Seminario internacional de integración energética
Colombia – Brasil
Planeamiento del sector eléctrico Una propuesta de integración y coordinación
Angela Inés CADENA
Universidad de los Andes
Bogotá D.C. – Colombia
October 2010
Agenda
1. Planeamiento energético y mercados de energía
2. Confiabilidad y seguridad del suministro
– Suficiencia de capacidad
3. Canasta tecnológica (fuentes)
– Carbón y/o energías renovables
4. Agenda conjunta de I/D
– Smart grids para nuestras redes
– Bienes y servicios para la industria eléctrica
– Biocombustibles
5. Conclusiones
Planeamiento en un ambiente de mercado
• Sector eléctrico necesitaba una reforma. En Colombia ha tenido
resultados positivos
– Nuevas inversiones (privadas) para garantizar las expansiones
requeridas
– Empresas incursionando en nuevos negocios
– Eficiencia como ‘driver’ de la prestación del servicio
– Servicio confiable y precios ‘reales’
Se requieren algunos ajustes y sobre todo menos micro-regulación
• El planeamiento complementa la regulación
– Información es esencial para la toma de decisiones
– Modelo descentralizado requiere mayor coordinación
– Problemas de acceso y de capacidad de pago
– Existencia de externalidades ambientales y recursos naturales
agotables
Hay que fortalecer las visiones de largo plazo
Arquitectura del mercado eléctrico
• PoolCo
• Cuatro tipos de transacciones
Spot Market1,393 USMD
BilateralContract
3,713 USMD
Firm Energy
902 USMD
Ancill.Services
302 USMD
Colombian Power Market (‘09)
Recently updated!!!
ThermalHydroWind
Hidráulica
60.13%
Hid. Menores
7.20%
Térmica Gas
26.66%
Térmica
Carón
5.28%
Gas Menores
0.39%
Cogeneración
0.20%
Eólica
0.14%
Capacity instalada = 13.4 GW (68%H,32%T)
Carga pico = 9.1 GW
Demanda = 56 TWh - año
Aspectos generales… Sistema hidro-dominado
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Demanda Comercial NO-Regulada (GWh) Demanda Comercial Regulada (GWh)
Aspectos generales… Alta demanda residencial
Aspectos generales… Baja regulación en los
embalses
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OLIGOPOLIO
• 3 meses de capacidad de regulación
• Eventos de sequia de mayor duración (“El Niño”)
• Volatilidad de precios
0
50
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150
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250
0
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3000
4000
5000
Gen. Hidráulica (GWh) Gen. Térmica Gas Natural (GWh)
Gen. Térmica Carbón (GWh) Gen. Térmica Fuel Oil (GWh)
Precio Bolsa (BRL/MWh) Precio promedio contratos (BRL/MWh)
Aspectos generales… Vulnerable a eventos secos
Hydro generation (GWh)
Coal generation (GWh)
Spot price (BRL/MWh)
Natural Gas generation (GWh)
Fuel Oil generation (GWh)
Bilateral contracts average price (BRL/MWh)
Suficiencia de capacidad - CxC
• Mecanismo de mercado
• Remunera la energía firme [13.045 US$/MWh ≈ 6.19
US$/kW-mes]
• Asignación mediante subastas
– Reloj descendente para proyectos con periodos de
construcción bajos (429 MW asignados).
– Sobre cerrado para proyectos con periodos de construcción
largos (2991 MW asignados).
– 351 MW térmicos, 3069 MW hidráulicos.
Diseño de la subasta
CE
2CE
CE/2
M1, = 69324 GWh
D.Obj., = 72512 GWh
M2 = 76064 GWh
Proyecciones demanda doméstica SIN
D.Obj., 72806
M2
M1
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
80,000
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
GW
h /
Año
Dem. Hist . Res.031/ 07 M1 y M2Alto PE06 Medio PE06 Bajo PE06DM ult . 12 DM06
M1 D.Obj. M2
¡Estimación de la demanda es esencial!
Asignación en la primera subasta
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68000 70000 72000 74000 76000 78000 80000
US$
/MW
h
GWh-Año
Precio =13.998 US$/MWh
CE =13.045 US$/MWh
Capacidad =429 MW
=351 MW Térmicos
= 78 MW Hídricos
Asignación en la segunda subasta
• Precio = 13.998 US$/MWh
• Capacidad = 2991 MW Hydro
¡ Más capacidad hidráulica en un mercado hidrodominado!
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GW
Capacidad efectiva neta (GW)
Inversión - Cargo por capacidad
Pasive
Capacity adequacy process (GW)
Inversión - Cargo por confiabilidad
Pasivo
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Capacidad efectiva neta (GW) Capacity adequacy process (GW)
40
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GW
Capacidad efectiva neta (GW) Recaudo C.Capacidad (Miles de Mill. COP$)
Incremento de ingresos 115 USMD / año
Impactos para los productores
Aumento de tarifas de 2.2 USD/MWh
Impacto para los consumidores
20
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GW
Capacidad efectiva neta (GW) Costo unitario EF (COP$/kWh)
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
12,000
13,000
14,000
0
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350
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04/01/06 04/07/06 04/01/07 04/07/07 04/01/08 04/07/08 04/01/09 04/07/09 04/01/10
VOL.UTIL [GWh] P.ESC. [COP$/kWh] P.SPOT [COP$/kWh] AP.RIOS [GWh]
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
-100
0
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300
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04/01/06 04/07/06 04/01/07 04/07/07 04/01/08 04/07/08 04/01/09 04/07/09 04/01/10
G.HID.SIN [GWh] G.TER.GAS.SIN [GWh] G.TER.CAR.SIN [GWh] G.TER.LIQ.SIN [GWh]
P.ESC. [COP$/kWh] AP.RIOS - G.HID.SIN [GWh] P.SPOT [COP$/kWh] 00/01/1900
¿ El resultado correspondió a lo esperado?
Emisiones per cápitaLatin America (Energy) 2004
[tCO2/hab]
Fuente: Department of Energy (DOE), USA,
Preparado por Endesa
Si se consideran las emisiones de agricultura y
deforestación, las cifras de Argentina (7,9) y Brasil (9,2)
alcanzan los niveles actuales de los países desarrollados
Nort
ea
mé
rica
Oceanía
Rusia
Asia
desarr
ollados
Japón
EU
-15
Ex U
RS
S
Medio
Ori
ente
Otr
os E
uro
pa
Chile
México
Argentina
China
Resto
Lata
m
Brasil
Colombia
África India
Perú
Resto Asia
Población [millones]
Objetivo 2030
0
5
10
15
20
0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000
Emisiones históricas GEI
0
50
100
150
200
1990 2004
Mt
CO
2e
Energía Procesos industriales Agricultura CUS Residuos
Emisiones de GEI - Colombia1990 & 2004
Source: IDEAM, National Communications
DANE (PIB nueva metodología)
132
174
Indicadores 1990 2004
Emisiones per cápita
(tonCO2e/hab.) 3.89 4.12Emisiones / PIB
(kgCO2e/USD) 1.82 1.61
Emissions by sector (Mt CO2e)Colombia - 2005
Emisiones por sector - 2005 (Mt CO2e)
CUS, 26 Residuos, 10 S. Electrico, 7
Ind. Energética, 9
Manufactura, 19
Transporte, 22
Res. Y Com., 4
E. Fugitivas., 0
Energía, 62
Agricultura, 65
Procesos
Industriales, 7
Sector eléctrico 7
Industrias energía 10
Manufactura 15
Transporte 23
Res. & Com. 6
Fugitivas 0
170
Source: Uniandes – Emgesa - Codensa
Portafolio de renovablesUM50C65 (arriba-izquierda), UM100C65 (arriba-derecha)
UM150C65 (abajo-centro)
Source:
Uniandes, World Bank
Source and Technology
Investment Cost (US$/kW) Portfolio (name and composition)
UM’P’C65-PG UM’P’C65-PW UM’P’C65-PH UM’P’C65-PM1 UM’P’C65-PM2
Geothermal 4000 100% 25% 25%
Wind 1200-2110 100% 35% 35%
Small Hydro 1100 - 1600 100% 30% 30%
Solar 3000 - 9000 5% 10%
Biomass 1000-1300 5%
Scenario Target 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
UM50C65 Energy
(GWh-year)
833 1284 1888 2568 3457 4576 5893
Power
(MW)
190 293 431 586 789 1045 1345
UM100C65 Energy
(GWh-year)
835 1537 2331 3603 5475 9453 12752
Power
(MW)
191 351 532 825 1250 2158 2911
UM150C65 Energy
(GWh-year)
1011 1563 2348 3700 5642 9658 13023
Power
(MW)
231 357 536 845 1288 2205 2973
Portfolio UM50C65 UM100C65 UM150C65 Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Reduction
(MTon CO2)
Cost
(US$/TonCO2)
Geothermal 32.813 9.57 122.720 3.04 126.099 3.08
Wind 3.934 219.13 39.670 26.57 40.869 26.28
Mix 1 7.843 134.90 47.606 27.54 49.255 27.33
Mix 2 6.358 189.69 48.105 32.95 49.692 32.92
Portafolio renovables
Source:
Uniandes, World Bank
Oferta de energía y electricidad
2000 - 2040
Oferta interna
Hydro, gas y carbón
Renovables al final del periodo
Generación de electricidad
Demanda de energía 2000 – 2040
Gas natural
CarbónElectricidad
Residencial Comercial
Industrial Transporte
Emisiones de CO2
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040
Emis
ion
es
CO
2 (G
g)
Base 1
Base 2
Base 3
CARG CO2 CARG Demanda Base 3 1.96% 2.24%
Base 2 2.94% 2.67%
Base 1 3.48% 3.24%
Source: Uniandes – Emgesa - Codensa
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares
Limite a la cocción con leña
Reemplazar el uso de calderas de carbón por gas natural
Portafolio mixto 1
Uso de electricidad en vehículos pequeños
Uso de electricidad en sistemas de transporte masivo
Calentadores híbridos sol/gas en el sector residencial urbano
Calentadores solares en el sector residencial urbano
Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos
Motores eléctricos más eficientes
Calderas más eficientes
Iluminación eficiente comercial
Iluminación eficiente residencial
Cam
-b
io
háb
i-
tos
Sust
itu
ció
n
com
bu
stib
le
sIn
tro
du
cció
n n
ue
vas
tecn
olo
gías
Efic
ien
cia
Ene
rgé
tica
Reducción (Mt CO2)
Opciones de reducción de emisiones
Base 2 (2040) = 458 MTon CO2
10%
Source: Uniandes – Emgesa - Codensa
-40.00
-30.00
-20.00
-10.00
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500US$
/ t
CO
2
Reducción de emisiones de CO2 (Mt)
Motores eléctricos eficientes
Reducción de la sobreoferta de buses públicos urbanos
Aumento del nivel de ocupación de los vehículos particulares
Iluminación eficiencte comercial
Iluminación eficiente residencial
Calderas más eficientes
Límite a la cocción con leña
Uso de electricidad en automóviles pequeños
Sustitución de calderas de carbón por gas natural
Calentadores solares en el sector residencial urbano
Portafolio mixto de generación
Calentadores híbridos sol-gas en el sector residencial urbano
Curva de abatimiento – Base 2 (2040)
Non-regret measures
< 20 US$/tCO2
> 20 US$/tCO2
Source: Uniandes – Emgesa - Codensa
Cambio técnico en la industria eléctrica
• Profundización de los mercados con mayor participación de la
demanda y mayor número de agentes.
– Orientación de negocios en esta actividad (reducción de pérdidas y mejoras
de confiabilidad).
– Mayores exigencias de calidad, confiabilidad y cobertura.
– Preocupación por el uso eficiente de energía y reducción de pérdidas
• Requerimientos específicos
– Renovación de redes.
– Mejoras en el servicio y niveles de cobertura.
• Reducción de tamaño y costo de las plantas de generación y
mayor participación de fuentes limpias.
– Seguridad energética.
– Metas ambientales.
– Diversificación de la canasta.
– Producción industrial y desarrollo tecnológico local.
Cambio técnico en industrias relacionadas
• Equipamiento ‘inteligente’ (AMR, AMI)
• Tracción eléctrica.
• Electrónica de potencia.
• Detección de fallas.
• Telecomunicaciones: información del negocio de
distribución (operativa y comercial) es una gran
oportunidad.
• Algoritmos y técnicas que consideran múltiples
agentes.
• Informática: modelos de información estandarizados
(CIM), metamodelos y grid computing.
Etapas en el desarrollo
de la GD y las RI
• Número de agentes y capacidad instalada bajos criterios y
prácticas comunes.
• Número de agentes y capacidad tal que requiere intervención en
topología y adecuación de prácticas ajuste de reglas de
mercado.
• Capacidad instalada y número de agentes alto no es
factible operar con la arquitectura actual, prácticas nuevas,
reglas nuevas.
Modelo actual Nuevo modelo
Diversas iniciativas en este campo
• Cluster de proyectos IRED:
– WP 1: Power quality and security of
supply
– WP 2: ICT/IST relevant for DER
– WP 3: Laboratory-cooperations
– WP 4: Coordination of Pilotinstallation
activities
– WP 5: Socio-economic issues
– WP 6: International co-operation
including international associations
– WP 7: Co-ordination with Regional
Research Programmes on DER
– WP 8: Inernet-based Information and
Management System
– WP 9: Project management activities
– WP 10: Organisation Contractor
meetings, Workshops, Experts
GD- Ventajas y desventajas (retos)(Pepermans et al., 2005 y otros autores)
• Reducción de pérdidas en las redesde transmisión y distribución.
• Incremento en la confiabilidad y encalidad del servicio si se cumplen lasreglamentaciones.
• Mayor control de energía reactiva yregulación de voltaje.
• Retraso de inversiones en redes detransmisión y subtransmisión.
• Mejor adaptación a las variaciones dela demanda.
• Aumento de la competencia ydisminución del poder de mercado.
• Mayor flexibilidad al disminuir ladependencia del sistema centralizado.
• Uso eficiente de la energía eincorporación de fuentes más limpias.
• Requerimiento de nuevos esquemaspara la operación y el mantenimientode este tipo de sistemas.
• Mayores costos de inversión,especialmente para algunastecnologías renovables.
• Cargos de conexión y uso que debenpagar los productores.
• Mayor descentralización que puededificultar la garantía de seguridad delsistema e incluso incrementar loscostos de operación.
• Contaminación auditiva y ambientalcerca de los consumidores, enalgunos casos.
¿Por qué son importantes las redes inteligentes?
1. Problemas de estructura del mercado → mayor
número de agentes y tecnologías.
2. Nuevas tecnologías y cobertura en ZNI.
3. Gestión de pérdidas y facilidades comerciales.
4. Participación de la demanda → usuarios más
sofisticados.
5. Eficiencia energética.
La GD y RI en el sistema colombiano
• Beneficiarios
– Generadores (desarrolladores nuevos, ¿anteriores?)
– Transportadores (?)
– Distribuidores
– Consumidores (industriales, comerciales, urbanizaciones y… viviendas)
– Zonas aisladas
– Mercado en general
• Se requerirían algunos ajustes al marco regulatorio actual y laexpedición de una normatividad técnica y ambiental adecuada aeste tipo de sistemas.
Reto: Flexibilidad en la generación y participación
de la demanda
• Tipo de microredes
• Localización (ubicación) de la generación
• Tipo de generación: intermitente o no
• Propiedad de la generación
• Modelos de funcionamiento
• Instalación de medición avanzada
• Programas de respuesta de la demanda: precios o confiabilidad
Reto: Ajustar la transmisión y rediseñar la empresa
de distribución
• Evolucionar de empresas pasivas a proactivas.
• Proveedores de:
– Transporte con estándares de calidad
– Respaldo
– Conectividad
• Interacción con usuarios: monitoreo, control e información.
• Administración activa de las redes.
• Instalación y operación de PMUs, FACTS y otros dispositivos de control
• Desarrollo de esquemas de control distribuido y jerárquico
• Oferta de servicios adicionales.
• Experimentar con soluciones innovadoras.
Ubicación e impactos em sistema de distribución
(IEEE, 13 nodos)
646 645 632 633 634
650
692 675611 684
652
671
680
170 kW
230 kW
400 kW
1155 kW170 kW
843 kW
128 kW
170 kW
200 kW
Fuente: Proyecto SILICE, Uniandes, Unal
Colciencias, Codensa
Planeamiento de la operaciónVentanas de tiempo
COORDINACIÓN
HIDROTÉRMICA DE
LARGO PLAZO
AÑOS
COORDINACIÓN
HIDROTÉRMICA DE
MEDIANO PLAZO
MESES
UNIT
COMMITMENT
SEMANAS
DIAS
DESPACHO
ECONÓMICO
HORAS
Problemas de
optimización con
diferentes horizontes
de tiempo
• Involucran diferentes tipos de variables
• Se realizan supuestos de variables no influyentes
• Problemas de mayor horizonte de tiempo imponen condiciones iniciales a problemas de menor horizonte de tiempo
Fuentes: H. Jiayi, J. Chuanwen, X. Rong, A review on distributed energy resources and
MicroGrid, 2008 . A. L. Dimeas y N. D. Hatziargyriou, Operation of a Multiagent System
for a Microgrid Control, 2005
Operador del Mercado Central (MO)
Operador de la Red de Distribución (DNO) y Operador de Mercado (MO)
en nivel de MT
MicroGrid Central Controller (MGCC)
Local Micro Sources Controllers (MC) y Load Controllers (LC)
Realiza despacho en periodos cortos
(cada 15 minutos) (anticipado)
Realiza despacho en periodos de una hora (anticipado)
(i) Pronóstico de
generación/demanda
de siguiente hora
(ii) Cobertura de
riesgo (Risk hedging)
1 HORA
15 MIN
Jerarquías de control y operación
Estrategias para la incorporación de RI y GD
• I&D, capacitación
• Profundizar los programas de participación de la demanda
• Facilitar la entrada de nuevos generadores que cumplan con los
requisitos de conexión
– Industriales (cogeneración)
– Pilotos de PV
• Implementación de µR en parques industriales.
• Instalación de GD en zonas rurales o aisladas.
• Participación de desarrolladores que agreguen proyectos de GD.
• Participación del operador de red en el desarrollo de GD y µR
para reducir pérdidas, mejorar voltajes, etc.
• Automatización de las redes