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es jerárquico, basado en el empleo de menos limitaciones
de flexibilidad operativa en la fase de planificación, complementado por una verificación del rendimiento de la combinación de generación propuesta cuando se añaden más
limitaciones de flexibilidad e incertidumbre operativa. Esto
proporciona un buen compromiso entre la maleabilidad y la
solidez de la solución.
Para abordar la adecuación de capacidad y la suficiencia
de flexibilidad de un gran sistema interconectado, los requisitos de los datos de entrada incluyen
✔✔ datos técnicos y económicos sobre las unidades de generación y los corredores de transmisión clave para
cada país, así como las capacidades transfronterizas
de interconexión
✔✔ demanda y datos de GV utilizando demanda sincronizada con el tiempo, generación FV y eólica y errores
de predicción asociados con una resolución por hora
(o más breve) para cada BA basada en observaciones
climáticas durante los últimos 50 años.
Este enfoque se ilustra en el Gráfico 3.
El enfoque se rige por un modelo de PCS de múltiples
áreas denominado modelo continental (MC), que incluye la

Datos de GV
Capacidad instalada y
factores de ubicación
de la carga
(por hora o menos),
errores de predicción

Otros datos
Demanda por hora (o menos) y
error de predicción, inversión
en generación y costos de
combustible, almacenamiento,
DSM, restricciones dinámicas,
FOR, Ps, precio del CO2

Proceso iterativo
Ciclo de inversión continental
Combinación
de generación

Costos marginales
del sistema

Modelo continental
Suministro de generación,
flujos de la red
FlexAssessment

Costos del sistema, generación e infraestructura y
utilización de la red
Combinación de generación, factores de carga de planta
y suministro, redes, almacenamiento y uso de la DSM,
reducción de las FER, costos del sistema, ingresos
de la planta, reservas y márgenes de operación,
indicadores de flexibilidad

gráfico 3. La estructura del enfoque de inversión en la
generación. DSM: gestión orientada a la demanda; FOR:
índice de interrupción forzada; Ps: probabilidad de fallo de
arranque de una unidad.
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optimización de generación hidráulica, el compromiso con
la unidad (CU) y el suministro. El modelo se adapta para
realizar una planificación de generación coordinada de múltiples áreas mediante lo que se llama el ciclo de inversión
continental (CIL, por sus siglas en inglés). Una vez el problema de inversión haya convergido, se modifican los programas de generación para ser utilizados como datos en el
modelo de evaluación de flexibilidad.
El MC es un modelo de equilibrio de mercado basado
en los fundamentos de equilibrio de generación de carga. El
modelo simula el suministro hidrotérmico de un sistema de
múltiples áreas para cada hora del año, dadas las limitaciones
de interconexión entre las áreas. También utiliza una programación dinámica para definir un conjunto de estrategias que
optimicen el uso de embalses hidráulicos para minimizar el
costo de la producción global. Los resultados son los valores
del agua para cada intervalo de tiempo y cada escenario. Estos
se utilizan en el MC como entradas para el CU y el problema
de suministro que minimiza los costos de generación térmica
e hidráulica utilizando una programación lineal íntegra combinada (MILP, por sus siglas en inglés). Las restricciones del
problema de la MILP incluyen calificaciones de generación
dinámica y reserva primaria, secundaria y terciaria, como la
generación estable mínima, los tiempos mínimos crecientes
y decrecientes y las tasas de desnivel.
El problema está resuelto para muchas situaciones anuales de demanda, generación FV y eólica, flujos de entrada de
agua, costos de combustible y disponibilidades de unidades
térmicas. Cada escenario representa un año completo con
una resolución por hora (o menos). Para lograr que el problema sea manejable (el sistema tiene siete BA interconectadas y más de 800 unidades térmicas), las unidades individuales se agrupan en grupos de unidades similares. Las
salidas del MC incluyen el estado de compromiso por hora,
la producción de generación y la participación de la reserva
programada para todos los grupos de unidades, así como los
precios marginales de todas las zonas.
El CIL calcula la combinación de generación térmica
mediante un proceso iterativo. El objetivo es obtener la combinación de generación térmica que garantiza que, para cada
nueva unidad, los ingresos del mercado previstos equivalen
a su costo fijo más su costo variable sobre una base anualizada. La combinación de generación renovable (hidráulica,
eólica y FV) es una entrada para el modelo.
La optimización general del CIL del MC incluye dos
pasos iterativos:
1)	 uno heurístico para proponer una posible solución de
la combinación de generación para satisfacer un criterio de adecuación
2)	 la validación de la solución heurística que resuelve el
suministro de generación de carga por hora usando el
MC para crear una señal del precio para verificar los
criterios rentabilidad de la unidad.
Finalmente, la suficiencia de flexibilidad de las soluciones de planificación de generación se analiza usando un
noviembre/diciembre 2017



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