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Planeación de la Operación

Descripción general de información publicada y consideraciones para los Análisis Energéticos de mediano plazo

Semana 40

Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación

Octubre 6 de 2017

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Contenido

Objetivo 1

1 Resultados 1

2 Información básica 2

3 Detalle supuestos considerados 5

3.1 Demanda de Energía 5

3.2 Plan de Expansión de Generación 6

3.3 Plan de Expansión de transmisión de Colombia 7

3.4 Restricciones STN 9

3.5 Precios de combustibles en Colombia 9

3.6 Costos OCV y COM de las plantas térmicas considerados en los estudios. 11

3.7 Costo incremental operativo de racionamiento de energía: UPME 12

3.8 Intercambios Internacionales 12

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Objetivo

Presentar la descripción general de los archivos publicados para las corridas energéticas del mediano plazo con horizonte de análisis de 2 años (104 semanas) resolución semanal. Asimismo, indicar las consideraciones básicas y de detalle empleadas para los análisis.

1 Resultados Cada uno de los archivos de resultados .xls publicados contiene la siguiente información:

Hoja Contenido

Balance Del SIN

Gráfica del balance energético del SIN para cada semana expresado en GWh/día, la cual muestra de manera desagregada el tipo de generación utilizada en cada semana para el cubrimiento de la demanda. Adicionalmente, se incluye gráfica en GWh/día de la generación térmica por tecnología

Embalse SIN Gráfica de la evolución del embalse agregado para cada una de las semanas del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil.

Generación Hidráulica Gráfica de la evolución de la generación hidráulica para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GWh/día.

Generación Térmica Gráfica de la evolución de la generación térmica para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GWh/día.

Costo Marginal Gráficas en USD/MWh del costo marginal y costo marginal por bloques para cada una de las semanas del horizonte.

Índices de Confiabilidad Índice del Valor Esperado de Racionamiento de Energía y número de casos con déficit, de acuerdo con lo definido en la reglamentación vigente.

Generación Hidro por Planta

Generación hidráulica de las plantas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una de las plantas y semanas del horizonte de análisis.

Generación Térmica por Planta

Generación térmica de las plantas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una de las plantas y semanas del horizonte de análisis.

Generación Térmica por Recurso

Gráficas de la evolución de la generación agrupada por combustible para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GWh/día.

Consumo de combustibles

Gráficas de la evolución de los consumos de combustibles para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GBTUD.

Generación Comb. Líquidos

Gráficas de la evolución de la generación de combustibles líquidos para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GWh/día

Generación de Menoresycog

Valor de generación de los cogeneradores y las plantas hidráulicas y térmicas menores en GWh/día promedio por regiones para cada semana del horizonte de análisis.

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Hoja Contenido

Aporte Total SIN (GWh) Gráfica de la evolución de aportes de los ríos del SIN para cada una de las semanas del horizonte de análisis en GWh-día.

Balance por Área Gráficas del balance energético del SIN para cada área y semana, expresado en GWh/día. Muestra el tipo de generación utilizada en cada semana para la atención de la demanda.

Valor Marginal Agua Valor del Agua en cada una de las semanas y para cada uno de los embalses (USD/MWh).

Evo Embalses Gráfica de la evolución de los embalses del SIN para cada una de las semanas del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil y el volumen mínimo técnico para cada embalse

ImpoEcuador Gráfica de la evolución de la importación de Ecuador para cada una de las semanas del horizonte en GWh/día.

Nota importante sobre los costos marginales Los costos marginales arrojados por el modelo corresponden al precio sombra o multiplicador de Lagrange de la restricción de demanda del problema de despacho hidro – térmico. Da una señal del costo incremental de la función objetivo (costo operativo) cuando se incremente marginalmente la demanda del sistema. El costo marginal está expresado en US$/MWh (US$ constantes al inicio de la simulación). La estructura de costos de las plantas modeladas NO incluye el CEE ni FAZNI. Se incluyen los costos por ley 99 de 1993. Es posible que dependiendo de la oferta hídrica de las series sintéticas el costo marginal resultante sea cero.

2 Información básica

Los supuestos básicos considerados se indican en la siguiente tabla:

Ítem Consideración

Parámetros Generales

Versión MPODE 14.0.14rc1

Horizonte 2 años con resolución semanal.

Condición terminal Año adicional con datos cronológicos

Tipo de estudio 3 casos autónomos 1 caso coordinado considerando solo importaciones desde Ecuador (Sistema ecuatoriano simplificado)

Mínimos operativos

Nivel mínimo operativo inferior – MOI: se considera los valores que resultan del cálculo publicado el 30 de abril de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995

Nivel mínimo operativo superior– MOS: se considera el

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Supuestos corridas Mediano Plazo

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Ítem Consideración valor correspondiente al máximo, para cada etapa del horizonte de estudio, entre el MOS y el NEP de cada embalse. Los valores de MOS son los que resultan del cálculo publicado el 30 de abril de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995. El valor de NEP corresponde a los valores calculados a nivel diario, de acuerdo con lo declarado por los agentes, y lo establecido en la Res CREG 036 de 2010 y la circular 18 de 2010.

La anterior consideración se hace con el propósito de incluir las señales definidas en la regulación vigente para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad.

Condición inicial volumen de los embalses

01/10/2017

Demanda Escenario medio de la UPME en todo el horizonte (Rev. julio/2017)

Parámetros

De plantas de generación y elementos de la red del STN

existentes. PARATEC 02/10/2017

Proyectos de generación

Heat Rate (HR) de las plantas térmicas de gas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis y afectado en 15% de acuerdo con recomendación del SP del CNO. HR de las plantas térmicas con combustibles diferentes a gas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Factor de conversión medio para las plantas hidráulicas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Índices de disponibilidad según lo establecido en la regulación vigente.

Proyectos de expansión transmisión del STN

Los publicados en la base de datos del informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo vigente

Mantenimientos de generación en estado

solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema

Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM)

Información a 02/10/2017

Fecha de corte para IH e ICP plantas Térmicas con el procedimiento regulado

30/09/2017

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Ítem Consideración

Sistema hidráulico colombiano

Modelos de embalse reportados para el Cargo por Confiabilidad, ajustados con las demandas de acueducto y filtración que realicen los agentes con la mejor información disponible.

Red de transmisión Se consideran las restricciones del STN indicadas en el informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo vigente.

Costos

De transporte y suministro de combustible

Informados por UPME en may-17 (Acta reunión N° 125 del subcomité de planeamiento operativo del Consejo Nacional de Operación)

De racionamiento publicados por UPME

Los publicados por UPME para el mes de septiembre de 2017.

Otros costos variables Los valores vigentes para el mes de octubre de 2017

Combusti-bles

Disponibilidad de combustible No se consideran restricciones en el suministro de Carbón. Para el gas y los combustibles líquidos se considera lo reportado por los agentes térmicos.

Otros

Curva de administración de Riesgo (CAR)

Se considera un nivel agregado que se construye a partir de los mínimos históricos individuales de embalses en cada semana de año. La historia empleada: enero de 2000 a la fecha.

Desbalance hídrico 14 GWh/día

Otras consideraciones

Termocentro se modela como una planta térmica operando con un único combustible, cuyo costo se deriva de los costos del combustible líquido y gas multiplicado por las proporciones indicadas por el agente.

Intercone-xiones Internacio-nales

Costos Marginales Ecuador

El caso coordinado usa como precios de combustible los costos de energía promedio suministrados por Cenace a través de sus estudios. (Act de Abril/17). Este estudio NO contiene casos coordinados

Límites de Intercambio El caso coordinado considera 300 MW máximos de importación desde Ecuador. Este estudio NO contiene casos coordinados

Hidrología Escenarios Hidrológicos

1. Escenario Esperado por el Subcomité Hidrológico para el mes de septiembre de 2017 2. Escenario Contingencia del Subcomité Hidrológico para el mes de septiembre de 2017 3. Escenario CND1 GESS P40 (60PSS) (Ver figura 1)

Resumen Caso 1 Escenario Esperado - Autónomo

Caso 2 Escenario Contingencia - Autónomo

Caso 3 Escenario CND1 - Autónomo

Caso 4 Escenario Esperado – Autónomo Escenario demanda Bajo UPME

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3 Detalle supuestos considerados

3.1 Demanda de Energía

Curva de duración de carga: La demanda del sistema es representada por una curva de duración de carga de cinco (5) bloques, cuya duración porcentual se muestra a continuación, representando el bloque 1 las horas de demanda máxima y el bloque 5 las horas de demanda mínima:

Escenario UPME Proyección de la Demanda EE Total Nacional (GWh)

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Fuente: http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdf

3.2 Plan de Expansión de Generación

Se considera en el largo plazo sólo los recursos que tienen asignados obligaciones de energía firme. Este supuesto se fundamenta en la necesidad de identificar las señales de confiabilidad con los proyectos que tienen mayores posibilidades de desarrollo. Demás proyectos tienen altas incertidumbres de ejecución y por tanto se excluyen. Con este supuesto se pretende identificar las necesidades de expansión en momentos particulares del horizonte de estudio.

Proyecto Capacidad [MW]

Fecha esperada de entrada en operación

Gecelca 32 273 30/11/2017

Termonorte (T) 88.3 28/02/2018

Pescadero Ituango (H) 1200

U4 23/11/2018 U3 21/02/2019 U2 27/05/2019 U1 21/08/2019

Fuente: informes auditorias curva “S”

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3.3 Plan de Expansión de transmisión de Colombia

Reportado por la UPME. (Proyectos que impactan la red actual, considerados en el SDDP)

PROYECTO DESCRIPCIÓN FECHA ESPERADA DE

ENTRADA EN OPERACIÓN

Subestación Guayabal 220 kV

Nueva subestación Guayabal a 230/110 kV. Corredor de línea Bello – Guayabal – Ancón a 230 kV

En operación

Subestación Caracolí 220 kV

Nueva subestación Caracolí 220/110 kV – 300 MVA + Corredor de línea Flores – Caracolí – Sabana 220 kV + Reconfiguraciones en 110 kV + Nueva línea Caracolí – Malambo 110 kV + Doble Cto. Flores – Centro 110 kV + desacople de barras en Tebsa 110 kV.

Silencio – Cordialidad 110 kV en Silencio – Caracolí – Cordialidad. Reconfiguración de la línea Veinte de Julio – Malambo 110 kV en

Veinte de Julio – Caracolí – Malambo. Nueva línea Caracolí – Malambo 110 kV.

10/10/2017

SE Armenia 220 kV Nueva subestación Armenia 230 kV que reconfigura la línea

Hermosa - Virginia 230 kV. 01/12/2017

Subestación Río Córdoba

Nueva subestación Rio Córdoba a 220 kV. Reconfiguración de los dos circuitos Fundación – Santa Marta 220

kV en Fundación – Rio Córdoba – Santa Marta 220 kV

Bahías de transformación para la conexión de dos transformadores de 100 MVA C/U.

31/12/2017

UPME 05 - 2009_SE Tesalia - Etapa 2

Doble circuito Alférez - Tesalia 230 kV 30/06/2018

Línea Esmeralda-Hermosa 230 kV.

Cambio de nivel de tensión de la línea Esmeralda-Hermosa 115 kV (aislada a 230 kV)

30/11/2018

Subestación Suria 230 kV

Nueva subestación Suria a 230/115 kV – 300 MVA e incorporación de la misma al STN a través de la reconfiguración

de la línea Guavio – Tunal. 30/06/2018

Segundo circuito Cartagena – Bolívar a

220 kV

Segundo circuito Cartagena – Bolívar a 220 kV 30/04/2018

Subestación La Loma 500 kV

Nueva subestación La Loma 500 kV Reconfiguración de la línea Ocaña – Copey 500 kV en los enlaces Ocaña – La Loma y La Loma – Copey, por medio de dos circuitos

de 10 km aprox. al punto de apertura. Instalación de compensación reactiva inductiva, considerando la

posibilidad de desinstalación o reubicación de compensación reactiva inductiva existente

30/08/2018

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PROYECTO DESCRIPCIÓN FECHA ESPERADA DE

ENTRADA EN OPERACIÓN

Conexión de la Enea 230 kV al circuito Esmeralda – San Felipe 230 kV

Dos bahías a de línea a 230 kV en la Subestación La Enea. Una línea doble circuito hasta interceptar el circuito Esmeralda - San Felipe 230 kV y configurar los enlaces Esmeralda - Enea 230 kV y Enea - San Felipe 230 kV.

30/11/2017

Subestación Montería 230 kV

Chinú - Montería - Urabá 220 kV + Transformador Chinú 500/220 kV - 450 MVA

30/08/2018

Conexión de Ituango y restricciones Porce III

Nueva subestación Ituango 500 kV Nueva subestación Medellín 500/230 kV Dos transformadores en la subestación Medellín 500/230 kV de 450 MVA Dos líneas Ituango – Cerromatoso 500 kV, de 110 km Línea Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV, de 266 km Línea Ituango – Medellín 500 kV, de 125 km Reconfiguración del enlace occidente – Ancón 230 kV en los enlaces Occidente – Medellín y Medellín – Ancón, por medio de un doble circuito de 10 km Línea Medellín – Ancón 230 kV, de 10 km

30/08/2018

Conexión de Ituango y restricciones Porce III

Línea Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV, de 266 km de longitud, aprox.

30/04/2019

Proyecto Subestación Norte 500 kV y línea de transmisión Sogamoso – Norte – Nueva Esperanza 500 kV.

Subestación Norte 500 kV

Transformador Norte 500/230 kV – 450 MVA

Línea Sogamoso – Norte 500 kV, de 257 km

Línea Norte Nueva Esperanza 500 kV, de 87 km

30/06/2019

Incremento límite de importación área Caribe (Refuerzo Costa Caribe)

Línea Cerromatoso – Chinú 500 kV, de 131 km

Línea Chinú – Copey 500 kV, de 200 Km 30/11/2019

Subestación Chivor - Norte - Bacatá

Nueva subestación Norte 230 kV y líneas doble circuito Bacatá - Norte 230 kV y Norte - Nueva subestación Chivor II 230 kV

31/12/2019

Incremento límite de importación área Suroccidental (refuerzo 500 kV Suroccidente)

"Nueva subestación Alférez 500 kV

Dos transformadores Alférez 500/230 kV de 450 MVA

Línea Medellín – La Virginia 500 kV, de 158 Km Línea La Virginia – Alférez 500 kV, de 183 Km

Línea San Marcos – Alférez 500 kV, de 35 Km

Reconfiguración del enlace Juanchito – Pance 230 kV en los enlaces Juanchito – Alférez y Alférez – Pance.

30/10/2019

Incremento límite de importación área Caribe (Refuerzo Costa Caribe)

Línea Cerromatoso – Chinú 500 kV, de 131 km

Línea Chinú – Copey 500 kV, de 200 Km 30/11/2019

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PROYECTO DESCRIPCIÓN FECHA ESPERADA DE

ENTRADA EN OPERACIÓN

Subestación Chivor - Norte - Bacatá

Nueva subestación Norte 230 kV y líneas doble circuito Bacatá - Norte 230 kV y Norte - Nueva subestación Chivor II 230 kV

31/12/2019

Líneas de Transmisión Copey - Cuestecitas 500 kV y Copey - Fundación 220 kV

Subestación Cuestecitas 500 kV con transformación 500/220 kV-450 MVA enlace Copey-Cuestecitas 500 kV de 215 km y Fundación - Copey 230 kV de 50 km.

30/11/2020

3.4 Restricciones STN

Se consideran las restricciones indicadas en el Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo vigente, publicado por XM. El detalle del informe se puede consultar en el archivo TablaRestricciones.xlsx que se encuentra a siguiente ruta: http://www.xm.com.co/agentes/Paginas/planeacion/informe-de-planeamiento-operativo-electrico-del-mediano-plazo-ipoemp.aspx

3.5 Precios de combustibles en Colombia

Se toma la información de precios de combustibles compartidos por la UPME al CNO en el mes de mayo de 2017, en las siguientes figuras se presenta la proyección de los precios indicados para cada uno de los combustibles asociados a las diferentes plantas de generación térmica. Se destaca que para Proelectrica, se utilizan los precios del documento “PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LOS ENERGÉTICOS PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA. ENERO 2016 – DICIEMBRE 2035”, dado que no se cuenta con información nueva para la planta.

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CARBÓN

T. PAIPA T. ZIPA T. TASAJERO T. GUAJIRA GECELCA

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Gas Natural Nacional

T.Sierra T. CENTRO T. DORADA Tvalle Tcali Merilectrica

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GNL

TEBSA, TBQUILLA y TFLORES TERMOCANDELARIA

3.6 Costos OCV y COM de las plantas térmicas considerados en los estudios.

[COL$/kWh] [USD/MWh]

OCV Térmicas: 7.94 2.72

Nota: A las plantas hidráulicas no se les modela el OCV. OCV : Corresponde a los siguientes costos variables: aportes ley 99 de 1993 más costos unitarios por servicios de AGC.

[COL$/kWh] [USD/MWh]

COM para Carbón 22.83 7.77

COM otro tipo combustible

16.98 5.78

COM para GAS 11.13 3.79

TRM 30 de septiembre de 2017: 2936.67 $/US$

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3.7 Costo incremental operativo de racionamiento de energía: UPME

Fuente: UPME (http://www.upme.gov.co/CostosEnergia.asp)

Para los análisis energéticos se utilizó el último escalón del costo de racionamiento y se utilizó la TRM del 30 de

septiembre de 2017: 2936.67 $/US$

3.8 Intercambios Internacionales

De estudios eléctricos conjuntos Colombia Ecuador, se obtienen los límites máximos de intercambio entre los dos sistemas. Los resultados del estudio más reciente que consideran nuevos parámetros en el esquema de separación de áreas (ESA) se muestra en la siguiente tabla.

Ecuador > Colombia

300 MW

Aunque los intercambios son función de despacho en Betania y Quimbo en Colombia y de CocaCodo SinClair en Ecuador, estos valores presentan un valor energético medio para un conjunto amplio de condiciones.