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XM

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SP

Planeación de la Operación

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

Febrero de 2018

Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación

Febrero 14 de 2018

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Contenido

Objetivo

1 Resultados 1

2 Información básica 3

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 8

3.4 Restricciones STN 8

3.5 Precios de combustibles en Colombia 8

3.6 Costos OCV y COM de las plantas térmicas considerados en los estudios. 10

3.7 Costo incremental operativo de racionamiento de energía: UPME 11

3.8 Intercambios Internacionales 11

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Objetivo

Presentar la descripción general de los archivos publicados para las corridas energéticas del largo plazo con horizonte de análisis de 10 años (120 meses) resolución mensual. Asimismo, indicar las consideraciones básicas y de detalle empleadas para los análisis. Se debe tener presente que el horizonte regulatorio para el estudio de largo plazo es de 5 años.

1 Resultados

Los archivos con resolución mensual, contienen información con un horizonte de 10 años.

1. LP_FEB_18_Auto.xls

2. LP_FEB_18_Coord.xls

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 Perfil de la evolución del embalse agregado total del SIN, para cada mes del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil. En la gráfica se presenta el promedio y los percentiles 5% y 95%

Generación Hidro Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación hidráulica para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.

Generación Térmica Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación térmica para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.

Costo Marginal Gráficas en USD/MWh del costo marginal (promedio y percentiles 5% y 95%) y costo marginal por bloques (promedio) para cada uno de los meses 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

Valor de generación de las plantas hidráulicas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una y meses del horizonte de análisis.

Generación Térmica por Planta

Valor de generación de las plantas térmicas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una y meses del horizonte de análisis.

Generación Térmica por Recurso

Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación agrupada por combustible para cada uno de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.

Supuestos corridas Largo Plazo

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Hoja Contenido

Consumo de combustibles

Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de los consumos de combustibles para cada uno de los meses del horizonte de análisis en GBTUD.

Generación Comb. Líquidos

Gráficas (promedio) de la evolución de la generación con combustibles líquidos para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día

Gen MenyRenovables Valor de generación de las plantas menores, cogeneradores y de las plantas renovables en GWh/día promedio por regiones para cada mes del horizonte de análisis.

Aporte Total SIN (GWh) Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de aportes de los ríos del SIN para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh-día.

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

Valor Marginal Agua Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) del valor del Agua en cada uno de los meses y para cada uno de los embalses (USD/MWh).

Evo Embalses Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de los embalses del SIN para cada uno de los meses del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil y el volumen mínimo técnico para cada embalse

ImpoEcuador Gráfica de la evolución de la exportación de Ecuador para cada una de los meses del horizonte en GWh/día.

El directorio Salidas SDDP contiene dos directorios:

• Caso Autónomo. contiene salidas detalladas por serie recurso, etapa y bloque archivos zip como se describe a continuación: Gerter.zip: Contiene la Generación térmica por recurso. Gerhid.zip: Contiene la Generación Hidráulica por recurso. Eneaflu.zip: Contiene la energía afluente al SIN en cada serie. La información corresponde a las salidas *.CSV arrojadas por el SDDP

• Costos Marginales. se encuentra los costos marginales discriminados por serie y etapa de las corridas del sistema sin red de transmisión y sin restricciones para los casos autónomo y coordinado. 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 térmicas 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.

Supuestos corridas Largo Plazo

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2 Información básica

Los supuestos básicos considerados se indican en la siguiente tabla:

Ítem Consideración

Parámetros Generales

Versión MPODE 14.0.14rc1

Horizonte 10 años resolución mensual. (El horizonte normativo son 5 años)

Tipo de estudio

Estocástico 100 series Modelo ARP (Política 40F/30B).

• Colombia Autónomo

• Colombia Coordinado con Ecuador- Panamá

Mínimos operativos

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

• Nivel mínimo operativo superior– MOS: se considera el 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 Noviembre 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

31/01/2018

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 Parámetros vigentes a 12/02/2018

Supuestos corridas Largo Plazo

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Ítem Consideración

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 vigente de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2017

Mantenimientos de generación en estado

solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema

Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM)

Información en el SNC a 12/02/2018

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

31/01/2018

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

31/01/2018

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)

Otros costos variables Los valores vigentes para el mes de febrero de 2018

De racionamiento publicados por UPME

Los publicados por UPME para el mes de febrero de 2018.

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.

Supuestos corridas Largo Plazo

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Ítem Consideración

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 mes 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

Límites de Intercambio Ecuador

Límites máximos importación/Exportación obtenidos del estudio vigente de análisis eléctrico de la interconexión Colombia – Ecuador

Límites de Intercambio Panamá

250 MW – de transferencia promedio a partir de Dic – 2021

3 Detalle de los 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:

COLOMBIA:

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

ECUADOR:

Fuente: CENACE julio 2017

3.2 Plan de Expansión de Generación

Colombia

Se considera en el largo plazo tanto recursos que tienen asignados obligaciones de energía firme, como otros que ya tienen aprobados conceptos de conexión o se encuentra en fase 2 de la UPME. 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 mayores incertidumbres de ejecución se no se consideran en el horizonte. Con este supuesto se pretende identificar las necesidades de expansión en momentos particulares del horizonte de estudio.

Ver documento PlanExpansionTransGen.xlsx

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Ecuador

Proyectos Termoeléctricos

Proyectos Hidráulicos

Fuente: CENACE Julio 2017

Planta Capacidad (MW)

CC TGMachala 246.6

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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)

Ver documento PlanExpansionTransGen.xlsx

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 en la página web de XM en Planeación > planeamiento de mediano plazo > Informe de planeamiento operativo eléctrico del mediano plazo (IPOEMP)

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.

0.0

0.5

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1.5

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USD

/MB

TU

CARBÓN

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

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USD

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Fuel Oil

T. BARRANQUILLA y T.CARTAGENA

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jul.-

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7

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.-2

9

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no

v.-3

0

Gas Natural Nacional

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

USD

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TU

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

nombre_parametro valor

Valor Aportes Ley 99 de 1993 para recursos Térmicos (Valor en $/kWh) 3.00

Valor de la Tasa de Cambio Representativa del Mercado 2844.14

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con GAS (Valor en $/kWh)

11.27

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con CARBÓN (Valor en $/kWh)

23.11

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con otros combustibles diferentes de GAS y CARBÓN (Valor en $/kWh)

17.19

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con GAS (Valor en USD/MWh)

3.96

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con CARBÓN (Valor en USD/MWh)

8.12

Costo de Operación y Mantenimiento para recursos que operan con otros combustibles diferentes de GAS y CARBÓN (Valor en USD/MWh)

6.04

Valor Aportes Ley 99 de 1993 para recursos Térmicos (Valor en USD/MWh) 1

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2

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27

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.-2

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.-2

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-30

USD

/MB

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GNL

TEBSA, TBQUILLA y TFLORES TERMOCANDELARIA

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nombre_parametro valor

Costo Unitario de AGC (Valor en $/kWh) 5.04

Costo Unitario de AGC (Valor en USD/MWh) 1.77 Nota: A las plantas hidráulicas no se les modela el OCV. OCV Térmicas : Corresponde a los siguientes costos variables; aportes ley 99 de 1993 más costos unitarios por servicios de AGC.

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 31 de diciembre

de 2017: 2984 COP$/US$

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.

Colombia > Ecuador Ecuador > Colombia

200 MW 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.