y eólicas.

3.1. Plantas Eólicas

- Se sugiere revisar si conviene seguir manteniendo una situación de default para el caso de que no haya mediciones, u obligar a que toda planta tenga mediciones, que para estos efectos podrían ser horarias y de fuentes no directas, debiendo ser avaladas por la CREG y ajustadas a sitio adecuadamente. En caso de mantener este criterio default, se propone actualizar el guarismo 6% a la luz de los avances tecnológicos, estableciendo quizás un factor de penalización menor a 1, esto, para incentivar a que se cuente con las mediciones.

Para efectuar lo anterior, se considerará una planta tipo de tecnología actual para la cual el CNO cuente con una función de conversión certificada, entendiendo como función de conversión la relación cúbica entre potencia y velocidad de viento aplicada a las medidas con paso horario o menor de la planta original.

Con ello se tiene la energía que dicha planta tipo puede generar con el viento medido correspondiente a la planta original. Una vez obtenido esto, se procede al cálculo del factor de planta medio en el período de análisis.

A objeto de incentivar que haya medición, se sugiere que, al valor resultante del párrafo anterior, se le aplique un factor de penalización menor a 1.

Respecto al valor de dicho coeficiente de penalización, este dependerá del grado de penalización que se quiera dar a la no existencia de medida. Si eso es alto, el factor sería cercano a 0, por el contario si se considera que no es tan grave no tener las medidas el factor sería cercano a 1. Para este caso, se recomienda usar un factor en torno a 0,6, que está en el rango de una penalización interesante, que incentive a tener medidas.

- Revisar la consistencia en la incorporación del parámetro IHF.

La fórmula debiera ser:

- Revisar la aproximación lineal que se realiza para el cálculo de los valores mensuales de Energía.

De acuerdo a lo indicado por el CNO esta aproximación lineal se origina por la interpretación del siguiente párrafo de la Resolución 167:

En efecto, este párrafo se interpreta como tener una relación entre Energía Mensual y Velocidad de viento promedio mensual (la llamada “función de conversión” Em = f(Velocidad promedio mensual), siendo Em la energía mensual). Como se explicara anteriormente, dado que la transformación de velocidad de viento a potencia y luego a energía, es una función cúbica por tramos, esto es 0 para velocidades de viento menores a la velocidad mínima para que la turbina gire; relación cúbica en el rango entre velocidad mínima y máxima, y vuelve a ser 0 sobre la velocidad máxima por razones de seguridad, utilizar la velocidad promedio mensual como la variable que origina la energía mensual no es aconsejable, dado el comportamiento no lineal de la potencia en función d elas velocidades. Debiera usarse la relación Potencia versus velocidad de viento para el mínimo intervalo posible que refleje adecuadamente este comportamiento. Como se indicara antes, una hora es suficiente, pero si se tienen datos a intervalos menores, mejor aún.

Una vez que se determina la energía en dicho intervalo (supongamos una hora), se procede a sumar energías para tener la energía en el período que se desee: diario, semanal, mensual. Esto equivale a decir que la función de conversión debiera ser siempre a nivel como máximo horario y luego para obtener períodos mayores, se adiciona energías provenientes de dicha función de conversión. Cabe señalar que el CNO está de acuerdo con este procedimiento, ya que es mucho más exacto y evita tener que hacer las aproximaciones lineales que hoy se hacen.

Esta propuesta lleva a cambiar la Resolución 167 y los acuerdos del CNO al respecto se simplifican bastante y se tornan en valores más exactos.

- En relación con la Resolución 167/2017 y el protocolo 4 del Acuerdo CNO 1319, para la reconstrucción de series de velocidad y dirección del viento, se recomienda armonizar la referencia del Coeficiente de Correlación de Pearson, al valor actualmente indicado en la Resolución 167, el que de acuerdo a referencias, está en el rango adecuado.

Figura 27. Calidad coeficiente de correlación. Tomado de (CITAR)

3.2. Plantas Solares

- Se recomienda uniformar este cálculo al de las centrales eólicas, usando funciones de conversión, las que permitirán incorporar los avances tecnológicos, como paneles con dos caras; sistemas de rastreo, etc.

- Respecto a la función de conversión, y dado que los avances tecnológicos no sólo se dan en el campo de los paneles solares propiamente tales, sino que también en la función inversora de Corriente Continua a Corriente Alterna, se propone una función de conversión diferenciada, de acuerdo con la figura siguiente:

Para los efectos anteriores, a los protocolos del CNO existentes relativos a las mediciones, es necesario adicionar un Protocolo similar al Protocolo 2, considerando el Modelo del Parque, Cálculo de Energía Mensual de Parque y Función de Parque de las centrales solares; similar a como se realiza para las centrales eólicas.

Este protocolo sería el sustento o documento soporte del software usado y certificado por el CNO, para determinar la conversión entre radiación y temperatura a Potencia DC primero y luego la relación de acuerdo al modelo de inversor para la potencia DC a AC

- Dado que la tecnología solar aún continúa presentando mejoras tecnológicas apreciables en la degradación de la potencia, es conveniente que cada planta solar declare la tasa de degradación de potencia del fabricante debidamente certificado. Este sería un parámetro sujeto a la auditoría documental.

En caso de que la planta no suministre esta información se le asignará una tasa default de tal manera que desincentive su propio uso para efectos del modelo ENFICC. Esta tasa default puede corresponder a una vejez tecnológica de 5 años con un factor de penalidad del 10%. La vejez tecnológica se asociaría a la menor tasa al quinto año de las plantas solares fotovoltaicas monofaciales mayores que iniciaron operación durante los últimos 5 años. Como referencia un panel típico actual de 400 W inicia con 3% de degradación el año 1 y termina con 20% al año 25.

- Con relación a la ventana temporal, los análisis efectuados muestran que la ventana mensual usada actualmente es la más adecuada para este tipo de centrales.

Referencias

[1]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, «Resolución CREG 071 de 2006, "Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista",» Octubre 2006. [En línea]. Available: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0071_2006.htm.
[2]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, «Concepto CREG 3357 de 2018,» 2018. [En línea]. Available: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/concepto_creg_0003557_2018.htm.
[3]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, «Resolución CREG 167 de 2017, "Por la cual se define la metodología para determinar la energía firme de plantas eólicas",» Noviembre 2017. [En línea]. Available: https://gestornormativo.creg.gov.co/gestor/entorno/docs/resolucion_creg_0167_2017.htm.
[4]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, «Documento CREG 075 de 2011, "Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad de Plantas Eólicas",» Julio 2011. [En línea]. Available: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/1c09d18d2d5ffb5b05256eee00709c0 2/d5efa6c2d564b75b052578f0007b1108/$FILE/D-075-11%20ENERG%C3%8DA%20FIRME%20PARA%20EL%20CARGO%20POR%20CONFIABILIDAD%20DE%20PLANTAS%20E%C3%93LICAS.pdf.
[5]	WindPro Energy, «EMD INTERNATIONAL,» [En línea]. Available: http://help.emd.dk/knowledgebase/content/WindPRO2.8/11-UKWindPRO2.8 MCP.pdf.
[6]	Consejo Nacional de Operación - CNO, «Acuerdo 1319, "Por el cual se aprueban los protocolos asociados al cálculo de la ENFICC de las plantas eólicas",» Junio 2020. [En línea]. Available: https://www.cno.org.co/content/acuerdo-1319-por-el-cual-se-aprueban- los-protocolos-asociados-al-calculo-de-la-enficc-de-las.
[7]	Fonroche, CREG, «Consultoría para Establecer una Metodología para el Cálculo de Energía Firme de una Planta Solar,» 2018. [En línea]. Available: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba 7/502f1965690c521e05257e8c0076887e/$FILE/Circular083-2015%20Anexo.pdf.
[8]	Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, «Circular 024 de 2019, "Publicación Parámetros Reportados por los Agentes para la Determinación de la Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad ENFICC",» Marzo 2019. [En línea]. Available: http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba 7/2b8f1f53bc87d067052583b7007745d7?OpenDocument.
[9]	J. G. M. a. A. L. R. J. F. Manwell, ind energy explained: theory, design and application, UK: John Wiley&Sons, 2009.

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Este valor se obtiene con el supuesto de una distribución empírica de las ENFICC históricas

2. El detalle de este hallazgo se explicará en el capítulo 2 del presente informe.

3. Se escoge la planta Paraíso ya que, de acuerdo con información entregada por la CREG, en la cual se encuentran documentos de XM y el agente EMGESA, esta planta ha tenido problemas de infactibilidades e inestabilidades reportadas desde el año 2008

4. En la Tabla 9, se muestran los Turbinamientos en unidades de Hm3

5. Nótese que el término  puede llegar a ser negativo debido a la relajación de alguna curva guía mínima. En ese caso el valor inicial de los embalses para el año siguiente será igual a su curva guía mínima.

6. Mediante Acuerdo 1319, el CNO estableció las siguientes fuentes secundarias de velocidades de viento como válidas: NREL, MERRA, 3Tier, NCEP, NCAR, AWS Truepower, (WIND) Toolkit, CFSR, Virtual met data-DNV.GL.

7. Anotamos que el anexo 1 del Acuerdo CNO 1319 contiene varias incoherencias al referirse al coeficiente de correlación de Pearson, algunas referencias indican 0.83 y otras referencias indican 0.86. Solo hay una referencia con el factor de 0.866, estipulado en la resolución 167/2017, artículo 1, numeral 2.3, literal ii).

8. En relación con la escalabilidad de la Función de Conversión, más adelante se retomará el temaEsto podría deberse a que las funciones usadas no serían escalables, elemento que se trata más adelante en las propuestas.