abastecimiento de la demanda elÉctrica · 2012-11-14 · 5. disponibilidad de infraestructura...
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ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA
Ángela Inés Cadena – Javier Martínez
Noviembre 1 de 2012
AGENDA
1. Proyecciones de la demanda de energía
2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
3. Expansión de la generación
4. Expansión de la transmisión
5. Reflexiones finales
Abastecimiento de la demanda de E. E.
Metodología de proyecciones de la demanda
de energía
Pasado y Presente
del
Sistema Energético
Modelos
Econométricos
Modelo
Analítico
Macroeconomía
Proyecciones
Integradas de
Demanda
IMPACTOS
Económicos,
Ambientales
I
T
E
R
AC
I
O
N
Flujo de Energía,
Políticas Energéticas,
Sustitución-URE
PIB, IPC,
Población,
Ingreso
Series Históricas de
Consumo,
Precios y Tarifas.
Tecnologías Existentes
Tasas de crecimiento
AÑO BASE
Contexto internacional
Perspectivas de crecimiento energético (Fuente: EIA-DOE 2011)
53% en 27 años
18% en países OECD y 67% en los
no OECD
12% de los líquidos son crudos no
convencionales
El carbón crece en países no OECD Asia
E = (E /PIB) x (PIB /POP) x POP
Perspectivas de crecimiento demanda de
energía primaria mundial
2009-2020 2021-2030
OECD 0.7% 0.3%
No OECD 3.0% 1.7%
China 3.9% 1.6%
Latinoamérica 2.5% 1.5%
COLOMBIA 2.3% 1.5%
Crecimiento Demanda Primaria de Energía
Fuente: World Energy Outlook 2011 y UPME
Durante las dos
últimas décadas, el
crecimiento de la
demanda primaria de
energía mundial ha
estado promovida por
las economías
emergentes asiáticas.
La perspectiva para el
futuro es que siga esta
tendencia de
ascendente demanda
de las economías en
desarrollo, frente a la
desaceleración de las
ya desarrolladas.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1990 2009 2020 2030
Gto
e
Transporte Internacional
Otros No OECD
Africa y Medio Oeste
LATINOAMÉRICA
India
China
Otros OECD
Unión Europea
Estados Unidos
NO OECD
OECD
Perspectivas de crecimiento eléctrico (Fuente: EIA-DOE 2011)
ELC crece en 84% en el periodo de
análisis
CARG RNW: 3.1% (ELC: 2.3%). 19% a 23%
En su mayoría (82%) HYDRO (55%) y WIND
(27%)
E = (E /PIB) x (PIB /POP) x POP
Perspectivas de crecimiento demanda
energía eléctrica en el mundo
Fuente: World Energy Outlook 2011 y UPME
2009-2020 2021-2030
OECD 1.4% 0.9%
No OECD 5.0% 2.7%
China 6.6% 2.9%
Latinoamérica 2.7% 2.1%
COLOMBIA 3.7% 3.5% (Prelim)
Crecimiento Demanda de Energía Eléctrica
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
1990 2009 2020 2030
TW
h
Otros No OECD
Africa y Medio Oeste
LATINOAMÉRICA
India
China
Otros OECD
Unión Europea
Estados Unidos
NO OECD
OECD
El crecimiento de la
demanda de energía
eléctrica mundial está
impulsada por los países
en vía de desarrollo,
entre los cuales
sobresalen China e
India.
Considerando el avance
de cobertura y desarrollo
logrado, se prevé que en
la presente década el
crecimiento de la
demanda de energía
eléctrica de
Latinoamérica (2.7%)
sería inferior a la de
China (6.6%), India
(6.3%), África (3.4%) y
países de Oriente Medio
(4.0%).
Crecimiento esperado de las emisiones (Fuente: EIA-DOE 2010)
CO2 = (CO2 /E) x (E /PIB) x (PIB /POP) x POP
Proyecciones de la demanda de energía
0
50
100
150
200
250
300
350
20
00
20
02
20
04
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06
20
08
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10
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20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
Mil
lon
es B
EP
Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón
Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados
Historia Proyección
Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%
Fuente: UPME
3.10%
3.48%
2.69% Diesel
Electricidad
Gas Natural
Prospectiva Energética – Escenario base
Oferta de hidrocarburos
Factores de éxito y variables críticas
FACTORES DE ÉXITO DEL SECTOR DE
HIDROCARBUROS
1. Aumento de la inversión en el sector promovida por un marco
regulatorio favorable y promoción internacional
2. Apertura de oportunidades de inversión bajo distintos
esquemas de negocio
3. Éxito exploratorio e incremento del conocimiento geológico
4. Modernización de ECOPETROL e incorporación de recurso
humano calificado
5. Disponibilidad de infraestructura heredada de la década
pasada, previo a la declinación de producción
6. Mayor productividad por la inclusión de nuevos esquemas de
perforación
7. Aumento de factor de recobro en cuencas maduras por el uso
de nuevas tecnologías
8. Mercado internacional favorable y altos precios de crudo
9. Mejora en seguridad del país.
VARIABLES CRÍTICAS ACTUALES Y FUTURAS
1. Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas)
2. Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuencas de
Los Llanos)
3. Potencial de no convencionales (gas asociado al carbón, shale
gas, shale oil, arenas bituminosas)
4. Factor de recobro de hidrocarburos
5. Precio internacional de energéticos (precio de referencia del
barril de crudo)
6. Política estatal petrolera (government take)
7. Factores medio ambientales (restricción de la actividad de E&P
por razones ambientales)
8. Factores socio culturales, nivel de conflicto (restricción de la
actividad de E&P por razones sociales
Fuente: Estudio ADL
Oferta de hidrocarburos
Escenario de referencia (base)
Hallazgos
Hidrocarburos
Convencional
Potencial No
Convencionales*
Potencial
Crudos
Pesados*
Factor
de Recobro
Precio
Internacional
Energéticos
Política
Estatal
Petrolera
Factores
Ambientales
Factores
Socio
Culturales
Marginal
2.5 TPC
2,900 MBls
5%
Nulo
0 TPC
0 MBls
30%
Marginal
500 MBls
15%
Status Quo
< 26%
30%
< 50
USD/barril
10%
Favorable a
Inversión
(Status Quo)
35%
< Requisitos vs.
Otros Países
Petroleros
20%
Desarrollo en
eq. con la
Comunidad
30%
Modesto
3 TPC
3,600 MBls
40%
Shales /CBM
2 TPC
1,000 MBls
40%
Bajo
800 MBls
30%
Medio
26% - 29%
40%
50-75
USD/barril
30%
> Government.
Take
35%
Equilibrio
Legislación y
Des.
Sustentable
50%
Oposición
Aisladas a
Proyectos
40%
Alto
5 TPC
11,000 MBls
40%
Shales/CBM/
Arenas
10 TPC
10,000 MBls
20%
Medio
1,200 MBls
40%
Alto
29% - 35%
20%
75-125
USD/barril
50%
Intervención
Leve
20%
Restricción
Radical (priori-
dad ambiental)
30%
Limitada
Concertación
30%
Extraordinario
10 TPC
>15,000 MBls
5%
Todos
> 20 TPC
> 20,000 MBls
10%
Alto
> 13,000 MBls
15%
Máximo
> 35%
10%
>125
USD/barril
10%
Intervención
Severa
10%
Fuente: Estudio ADL
Oferta de hidrocarburos
Escenarios de incorporación de reservas
SUPUESTOS
ESCENARIOS
Escasez
Base
Abundancia
1. Reservas probadas en producción
Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre
de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios.
2. Reservas a adicionar por recuperación mejorada (EOR)
31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada , objetivo según los escenarios
Oíl: 314 MBls, (considerando 30% de ejecución)
Oíl: 524 MBls, (considerando 50% de ejecución)
Oíl: 786 MBls, (considerando 75% de ejecución)
3. Descubrimientos no Desarrollados
Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS
(reservas probables según escenario)
Oíl: 1,390 MBls Gas: 0.9 TPC
Oíl: 2,845 MBls Gas: 1.2 TPC
Oíl: 3,991 MBls Gas: 1.2 TPC
4. Recursos por descubrir (Yet to Find)
Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario
Crudo Convencional: 2,869 MBls Crudo Pesado: 804 Bls
Gas: 1 TPC
Crudo Convencional: 3,551 MBls Crudo Pesado: 1,205 MBls
Gas: 3 TPC
Crudo Convencional:
10,991 MBls Crudo Pesado: 13,026 MBls Gas: 5 TPC
5.No Convencionales
Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de
recursos no convencionales en cada escenario
Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC
Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC
Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC
Shale Oil -
Tar Sands – Shale Gas - Coal Bed Methane -
Shale Oil: 1,000 MBls
Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC
Shale Oil: 4,000 MBls
Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC
Fuente: Estudio ADL
Producción de petróleo
Escenario de referencia (base)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
20
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30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
Mil
es
Bar
rile
s D
ía (
KB
PD
)
Existentes Recuperación Mejorada Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales
Fuente: Estudio ADL
Producción de gas natural
Escenario de referencia (base)
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
20
12
20
13
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14
20
15
20
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17
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23
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25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
Mil
lon
es
Pie
s C
úb
ico
s D
ía (
MP
CD
)
Existentes Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales
Fuente: Estudio ADL
AGENDA
1. Proyecciones de la demanda de energía
2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
3. Expansión de la generación
4. Expansión de la transmisión
5. Reflexiones finales
Abastecimiento de la demanda de E. E.
Proyecciones de la demanda de energía
eléctrica Información histórica
comportamiento de la
demanda
Información socioeconómica, PIB, crecimiento de la población
Información sobre
precios de energéticos
y sustitutos
Estudios específicos de
consumo e información
de agentes
Información sobre
tecnología y
equipamiento
Depurado filtrado de información,
selección de variables principales
Resultados Variables externas
Almacenamiento de datos de corridas para soporte
Documento de salida
Seguimiento al comportamiento de la
demanda comparándola con la real
Presentaciones y
difusión
Chequeo coherencia
Requerimiento
de ajustes
Modelamiento: econométrico, analítico, optimización, simulación
Presentación de
resultados preliminares a agentes
no
si
Seguimiento de la demanda de energía
eléctrica
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
5400
ene-0
0
may-0
0
sep-0
0
ene-0
1
may-0
1
sep-0
1
ene-0
2
may-0
2
sep-0
2
ene-0
3
may-0
3
sep-0
3
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4
may-0
4
sep-0
4
ene-0
5
may-0
5
sep-0
5
ene-0
6
may-0
6
sep-0
6
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7
may-0
7
sep-0
7
ene-0
8
may-0
8
sep-0
8
ene-0
9
may-0
9
sep-0
9
ene-1
0
may-1
0
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0
ene-1
1
may-1
1
sep-1
1
ene-1
2
may-1
2
sep-1
2
GW
h -
mes
Histórico de la demanda energía eléctrica mensual
Fenómeno La Niña
Crisis económica
Desconexión
Cerromatoso
Fenómeno El Niño
Corto plazo: Modelo econométrico - Series de tiempo
Modelo ARIMA
Efecto calendario
Variables externas esporádicas
Modelo ARIMAX
Demanda eléctrica mensual de corto plazo
• Festividades
• Años bisiestos
• Climáticas
• Coyuntura económica
• Cambio en la demanda
Modelos
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6% ju
n-11
jul-1
1
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11
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11
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-12
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12
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-12
jun-
12
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2
ago-
12
sep-
12
Var
iaci
ón
Variación Mes Variación Acumulada Año Variación Acumulada 12 m
Seguimiento de la demanda de energía
eléctrica
4250
4350
4450
4550
4650
4750
4850
4950
5050
5150
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GW
h-m
es
ESC ALT ESC MED ESC BAJ DEE Real LCS LCI
Revisión periódica UPME
Seguimiento de la demanda de energía
eléctrica
8000
8200
8400
8600
8800
9000
9200
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9600
9800
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11
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12
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-12
jun-
12
jul-1
2
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12
sep-
12
MW
LCS ESC ALT ESC MED ESC BAJ LCI PMAX Real
Revisión periódica UPME
Seguimiento a la demanda de potencia
Demanda Eléctrica = Ventas (distribuidoras) + Cargas especiales + Pérdidas
• Histórico de ventas (SUI) • PIB (MHCP, BANREP, DANE) • Población (DANE)
• Cerromatoso • Cerrejón • OXY • La Cira –Infantas • Rubiales • Ecopetrol • Drummond • Panamá
• Pérdidas del STN • Pérdidas de distribución
Demanda Eléctrica Demanda Corto Plazo Demanda Largo Plazo U =
Largo plazo: Modelo lineal multivariable
Modelos
Supuestos Preliminares
Variables económicas
Se considera crecimiento económico de 4.8% para los próximos 5 años, como
referencia.
Variables demográficas
Se mantienen los supuestos del DANE.
Variables climáticas
Según los últimos pronósticos, se considera una menor afectación del Fenómeno El
Niño para último trimestre de 2012 y primer trimestre de 2013.
Las variables climáticas se analizan únicamente a muy corto plazo.
Variables eléctricas
Se mantiene supuestos de pérdidas (%) en el STN y en distribución.
Cargas especiales
Actualización de los escenarios por mayor declinación de OXY.
Se considera la entrada de Rubiales en 2013.
Se considera la entrada de Drummond a partir 2015.
Se considera la entrada de Ecopetrol y Panamá desde 2016
Cira-Infantas declina desde 2014
CerroMatoso y Cerrejón con incremento leve.
Proyección Preliminar Largo Plazo
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
GW
h -
añ
o
Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo
Entre los años 2012 y 2020 se espera una tasa media anual de crecimiento de 3.8%, y en el
periodo 2021 a 2031 de 3.5%.
Otros escenarios: transporte eléctrico
AGENDA
1. Proyecciones de la demanda de energía
2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
3. Expansión de la generación
4. Expansión de la transmisión
5. Reflexiones finales
Abastecimiento de la demanda de E. E.
Largo Plazo
Mediano Plazo
Corto Plazo
•Inclusión en el SIN de FNCE
•Sostenibilidad del sector hidro-energético
•Línea base de desarrollo de generación sostenible
•Generación distribuida
• Análisis impacto medidas de eficiencia energética en la generación
• Análisis alternativos FNCE
• Abastecimiento de gas (importaciones – exportaciones )
• Interconexiones internacionales
• Comportamiento del sistema - Proyectos en desarrollo
• Análisis de confiabilidad ante periodos críticos, disponibilidad de recursos y retrasos
• Análisis de la generación de pequeña escala
Plan de expansión de generación
Consideraciones
Alternativas y escenarios
El plan de expansión se elabora considerando
escenarios que configuran diferentes alternati-
vas de comportamientos de las principales
variables que tienen incidencia en el
planeamiento y en la toma de decisiones de los
diferentes agentes
Proyecciones de demanda y potencia de energía eléctrica
Proyecciones precios energéticos
Hidrología
Características técnicas de las plantas
Interconexiones internacionales
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
GW
h /
añ
o
ESC ALT ESC MED ESC BAJ
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
20
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11
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20
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20
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20
29
20
30
US
$/M
BT
U
C/MARCA BOYACÁ N. SANTANDER CÓRDOBA GUAJIRA
CURVA DE DURACION DE CAUDALES
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
% DEL TIEMPO QUE ES EXCEDIDO
CA
UD
AL
(m3
/s)
Curva de Duración
Valor 50% del Tiempo 24,43 m3/s
Valor 95% del Tiempo 11,3 m3/s
PANAMA
GUAJIRA
SANTANDER
SUCRE
BOLIVAR
ATLANTICO MAGDALENA
CESAR
CASANARE
NORTE
SANTANDER
ANTIOQUIA CHOCO
CORDOBA
CALDAS
TOLIMA
META
CUNDINAMARCA BOYACÁ
ARAUCA
HUILA
CAQUETA
NARIÑO
CAUCA
VALLE
PUTUMAYO
QUINDIO
RISARALDA
SANTA MARTA
BARRANQUILLA
FUNDACIÓN
COPEY
VALLEDUPAR
CUATRICENTENARIO
GUAJIRA
CUESTECITA
FLORES
TEBSA
CARTAGENA
CANDELARIA
URABÁ
CERROMATOSO
OCAÑA
URRÁ
CHINU
SAN MATEO
CUCUTA
CAÑOLIMÓN
TASAJERO
POMASQUI
BANADIA
JAMONDINO
MOCOA
ALTAMIRA
SAMORÉ
TOLEDO
SABANALARGA
BETANIA
SAN
BERNARDINO
MIROLINDO
JUANCHITO
SALVAJINA PAEZ
PANCE
A.ANCHICAYA YUMBO
SAN MARCOS
LA VIRGINIA
LA ENEA
SAN FELIPE
MIEL 1
REFORMA
CIRCO
PARAISO GUACA
LA MESA
BALSILLAS
GUATIGUARÁ
PAIPA
SOCHAGOTA
BARRANCA
TERMOCENTRO
MERILECTRICA
COMUNEROS
BUCARAMANGA
PALOS
MALENA
LA SIERRA
PURNIO
SALTO PORCE II
ORIENTE
GUATAPÉ
SAN CARLOS
COROZO
VENEZUELA
ECUADOR
CIRA INFANTA
TORCA
COLOMBIA
SILENCIO TERNERA
PORCE 4 PORCE 3
OCCIDENTE
ITUANGO
QUIMBO
ALFÉREZ
NUEVA
ESPERANZA
S.MATEO
SALITRE
NOROESTE
GUAVIO
JAGUAR
PRIMAVERA
Ecopetrol
BACATÁ
NUEVA
GRANADA
TUNAL
MIEL 2
LA HERMOSA
CARTAGO ARMENIA
BOLIVAR BOSQUE
TERMOCOL
CHIVOR
CHIVOR 2
NORTE
CHOCÓ
ECUADOR 500
PANAMÁ II
230 kV
SOGAMOSO
GUAYABAL
GUADALUPE IV
BARBOSA
JAGUAS
PLAYAS
LA TASAJERA
BELLO
MIRAFLORES
ENVIGADO
ANCON SUR
ESMERALDA
GUAVIARE
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA
SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA
SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
220 kV
500 kV
RED STN DEFINIDA
RED 500 kV PROPUESTA
RED 220 kV PROPUESTA
CONEXIÓN HVDC 2 POLOS
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
Capacidad instalada y a instalar (subastas) v.s.
Proyección de demanda de potencia
Expansión de la generación
Expansión del CxC:
Como resultado de la primera subasta (2008) se instalarán 2,900 MW, de los cuales
2,534 son hidráulicos.
Como resultado de la segunda subasta (2011/2011) se instalarán 1,082 MW, de los
cuales 582 son hidráulicos.
En total, se instalarán 3,982 MW.
Análisis de la Expansión de Generación, aplicando criterios de la Resolución CREG
025/95:
Escenario de referencia: Colombia autónomo.
Solo con proyectos del CxC se identifican requerimientos de expansión a partir del
año 2021.
Los requerimientos adicionales a la expansión definida mediante el CxC, en el largo
plazo (2025), corresponden a 3,700 MW.
Al año 2025 se alcanzarían los 21,380 MW.
Energía Firme vs Proyección de demanda de
Energía
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
ene-
12
ene-
13
ene-
14
ene-
15
ene-
16
ene-
17
ene-
18
ene-
19
ene-
20
ene-
21
ene-
22
ene-
23
ene-
24
ene-
25
ene-
26
ENFICC D ALTA D MEDIA D BAJA
GW
h-a
ño
El periodo de planeación de las subastas del CxC debe ser al menos de 5 años
para alcanzar a definir y ejecutar las obras de transmisión.
La próxima subasta del CxC podría darse entre el 2014 y 2015
AGENDA
1. Proyecciones de la demanda de energía
2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
3. Expansión de la generación
4. Expansión de la transmisión
5. Reflexiones finales
Abastecimiento de la demanda de E. E.
Siete (7) Proyectos en
Ejecución:
1.Nueva Esperanza 500/230 kV
(Bogotá)
2.El Bosque 220 kV (Cartagena)
3.Sogamoso 500/230 kV (Santander)
4.Armenia 230 kV (Eje Cafetero)
5.Alférez 230 kV (Cali)
6.Quimbo 230 kV (Huila)
7.Termocol 220 kV (Santa Marta)
El Bosque
220 kV
Nueva Esperanza
500/230 kV
Sogamoso
500/230 kV
Quimbo
230 kV
Alférez
230 kV
Armenia
230 kV
Termocol
220 kV
Siete (7) Proyectos en
Ejecución:
1.Nueva Esperanza 500/230 kV
(Bogotá)
2.El Bosque 220 kV (Cartagena)
3.Sogamoso 500/230 kV (Santander)
4.Armenia 230 kV (Eje Cafetero)
5.Alférez 230 kV (Cali)
6.Quimbo 230 kV (Huila)
7.Termocol 220 kV (Santa Marta)
Proyectos en Proceso de
Convocatoria:
1.Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá
230 kV (Boyacá / Cundinamarca)
El Bosque
220 kV
Nueva Esperanza
500/230 kV
Sogamoso
500/230 kV
Quimbo
230 kV
Alférez
230 kV
Armenia
230 kV
Termocol
220 kV
Chivor – Chivor II
– Norte - Bacatá
230 kV
Siete (7) Proyectos en
Ejecución:
1.Nueva Esperanza 500/230 kV
(Bogotá)
2.El Bosque 220 kV (Cartagena)
3.Sogamoso 500/230 kV (Santander)
4.Armenia 230 kV (Eje Cafetero)
5.Alférez 230 kV (Cali)
6.Quimbo 230 kV (Huila)
7.Termocol 220 kV (Santa Marta)
Proyectos en Proceso de
Convocatoria:
1.Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá
230 kV (Boyacá / Cundinamarca)
Cinco (5) proyectos aprobados
(Próximas Convocatorias):
1.Caracolí 220 kV (Barranquilla)
2.Bolívar – Termocartagena 220 kV
(Cartagena)
3.Chinú – Montería – Urabá 220 kV
(Córdoba – Sucre)
4.Bello – Guayabal – Ancón 220 kV
(Medellín)
5.Suria 230 kV (Meta)
Propósito: Atender demanda y
eliminar restricciones.
El Bosque
220 kV
Nueva Esperanza
500/230 kV
Sogamoso
500/230 kV
Quimbo
230 kV
Alférez
230 kV
Armenia
230 kV
Termocol
220 kV
Chivor – Chivor II
– Norte - Bacatá
230 kV
Caracolí
220 kV
Suria 230 kV
Bello –
Guayabal –
Ancón 220 kV
Chinú –
Montería -
Uraba 220kV
Bolívar –
Termocartagena
220 kV
NUEVOS PROYECTOS
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
A-unica
Relación Beneficio/CostoProyecto Ituango
Red propuesta:
Nueva S/E Ituango 500 kV.
Nueva S/E Medellín 500/230 kV – 900
MVA
Doble circuito Ituango – Cerro 500 kV.
Línea Ituango – Primavera 500 kV.
Línea Ituango – Medellín 500 kV.
Reconfiguración de la línea Occidente –
Ancón 230 kV en Occidente – Medellín y
Medellín – Occidente.
Nueva línea Medellín – Ancón 230 kV.
Beneficios
Confiabilidad energética para el país a
través del cargo por confiabilidad.
Incremento del límite de importación al
área Caribe.
Conexión de Ituango
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
A2 A3 A4
Relación Beneficio/CostoAlternativas Area Costa
Refuerzo Caribe – 500 kV
Aumento del límite de importación Red propuesta:
Línea Cerromatoso – Chinú 500 kV.
Línea Chinú – Copey 500 kV.
Segundo transformador 500/220 kV – 450
MVA en la subestación Chinú.
Beneficios
Incremento del límite de importación al área
Caribe.
Reducción de la generación requerida en el
largo plazo en el área Caribe y
subsecuentemente, reducción de
Restricciones.
Red propuesta:
Nueva S/E Alférez 500 kV.
Transformación Alférez 500/230 kV – 900
MVA .
Línea Medellín – Virginia 500 kV.
Línea Virginia – Alférez 500 kV.
Línea San Marcos – Alférez 500 kV.
Reconfiguración de la línea Pance –
Juanchito 230 kV en Pance – Alférez y
Alférez – Juanchito.
Beneficios
Incremento del límite de importación al área
Suroccidental.
Reducción de la generación requerida en el
largo plazo en el área Suroccidental y
subsecuentemente, reducción de
Restricciones
Refuerzo Suroccidental – 500 kV
Aumento del límite de importación
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
A1 A2 A3 A4
Relación Beneficio/CostoAlternativas Area Suroccidental
Análisis tarifario
0
0.3
0.6
0.9
1.2
1.5
1.8
2.1
2.4
2.7
3
dic
-17
dic
-18
dic
-19
dic
-20
dic
-21
dic
-22
dic
-23
dic
-24
dic
-25
dic
-26
dic
-27
dic
-28
dic
-29
dic
-30
dic
-31
[$/K
hh
]Variación de la Componente (T) Vs. Sobrecostos asociados a la no ejecución de proyectos de Expansión
Delta Componente T en demanda máxima debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]
Delta Componente T en demanda máxima debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]
Costo de las Restricciones y de la Energía No Suministrada sin expansión en las áreas Suroccidental y Caribe [$/Kwh]
Delta Componente T en demanda media debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]
Delta Componente T en demanda mínima debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]
Delta Componente T en demanda media debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]
Delta Componente T en demanda mínima debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]
CONEXIÓN DE PROYECTOS
SUBASTA CxC 2011
Ubicación: Chaparral, Tolima.
Capacidad: 45 MW.
Conexión Ambeima 45 MW
SAN FELIPE
MIROLINDO
Diacemento Papayo
Brisas
Cajamarca
Flandes
La Guaca
Lanceros
Natagaima
Doncello
Florencia
PRADO
AMOYA
Bote
Sesur
Pitalito
Tenay
ALTAMIRA
Regivit
Seboruco
La Mesa
CUCUANA
Mariquita
BETANIA
POPAYAN
Lérida
Oriente
Salado
Hobo
T-Hobo
JAMONDINO
MOCOA
Nva.Cajam
AMBEIMA
Melgar
A Alférez
TULUNI
Obra:
Conexión a Tuluní 115 kV.
Apertura de la línea Betania – Mirolindo 230 kV.
Refuerzos a nivel de 115 kV: normalización de la
subestación Natagaima y nuevo circuito Tuluní –
Natagaima.
Beneficios:
Confiabilidad energética derivada del cargo por
confiabilidad.
Reducción de restricciones en el STR, las cuales sin
expansión, se pueden materializar bajo ciertos
escenarios de despacho.
Eliminación de la Energía No Suministrada (ENS)
cuando se presentan contingencias en elementos
radiales.
Costo de la Red:
40 USD M$
Entrada en operación:
Septiembre del año 2015.
Conexión Ambeima 45 MW
Ubicación: Municipio de San Cayetano, Norte de Santander.
Segunda unidad, con una capacidad instalada es de 160 MW.
Conexión Tasajero II de 160 MW
CAÑOLIMON
Cimitarra
PAIPA
Barbosa
V.Donato
BARRANCA
BUCARAMANGA
PALOS
GUATIGUARA
TOLEDO
OCAÑA
SAN MATEO
CUCUTA
COROZO
SAMORE
BANADIA
CONVENCION
CADAFE
SEVILLA
ZULIA
TIBU
Realminas
Palenque
Florida
San Gil PRIMAVERA
S.ALBERTO
SABANA
LIZAMA
S.SILVESTRE
AGUACHICA
AYACUCHO
CIRA
INFANTA
WILCHES
LA INSULA
TASAJERO
SOCHAGOTA
Málaga
Central
COMUNEROS
ECOPETROL
N AGUACHICA
SOGAMOSO
PRIMAVERA
Obra:
Conexión a la subestación Cúcuta 230 kV, a
través de una línea exclusiva.
Beneficios:
Confiabilidad energética derrivada del cargo por
confiabilidad.
Soporte de tensión en el área Nordeste, lo cual
garantiza la confiabilidad y seguridad del área.
Posibilita técnicamente los intercambios de
energía con Venezuela a través del corredor San
Mateo – Corozo 230 kV.
Costo de la Red:
Al ser “Activos de Conexión” no implica costos
que se trasladen a tarifa.
Fecha de entrada en operación:
Septiembre del año 2015.
Conexión Tasajero II de 160 MW
Ubicación: Municipio Puerto Libertador, Córdoba.
Capacidad instalada: de 250 MW.
Conexión Gecelca 3.2 de 250 MW
CERROMATOSO 500
CAUCHERAS
CHORODO ANTIOQUIA
APARTADO
TIERRA-ALTA
URABA
URRA
CERROMAT CC
CERRO 110
SAN JERONIMO
OCCIDENTE
GECELCA 3
PLANETA
CAUCASIA
CERRO 220
APARTADO2 - 44
APARTADO - 44
GECELCA 3.2
CHINU
MONTERIA
Obra:
Conexión a la subestación Cerromatoso 500 kV.
Beneficios:
Confiabilidad energética derivada del cargo por
confiabilidad.
Costo de la Red:
Al ser “Activos de Conexión” no implica costos que se
trasladen a tarifa.
Fecha de entrada en operación:
Septiembre del año 2015.
Conexión Gecelca 3.2 de 250 MW
Antecedentes y descripción:
Ubicación: Municipio de la Loma,
Cesar.
Capacidad solicitada: 120 MW (perfil de
consumo plano).
La fecha de entrada en operación de
la conexión: noviembre del año 2015
(bajo revisión).
CONEXIÓN DRUMMOND 120 MW
CONEXIÓN DRUMMOND 120 MW
ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3
ASPECTOS RELACIONADOS:
Conexión a Copey 500 kV Conexión Drummond: 80 km
Costo a cargo de Drummond: $ de 80 km (Activo de conexión por ser exclusivo para
Drummond)
Derivación en Drummond 500 kV Activo uso: 2 km convocatoria
Conexión Drummond: 0 km Costo a cargo de Drummond: $0
(Activo de Uso por servir a Drummond y al SIN)
Derivación Pailtas 500 kV Activo uso: 1 km convocatoria Conexión Drummond: 80 km
Costo a cargo de Drummond: 80 km (Activo de uso por la derivación y de conexión
para Drummond)
Aspectos Técnicos
Viable técnicamente Mejor desempeño eléctrico No se está negando a Drummond el libre acceso al STN La UPME ya emitió concepto aprobatorio de esta conexión (dic/2010)
Viable técnicamente Algunas desventajas frente a la conexión directa a Copey relacionadas con los impactos en voltaje por contingencias en 500 kV. Nueva solicitud de Drummond en sep/2011.
Viable técnicamente Atiende la demanda de Drummond y adicionalmente la de Pailitas y sus zonas aledañas. Solicitud de Electricarribe en nov/2011. Solicitud CENS en ene/2012.
Relación B/C
(B) / (Cero costo en tarifa) = Infinito
(B) / ($der iva1) > 1
(B + Bpailitas) / ($deriva2 + $pailitas) > 1
Tarifa Componente T
($/kWh)
( $STN + Ø ) (kWhred + 120MW*t)
Reduce Tarifa
( $ STN + $der iva1 ) (kWhred + 120MW*t)
Reduce Tarifa
( $ STN + $deriva2 ) (kWhred+120MW*t+60MW*t)
Reduce tarifa
Expansión No asocia expansión adicional No asocia expansión adicional Asocia demanda adicional Pailitas y viabiliza
futuras conexiones
Implicaciones
Mayor relación B/C Mayor reducción componente T Inversión y construcción a cargo de Drummond, es decir, no se traslada a la tarifa. Menor tiempo de construcción (no implica convocatoria, el tiempo es de Drummond); según Drummond posibles “Problemas por servidumbres y orden público”. AOM a cargo de Drummond
B/C > 1 pero no es la mayor Reducción en componente T pero no es la mayor Implica tiempo para convocatoria STN La inversión se traslada a la tarifa de todos los usuarios del SIN Drummond no tiene que invertir en 500 kV Mínimos problemas de servidumbre y orden público para el T ransmisor seleccionado y ninguno para Drummond AOM a cargo del Transmisor
B/C > 1, agrega otros beneficios Reducción componente T Implica tiempo de convocatoria Posibles “Problemas de servidumbre y orden público para Drummond” Inversión de uso se traslada a tarifa Inversión línea 80 km y su AOM a cargo de Drummond Viabiliza expansión futura
Antecedentes
Conexión Rubiales. Línea de 283 km a 230 kV (Meta) con 3 subestaciones. Inversión a cargo de PEL (Rubiales).
Cira-Infantas. Línea de 30 km a 230 kV. Inversión a cargo de Ecopetrol.
Derivación San Carlos – Cerro en 500 kV para entrar a Primavera. Se ejecutó por necesidades del SIN, no por solicitud de un usuario. La inversión se trasladó a la tarifa de todos los usuarios del SIN.
Derivación Primavera – Ocaña en 500 kV y obras a 230 kV para conectar Sogamoso. Red de uso que permite evacuar la generación, asegurar confiabilidad (Cargo por Confiabilidad) y solucionar problemas en los Santanderes. Inversión a cargo de colombianos.
Ecopetrol - Mocoa de 20 km a 230 kV + SVC (costoso). Futuro. Inversión a cargo de Ecopetrol.
No hay antecedentes de derivaciones en 500 kV solo para conectar una carga.
Termocol fue una derivación porque físicamente no fue posible la alternativa inicialmente definida.
Para que Drummond se haga cargo de la inversión de la obra de uso (Alternativa 2) se debe ajustar la reglamentación (Res. CREG 011/2009), pero la obra debe salir igualmente a convocatoria.
Actualmente se llevan a cabo los análisis técnicos asociados al dimensionamiento de los reactores de línea a 500 kV..
Se estudia la posibilidad de incluir un SVC en el área Caribe para el soporte de tensión.
Se explorarán alternativas de conexión para la demanda regulada del Operador de Red Electricaribe, cuando se cuente
con este nuevo punto de inyección a nivel de 500 kV.
Expansión de la Transmisión
Refuerzo Oriental (Bogotá)
Soluciones de Corto y Mediano Plazo:
Compensación estática localizada en 115 kV y 230 kV.
Compensación dinámica (SVC o STATCOM)
Solución de Largo Plazo:
Instalación de un nuevo punto de conexión a 500 kV.
Nueva línea de transmisión a 500 kV. Se analizan alternativas desde Sogamoso o
Primavera o Suroccidental
AGENDA
1. Proyecciones de la demanda de energía
2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica
3. Expansión de la generación
4. Expansión de la transmisión
5. Reflexiones finales
Abastecimiento de la demanda de E. E.
Análisis del esquema de planeamiento y ejecución de los proyectos de transmisión:
Se identificaron 14 problemas y 28 causas.
A cada causa se le asignó el riesgo asociado y una solución propuesta.
Responsabilidades en todos los niveles.
Soluciones identificadas:
Mayores requerimientos de información de demanda.
Información de planeamiento de manera oportuna: agentes del mercado.
Reglamentación etapas preliminares a las convocatorias del STR (RCREG 0198/2011).
Elaboración por parte de la UPME de una guía detallada de presentación de los
proyectos del STR y conexiones.
Alertas tempranas de los proyectos: posibilidades y restricciones físicas y ambientales.
Plazos adecuados para cada una de las etapas
Planeación y definición de obras de manera anticipada.
Socialización de proyectos con autoridades ambientales, sociales y entes territoriales.
Mejorar la calidad de estudios (ambientales y de conexión) por parte de los agentes.
Mejorar la coordinación interistitucional.
Sistemas de información conjuntos y abiertos.
Reflexiones finales
Reflexiones finales
Las proyecciones de demanda deben revisarse y afinarse en forma permanente.
Se requiere contar con información precisa a nivel nacional y regional.
El periodo de planeamiento de las subastas del cargo por confiabilidad deben
ser al menos de 5 años para alcanzar a definir las obras de conexión y a
ejecutar las mismas.
Planeamiento con mayor anticipación. Para esto, se requiere mejor información
de los usuarios, los OR y demás involucrados.
Criterios de planeamiento que consideren la probabilidad de contar con
elementos indisponibles en el sistema (red degradada) (N-1)-1 probabilístico..
Implementación de las soluciones como resultado de la revisión al esquema de
planeamiento.
Flexibilidad en la regulación para la incorporación de nuevos agentes y nuevas
opciones (repotenciaciones, unidades constructivas, nuevas tecnologías, etc).
Cambio técnico - Smart Grids
Transmisión
http://www.gedigitalenergy.com/IndSolutions/ind_WideAreaMonitoring.htm
- Elementos importantes en la red de transmisión: - Implementación de PMUs.
- Sistemas de administración – análisis de información (tiempo real).
- Sistemas de control – monitoreo – protección de área amplia (WAMS, WACS).
- Sistemas de manejo de energía (EMS).
- Centros de control “avanzados”.
Impacto en la red de transmisión de la
implementación de RI a nivel de distribución:
- Proyecciones de demanda.
- Pronóstico de recursos distribuidos
intermitentes (reservas).
- Respuesta de la demanda: reducción del
pico.
“Una red inteligente es un sistema de aplicaciones de información y
comunicaciones integradas con la generación, transmisión,
distribución, y las tecnologías de uso final de energía eléctrica” Adaptado de: NARUC Webinar (2010). Dynamic prices in a smart grid world.
Tomado de: European Commission (2006). European SmartGrids Technology Platform.
Url: http://europa.eu.int/comm/research/energy.
Algunos elementos:
- Recursos de energía distribuidos (DER):
generación, almacenamiento.
- Infraestructura de medición avanzada.
- Automatización de la distribución.
- Respuesta de la demanda.
- Eficiencia energética.
Impactos de generación local:
- Reducción de pérdidas.
- Mejoramiento del perfil de voltaje (manejo de energía reactiva).
- Reducción de cargabilidad de alimentadores y transformadores de frontera.
- Diferir expansión a nivel de SDL y STR*.
* Restricciones a la expansión de ORs (ambientales, POT, limitación de espacio, etc.)
Smart Grids – Distribución
Smart Grids – Respuesta de la demanda
• Potencial para reducción del pico de potencia.
• Menores requerimientos de capacidad para atender la demanda (pico principalmente)
y alivia las restricciones de generación y transmisión
• Mejoras en la confiabilidad y seguridad al dar un mayor margen de maniobra al
operador del sistema.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
TRE FRCC MRO NPCC RFC SERC SPP WECC Other
NERC Region
Rep
ort
ed
Peak L
oad
Red
ucti
on
(M
W)
Commercial and Industrial Residential Wholesale Other
Fuente: FERC, 2010
U.S. Total = 58,339 MW
2010
Reflexiones finales
Implementación de tecnologías no convencionales en la expansión de redes:
infraestructura compartida, subestaciones subterráneas, de varios pisos y
compactas. Se requiere complementar la regulación.
Incorporación de dispositivos FACTS. Actualmente se están definiendo.
Expansión en transmisión v.s. generación localizada, como solución a grandes
requerimientos en la red y las dificultades de expansión. Incorporación de RNW.
Una regulación que posibilite este cambio técnico y una aproximación
innovadora en las empresas y agentes.
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