Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema ... · Objetivo de la Etapa 2 Un análisis del SIN colombiano considerando entrada de nuevos desarrollos Proyectar escenarios

Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema

Interconectado Nacional (SIN)

Análisis del SIN Considerando Nuevos Desarrollos - Resultados

Octubre de 2018

Contenido

► Objetivos

► Metodología Planificación y Supuestos del Análisis

► Herramientas de Modelación

► Metodología de Estudio

► Supuestos del Estudio

► Resultados preliminares

► Conclusiones

2

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

3

Objetivo de la Etapa 2

► Un análisis del SIN colombiano considerando entrada de nuevos desarrollos

Proyectar escenarios de expansión para el sistema en un horizonte de largo plazo, considerando

la entrada de nuevos desarrollos (energías renovables y convencionales)

Simular la operación del SIN en un detalle horario para verificar los efectos en los requerimientos

de reserva operativa para el sistema, producto de la incorporación de energías renovables

variables (ERVs)

Cuantificar los costos asociados a la flexibilidad requerida por el sistema, producto de la

incorporación de energías renovables variables (ERVs)

4

Contexto Actual del SIN

► Para los próximos años se prevé un

cambio estructural en la matriz de

electricidad de Colombia con la entrada en

servicio masiva de energías renovables

variables

► Al menos dos efectos colaterales se

estiman resultado de la inserción de

energías variables renovables:

Aumento de las necesidades de reserva

operativa

Aumento de los costos de flexibilidad

5

Producción de las VRE

6

Efecto colateral de la inserción de ERVs: Flexibilidad Operativa

► Aumento en el número

de encendidos

► Aumento de operación a

mínimo técnico

7

► Aumento del ciclaje de

centrales térmicas

Fuente: estudio de PSR para el sistema de Chile

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

8

Expansión de sistemas eléctricos

► El objetivo de la planificación es suministrar la

demanda de la manera más económica y confiable

► Este problema es complejo debido al inmenso número

de combinaciones de proyectos y fechas de

construcción:

20 proyectos candidatos 220 ≈ 106 = 1 millión de

combinaciones

40 proyectos 240 ≈ 1012 =1 millión de millones de

combinaciones

40 proyectos a lo largo de 10 años 1040 ≈ 106 7 1 millón

de millones de millones etc.

► Los modelos de optimización de la expansión utilizan

técnicas de “programación entera mixta” (MIP) para

manejar esta complejidad

9

Operación de sistemas eléctricos

10

El problema de operación es estocástico debido a la incertidumbre con

respecto a los valores futuros de la demanda, caudales, producción renovable

etc. Esta incertidumbre se representa por un “árbol de decisiones”

► El número de tramos del árbol crece exponencialmente con el número de

decisiones y etapas. Por ejemplo, 10 decisiones a lo largo de 24 meses (2 años)

1024 ≈ 106 4 = 1millón4

► Los modelos de optimización operativa utilizan técnicas de programación dinámica

estocástica para manejar esta complejidad

Complejidad del problema operativo

11

Función de

Costo Futuro

Función de

Costo

Inmediato

Volumen final

Costo

FCI + FCF

Decisión óptima: equilibrio entre los

valores inmediato y futuro del agua

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

12

Sistema de planificación PSR Core


13

ePSR: base de datos y manejo de la información

OptGenExpansión óptima integrada de la

generación, interconexiones y

reserva probabilística

SDDPSimulación operativa probabilística

(resolución horaria, commitment,

reservas y red de transmisión)

NetPlanExpansión robusta del sistema

de transmisión y planificación de

fuentes reactivas

OptFlowFlujo de potencia óptimo (modelo

linear de potencia activa y

modelo nolineal AC)

HERAInventario de recursos

renovables (eólica, solar,

hidroeléctrica etc.)

Time Series LabEscenarios integrados

de la producción

renovable

PSR Cloud

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

14

Escenarios de estudio

15

Etapas de Modelación

16

Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉)

► El Consultor ha propuesto una metodología para determinar la reserva requerida

para dar cuenta de la incertidumbre asociada al error de pronóstico de la

generación ERV a partir de las series simuladas, que contempla 3 pasos.

Paso 1

Error de pronóstico por

hora y por serie 𝛿ℎ𝑠

Paso 2

Diferencia de error de

pronóstico entre horas

consecutivas para cada

serie Δℎ𝑠

Paso 3

Cálculo de Reserva ERV

óptima para hora h, 𝑅𝐸𝑅𝑉∗

bajo criterios de CVaR.

Reserva ERV (𝑅𝐸𝑅𝑉) – Paso 1

► Para cada hora (ℎ) de cada serie simulada (𝑠) se determina la desviación de la

producción ERV (𝑒ℎ𝑠) con respecto al valor esperado 𝑒ℎ

𝑠 (promedio)

𝛿ℎ𝑠 = 𝑒ℎ

𝑠 − 𝑒ℎ𝑠

► Se interpreta esta desviación (𝛿ℎ𝑠) como el error de pronóstico asociado a cada hora

de producción ERV (para cada serie simulada)

18


► Se determina la diferencia en el error de pronóstico entre dos horas consecutivas en

cada serie simulada (Δℎ𝑠 ). Esto constituye la necesidad de reserva en giro en cada

hora ℎ para una serie simulada (𝑠) :

Δℎ𝑠 = 𝛿ℎ

𝑠 − 𝛿ℎ−1𝑠

Si 𝛿ℎ−1𝑠 = 0 → Δℎ

𝑠 = 𝛿ℎ𝑠 → 𝑅𝐸𝑅𝑉

ℎ,𝑠 = error de pronóstico hora h y serie s

Si 𝛿ℎ−1𝑠 > 0 → Δℎ

𝑠 < 𝛿ℎ𝑠→ 𝑅𝐸𝑅𝑉

ℎ,𝑠 < error de pronóstico hora h y serie s

Si 𝛿ℎ−1𝑠 < 0 → Δℎ

𝑠 > 𝛿ℎ𝑠→ 𝑅𝐸𝑅𝑉

ℎ,𝑠 > error de pronóstico hora h y serie s

19


► Se determina el valor de la reserva probabilística de cada hora, 𝑅∗, como la

siguiente expresión:

𝑅𝐸𝑅𝑉∗ = 𝜆 × 𝐸 𝑅 + 1 − 𝜆 × 𝐶𝑉𝑎𝑅90%(𝑅)

𝐸 𝑅 representa el promedio de Δℎ𝑠 para todas las series1

𝐶𝑉𝑎𝑅90% es el conditional value at risk de la muestra de de diferencias

El peso 𝜆 representa el criterio de riesgo del planificador

En la experiencia de los Consultores con este tipo de criterio de riesgo, 𝜆=0.8 representa un

compromiso razonable entre confiabilidad y costo

20

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

21

Sistema Existente - Capacidad Instalada

Tipo Generación

Potencia Instalada (MW)

Térmicas Gas 3913.6

Térmicas Carbón 1043

Otro 775.43

Hidroeléctrica 11056.5

Solares 38.7

Eólicas 18.42

22

Escenarios de demanda (fuente UPME)

► Demanda Referencia x Alta

23

68.982 71.458

73.804 76.383

78.852 80.693

82.761 84.941

87.236 89.792

92.594 95.725

99.914 103.441

107.174

70.636 73.158

75.550 78.180

80.700 82.591

84.713 86.952

89.306 91.924

94.790 97.986

102.242 105.842

109.649

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

20%

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000G

Wh

Dif SIN + GCE + GD (Referencia) SIN + GCE + GD (Alto)

Escenarios de demanda (fuente UPME)

► Demanda Alta Inserción GD

24

68.978 71.368

73.632 76.137

78.536 80.310 82.324 84.457 86.714

89.247 92.038

95.169 99.377

102.952 106.751

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

GW

h

SIN + GCE + GD (Alto)

- Favor, indicarnos los valores de la gráfica en un Excel

- Solo para recordar: utilizamos un factor de 20% para

convertir los valores em MW para GWh

Costos de Inversión (Eólicas)

25

Costos de Inversión (Solares)

26

Costos de Inversión (Baterias)

27

Demás Costos de Inversión

► Otras tecnologías:

CC_GNL: 1,150 US$/kW

Diésel/Fuel Oil: 800 US$/kW

Hidroeléctricas: 2,175 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)

CA_GNL: 1,000 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)

Carbón: 1,800 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)

Otros: 1,400 US$/kW (Fuente UPME, Promedio de los Proy. Candidatos)

28

Plan de Obras de Corto Plazo

► Se consideraron las centrales en

construcción con entrada en servicio hasta

2021, más la entrada de Ituango en 2023

(dependiendo del escenario)

29

Nombre Proyecto

Fecha Entrada

Servicio Pot. Instalada (MW) Nombre Proyecto

Fecha Entrada

Servicio Pot. Instalada (MW)

PAIPA 1 2018 5 SOL_BOL_2 2019 71.8

PAIPA 2 2018 2 SOL_MET_2 2019 19.9

PAIPA 4 2018 15 SOL_GCM_1 2019 59.7

TC_GECELCA32 2018 250 SOL_SAN_1 2019 100.6

TERMONORTE 2018 88.6 SOL_THC_2 2019 59.7

DJUANA_II 2018 9.88 PALMA_2 2020 50

TMECHERO4 2018 19 CANA_2 2020 30

TMECHERO6 2018 19 SOL_GCM_4 2020 70

MEN CONEXION 2018 202 SOL_CSU_3 2020 137

PALMA 2018 8 SOL_GCM_2 2020 360

CANA 2018 30 SOL_MET_3 2020 79

SALVAJINA 2018 25 SOL_BOG_1 2020 119

TEBSAB 2019 24 Eolo E1.1 2020 150

SOGAMOSO 2019 53 SOL_ATL_5 2021 99.5

Eolo I2 2019 32 SOL_CSU_3 2021 37.5

SOL_GCM_3 2019 39.4 Pescadero 2023 2400

Candidatos de Expansión ERV (eólicas y solares)

► Eólicas ► Solares


31

Nombre Potencia Instalada Lat Lon Altura Buje (m) Turbina Factor de planta esperado

Jepirachi 18.42 12.23 -72.03 50 Nordex.N60.1300 34.66%

Eolo P3.1 70 12.34 -71.68 90 Vestas.V112.3300 59.68%

Eolo A1 50 11.35 -72.31 80 Gamesa.G90.2000 59.57%

Eolo E1.2 50 11.59 -72.03 80 Gamesa.G90.2000 59.57%

Eolo P3.2 130 12.34 -71.68 90 Vestas.V112.3300 57.43%

Eolo J4 75 12.18 -72.11 120 Acciona.AW132.3000 55.99%

Eolo J5 99 12.12 -71.95 120 Acciona.AW132.3000 55.26%

Eolo E4 100 12.06 -72.07 80 Gamesa.G90.2000 54.35%

Eolo E1.1 150 11.59 -72.03 80 Gamesa.G90.2000 53.59%

Eolo E7 100 11.90 -71.34 80 Gamesa.G90.2000 53.50%

Eolo J3 180 12.16 -72.03 120 Acciona.AW132.3000 53.17%

Eolo B1 80 11.35 -72.31 120 GE.2.5xl 52.87%

Eolo V1 212 11.35 -72.31 97 GE.2.5xl 52.94%

Eolo EE1 280 11.85 -71.43 97 GE.2.5xl 52.96%

Eolo E5 100 11.85 -71.43 80 Gamesa.G90.2000 52.84%

Eolo P4 99 12.37 -71.52 90 Vestas.V112.3300 52.07%

Eolo E8 100 11.96 -71.29 80 Gamesa.G90.2000 51.67%

Eolo P1 400 12.37 -71.52 90 Vestas.V112.3300 51.59%

Eolo I1 376 12.21 -72.06 91.5 Vestas.V117.3300 51.64%

Eolo E6 150 11.77 -71.57 80 Gamesa.G90.2000 49.36%

Eolo J1 99 12.02 -72.12 120 Acciona.AW132.3000 47.45%

Eolo B2 250 11.35 -72.31 120 GE.2.75.103 46.37%

Eolo J2 195 12.02 -72.12 120 Acciona.AW132.3000 45.92%

Eolo E10 200 11.95 -71.78 80 Gamesa.G90.2000 42.85%

Eolo E2 200 12.35 -71.35 80 Gamesa.G90.2000 42.13%

Eolo E9 100 12.01 -71.31 80 Gamesa.G90.2000 39.36%

Eolo P2 200 11.69 -71.90 90 Vestas.V112.3300 38.65%

Eolo I2 32 12.21 -72.06 78 Gamesa.G87.2000 34.69%

Eolo E3 100 12.00 -71.24 80 Gamesa.G90.2000 33.16%

Eol1 50 10.79 -75.18 80 Vestas.V90.2000 50%

Eol2 50 11.40 -73.02 80 Vestas.V90.2000 50%

Eol3 50 10.23 -73.39 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol4 50 10.31 -74.65 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol5 50 8.86 -75.34 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol6 50 9.38 -75.57 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol7 50 8.16 -73.66 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol8 50 3.69 -76.49 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol9 50 4.15 -74.79 90 Vestas.V110.2000 50%

Eol10 50 5.47 -72.13 90 Vestas.V110.2000 50%


32

Nombre UbicaciónCapacidad

Instalada (MW)

Factor de planta

esperado

SOL_BOG_D2 BOG 26 15.69%





SOL_MET_D2 MET 2 16.18%





SOL_VAL_D2 VAL 10 15.20%





SOL_THC_D2 THC 4 13.56%





SOL_CAU_D2 CAU 1 14.58%





SOL_NPUT_D2 NPU 2.9 16.21%

SOL_NPUT_D3 NPU 3 16.21%




Nombre UbicaciónCapacidad

Instalada (MW)

Factor de planta

esperado

SOL_ATL_1 ATL 32.1 24.44%

SOL_ATL_3 ATL 260 24.44%

SOL_ATL_4 ATL 195.7 24.44%

SOL_THC_1 THC 16.9 20.59%

SOL_THC_2 THC 59.7 20.57%

SOL_THC_3 THC 39.8 20.57%

SOL_ATL_2 ATL 9.9 24.12%

SOL_ATL_5 ATL 99.5 24.45%

SOL_GCM_10 GCM 100 23.43%

SOL_GCM_11 GCM 400 23.43%

SOL_GCM_12 GCM 400 23.43%

SOL_GCM_13 GCM 400 23.43%

SOL_GCM_14 GCM 400 23.43%

SOL_GCM_15 GCM 400 23.43%

SOL_GCM_16 GCM 200 23.09%

SOL_GCM_5 GCM 400 23.10%

SOL_GCM_6 GCM 400 23.10%

SOL_GCM_7 GCM 400 23.10%

SOL_GCM_8 GCM 260.2 23.43%

SOL_GCM_9 GCM 140.7 23.09%

SOL_GCM_3 GCM 39.4 23.09%

SOL_GCM_4 GCM 70 23.09%

SOL_GCM_1 GCM 59.7 22.42%

SOL_ANT_1 ANT 2.1 20.71%

SOL_NSAN_1 NSA 6 19.33%

SOL_BOL_2 BOL 71.8 23.68%

SOL_CSU_5 CSU 139.3 22.85%

SOL_CSU_1 CSU 8 19.00%

SOL_CSU_2 CSU 8 19.00%

SOL_CSU_3 CSU 137.3 22.85%

SOL_BOL_1 BOL 9.9 23.05%

SOL_BOL_3 BOL 9.9 23.05%

SOL_CSU_4 CSU 19.9 18.74%

SOL_GCM_2 GCM 360 21.06%

SOL_SAN_1 SAN 100.6 19.04%

SOL_MET_2 MET 19.9 17.34%

SOL_MET_1 MET 3 17.34%

SOL_MET_3 MET 79.6 17.34%

SOL_BOG_1 BOG 119.5 17.45%

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

33

Expansión de Generación

► En los escenarios modelados, las

fuentes de generación solar

fotovoltaica y eólica dominarían la

expansión.

Capacidad instalada ERV crece entre 3,500

y 6,000 MW a 2030

34

Escenario Referencia (Ituango en 2023)

► Resultado de la expansión – capacidad adicional (en MW)

35


► Balance anual de potencia instalada*

36

* Para las centrales multi-combustibles sólo se contabilizaron las potencias de la central con combustible principal, con el fin de evitar doble conteo

Requerimiento Reserva Manejo Renovables

37

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1-1

1-6

1-1

1

1-1

6

1-2

1

2-2

2-7

2-1

2

2-1

7

2-2

2

3-3

3-8

3-1

3

3-1

8

3-2

3

4-4

4-9

4-1

4

4-1

9

4-2

4

5-5

5-1

0

5-1

5

5-2

0

6-1

6-6

6-1

1

6-1

6

6-21 7-

2

7-7

7-1

2

7-1

7

7-2

2

8-3

8-8

8-1

3

8-1

8

8-2

3

9-4

9-9

9-1

4

9-1

9

9-2

4

10-5

10-1

0

10-1

5

10-2

0

11-1

11-6

11-1

1

11-1

6

11-2

1

12-2

12-7

12-1

2

12-1

7

12-2

2


► Balance anual de energía

38

Escenario Referencia (Ituango en 2023) – Despacho Diario

• Diciembre 2021 • Diciembre 2030

39

• Diciembre 2025

► Modificación en el despacho diario – hidrología media

Escenario Referencia (Ituango en 2023) – Despacho Diario

• Junio 2021 • Junio 2030

40

• Junio 2025


Costos Marginales (Precio de la Energía)

41

Asignación de la reserva VRE (2021)

42


43


44

Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023)


45



46



47

0

50

100

150

200

250

1-1

1-6

1-1

1

1-1

6

1-2

1

2-2

2-7

2-1

2

2-1

7

2-2

2

3-3

3-8

3-1

3

3-1

8

3-2

3

4-4

4-9

4-1

4

4-1

9

4-2

4

5-5

5-1

0

5-1

5

5-2

0

6-1

6-6

6-1

1

6-1

6

6-21 7-

2

7-7

7-1

2

7-1

7

7-2

2

8-3

8-8

8-1

3

8-1

8

8-2

3

9-4

9-9

9-1

4

9-1

9

9-2

4

10-5

10-1

0

10-1

5

10-2

0

11-1

11-6

11-1

1

11-1

6

11-2

1

12-2

12-7

12-1

2

12-1

7

12-2

2



48

Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023) – Despacho Diario


49

• Diciembre 2025


Escenario Demanda Alta (Ituango en 2023) – Despacho Diario


50

• Junio 2025



51


52


53


54

Escenario sin Ituango


55



56



57

0

50

100

150

200

250

300

350

1-1

1-6

1-1

1

1-1

6

1-2

1

2-2

2-7

2-1

2

2-1

7

2-2

2

3-3

3-8

3-1

3

3-1

8

3-2

3

4-4

4-9

4-1

4

4-1

9

4-2

4

5-5

5-1

0

5-1

5

5-2

0

6-1

6-6

6-1

1

6-1

6

6-21 7-

2

7-7

7-1

2

7-1

7

7-2

2

8-3

8-8

8-1

3

8-1

8

8-2

3

9-4

9-9

9-1

4

9-1

9

9-2

4

10-5

10-1

0

10-1

5

10-2

0

11-1

11-6

11-1

1

11-1

6

11-2

1

12-2

12-7

12-1

2

12-1

7

12-2

2



58

Escenario sin Ituango – Despacho Diario


59

• Diciembre 2025


Escenario sin Ituango – Despacho Diario


60

• Junio 2025



61


62


63


64

Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023)


65



66



67

0

100

200

300

400

500

600

1-1

1-6

1-1

1

1-1

6

1-2

1

2-2

2-7

2-1

2

2-1

7

2-2

2

3-3

3-8

3-1

3

3-1

8

3-2

3

4-4

4-9

4-1

4

4-1

9

4-2

4

5-5

5-1

0

5-1

5

5-2

0

6-1

6-6

6-1

1

6-1

6

6-21 7-

2

7-7

7-1

2

7-1

7

7-2

2

8-3

8-8

8-1

3

8-1

8

8-2

3

9-4

9-9

9-1

4

9-1

9

9-2

4

10-5

10-1

0

10-1

5

10-2

0

11-1

11-6

11-1

1

11-1

6

11-2

1

12-2

12-7

12-1

2

12-1

7

12-2

2



68

Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023) – Despacho Diario


69

• Diciembre 2025


Escenario Costo Bajo Renovables (Ituango en 2023) – Despacho Diario


70

• Junio 2025



71


72


73


74

Expansión de la transmission (Escenario A)

75

Flujo maximo en 2030

$0,00

$50.000,00

$100.000,00

$150.000,00

$200.000,00

$250.000,00

2021 2025

Inversión en Transmission

2025 2030

0

10

20

30

40

50

60

2021 2025

Circuitos añadidos

2025 2030

> 100%

100 %

0 %

Expansión de fuentes reactivas (Escenario A)

76

perfil de tensión sin la expansión

de reactivo en 2025perfil de tensión con la expansión

de reactivo en 2025

1.1 pu

0.9 pu

1.1 pu

0.9 pu

Expansión de fuentes reactivas

77

$-

k$5.000,00

k$10.000,00

k$15.000,00

k$20.000,00

k$25.000,00

k$30.000,00

k$35.000,00

2021 2025 2030

Inversión en Reactivo

Capacitor Reactor

Reactor

Tipo de Reactivo de la expansión final (Mvar)

Capacitor

Expansión de fuentes reactivas

78

$-

k$5.000,00

k$10.000,00

k$15.000,00

k$20.000,00

k$25.000,00

k$30.000,00

k$35.000,00

2021 2025 2030

Inversión en Reactivo

Capacitor Reactor

0

500

1000

1500

2000

2021 2025 2030

Cap

acid

ad M

var

Capacidad de la expansión

Capacitor Reactor

> 240 Mvar

240 Mvar

10 Mvar

Capacidad de la expansión final (Mvar)

Contenido

► Objetivos






► Conclusiones

79

Conclusiones

► Se proyecta que el vector más importante para

la expansión a largo plazo del Sistema

Interconectado de Colombia serán fuentes de

energía renovable variable (eólicas y solares)

Resultado de estudios de expansión, indica que la

inserción a 2030 está en el intervalo de 3,000 MW

(escenario de referencia) a 6,000 MW (escenario

sin Pescadero/Ituango)

► Con base en los resultados, se confirma que

las fuentes renovables variables serán, para el

sistema de Colombia, las opciones más

competitivas para la expansión (su

participación en el suministro aumentará de

0.1% actuales para de 12 a 19% en 2030)

80

Conclusiones

► La mayor inserción de plantas ERV proporcionará una reducción de la participación

de fuentes fósiles en la matriz de electricidad de los 16% actuales para menos de

10% a 2030 (excepto en el escenario “sin Pescadero” en que se estimó que sería

de 20%

Redución de costos con combustibles

Reducción de emisiones de CO2

81

Conclusiones

► Los requerimientos de reserva se

incrementan sostenidamente por

mayor penetración ERV y su

representación en los programas de

operación pasa a ser un tema de gran

importancia. Se estimó que la

contribución para la reserva de las

ERV podría alcanzar casi 500 MW

(para el escenario de mayor inserción)

82

Conclusiones

► Otro factor importante asociado a la

mayor inserción de renovables

variables son aumentos del cyclaje de

centrales térmicas

83

Conclusiones

► Se estimó que las necesidades de

soporte de potencia reactiva en más de

2,000 MVAr al largo del horizonte de

planificación, cuya inversión se estima

en más de 40 M US$

84

Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema

Interconectado Nacional (SIN)

Etapa 3: Análisis de Alternativas Reglamentarias para los

Servicios Complementarios

Documents

Análisis de los Servicios Complementarios para el Sistema ... · Objetivo de la Etapa 2 Un análisis del SIN colombiano considerando entrada de nuevos desarrollos Proyectar escenarios