panorama energÉtico y elÉctrico sistema interconectado nacional
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PANORAMA ENERGÉTICO Y ELÉCTRICO SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Gerencia Operación y Administración del Mercado. CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN - GAS Documento ISA UENCND 04-149 Bogotá, diciembre 1 de 2004. CONTENIDO. 1. Experiencias operativas. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
PANORAMA ENERGÉTICO Y ELÉCTRICO PANORAMA ENERGÉTICO Y ELÉCTRICO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALSISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Gerencia Operación yAdministracióndel Mercado
CONSEJO NACIONAL DE OPERACIÓN - GASDocumento ISA UENCND 04-149Bogotá, diciembre 1 de 2004
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
1. Experiencias operativas.
2. Evolución de las variables Energéticas.
3. Análisis energéticos de largo plazo.
4. Análisis energéticos de mediano plazo.
5. Conclusiones y Recomendaciones.
CONTENIDOCONTENIDO
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
EXPERIENCIAS OPERATIVASEXPERIENCIAS OPERATIVAS11
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
San MarcosMeta
Tasajera
GuatapéAncónEPM
Esmeralda
Purnio
La Miel
Virginia
Yumbo
San Carlos
ANTIOQUIA/CHOCÓ
SUROCCIDENTAL
NORTE
CQR
Sierra
Sochagota
Primavera
Comuneros
GuatiguaráNORDESTE
Termocentro
Malena MAGDALENAMEDIO
Valle
CaucaNariño Huila
Bogotá
Pagua
Mesa
Noroeste Hermosa
SUR
AncónSur ISA
Paez Jamondino
Norte Sant.
S/Mateo
El Corozo
VENEZUELA
Cuatricentenario
Panamericana
Tulcán
ECUADOR
Oriente
Envigado
Miraflores
Barbosa.
Tunal Reforma
Guavio
Chivor
Tolima
Jaguas
Cerromatoso
Chinú
GCM
Atlántico
Bolívar
Cerromatoso
CARIBE
CARIBE 2
Cuestecitas
San Felipe
BetaniaORIENTAL
Torca
Circo
BelénOcaña
TasajeroPalos
CañoLimón
Paraíso
S.Mateo
Balsillas
Gdpe IV.PorceSalto
Occidente
Bello
CórdobaSucre
Ternera
Candelaria
Cartagena
Flores
N/BquillaTebsa
Copey V/dupar.Fundación
S/MartaGuajira
Sabana
A.Anchicayá
SalvajinaPance
Juanchito
OCCIDENTAL
Paipa
Barranca
B/manga
Enea
Playas
LaMiel
NORORIENTAL
Ibague
Pomasqui
San Bernardino Guaca
Sam Ban
1 2
Tol
Cartago
OCT 06OCT 06 NORMALChinú – Sabana 2
SALE ACTIVO ENTRA19/10/2004 Banadia - Tame 115 kV 21/10/200403/11/2004 Jamondino - Mocoa 115 kV 15/11/2004
NOV 12NOV 12
NOV 13NOV 13 COMPENSACIÓNNOROESTE 115Kv
COMPENSACIÓNNOROESTE 115Kv
COMPENSACIÓNBELEN 115Kv
COMPENSACIÓNBELEN 115Kv
75 MVAr
2*30 MVAr
OCT 17OCT 17 NUEVO ATR EN PAIPA180 MVA
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
0
200
400
600
800
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1-O
ct4
-Oct
7-O
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0-O
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-No
v6
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2-N
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15
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v1
8-N
ov
21
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bre
de
20
04
Indisponible por atentadoAgosto 24 – Octubre 06
Chinú – Sabanalarga 2 500 kV
Información prelim
inar noviembre de 2004EVOLUCIÓN RESTRICCIONES
Indisponible por atentadoNoviembre 03 – 15
Jamondino – Junin(Mocoa) 1 115 kV
•Mantenimiento del circuito Chinú-Cerromatoso a 500 kV
Desde el 6 de octubre de 2004 está disponible la
totalidad de la Red
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
INDICES DE OPERACIÓN INDICES DE OPERACIÓN
0.00
0.04
0.08
0.12
0.16
0.20
0.24
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b 03
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03
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04
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MáximoAcumuladoMensual
MensualMeta
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0.01
0.01
0.01
0.02
0.03
0.03
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0.04
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r 0
3
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03
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03
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@Mensual@Acumulado @Meta
MáximoAcumuladoMensual
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0.12
0.16
0.20
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Abr 0
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Feb
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Oct
04
@Mensual @Acumulado Sum of @MetaMáximoMensual Acumulado
MensualMeta
Tensión Fuera de Rango
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
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03
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@Mensual@Acumulado @Meta
MáximoAcumuladoMensual
MensualMeta
Variación Transitoria Frecuencia
Variación Lenta Frecuencia Demanda No atendida- Programada
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES ENERGÉTICAS ENERGÉTICAS33
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
EVOLUCIÓN VARIABLES ENERGÉTICAS –EVOLUCIÓN VARIABLES ENERGÉTICAS –SIN– SIN–
31-Jul-04 31-Ago-04 30-Sep-04 31-Oct-04 29-Nov-04Escenario
pronóstico (2)Escenario
contingencia (2)
(GWh) 5,095 4,684 4,100 4,526 4,908 4,124 3,471(GWh/día) 164 151 137 146 169 137 116
(% de media) 92 97 97 95 112 91 77 (GWh) 12,498 12,478 12,810 13,068 13,307 12,105 12,917
(%) 82 81 84 85 87 79 84
TASA DE EMBALSAMIENTO (GWh/día) 29 -1 11 8 8 -41 0 (GWh) 3,243 3,297 3,057 3,370 3,357 3,062 2,912 (GWh/día) 105 106 102 109 116 118 112
(GWh) 615 650 786 594 375 355 496 (GWh/día) 20 21 26 19 13 14 19
(GWh) 172 179 167 173 185 142 150 (GWh/día) 6 6 6 6 6 5 6 (GWh) 112 127 127 152 156 146 146(GWh/día) 4 4 4 5 5 6 6
(GWh) 6 14 6 1 0 0 0(GWh/día) 0 0 0 0 0 0 0
(GWh) 5 5 9 4 8 1 2(GWh/día) 0 0 0 0 0 0 0
(GWh) 3,929 4,019 3,899 3,990 3,770 3,414 3,414(GWh/día) 127 130 130 129 130 131 131
(1) Valores tomados de las corridas Sistema Coordinado Colombia-Ecuador con el modelo de optimización (MPODE) del 5 de noviembre de 2004 para un horizonte de 2 años.(2) Corresponde a una revaluación del escenario pronosticado por el Subcomité Hidrológico en octubre 12 de 2004 para un escenario Pronóstico y otro de
Contingencia.
(3) Porcentaje referido al volumen útil [Volumen útil = 15,329 GWh]
DEMANDA DOMÉSTICA
GENERACIÓN TÉRMICA
EXPORTACIONES INTERNACIONALES
GENERACIÓN HIDRÁULICA
DEMANDA NO ATENDIDA
ESPERADO A NOVIEMBRE 30/04 (1)
IMPORTACIONES INTERNACIONALES
APORTES HÍDRICOS
GEN. MENORES COGENERADORES Y AUTOPRODUCTORES
RESERVAS (3)
REAL
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
DISTRIBUCIÓN DEMANDA DOMÉSTICADISTRIBUCIÓN DEMANDA DOMÉSTICA a a Octubre de 2004Octubre de 2004
D u r a n te o c tu b r e d e 2 0 0 4 , la d e m a n d aR e g u la d a d is m in u y ó u n 0 ,4 % y la N oR e g u la d a a u m e n tó u n 6 ,5 % , a l c o m p a r a r la sc o n o c tu b r e d e 2 0 0 3 . E s te ú lt im o c r e c im ie n tos e c o m p o n e d e u n 1 ,2 % q u e c o r r e s p o n d e a lar e a c t iv a c ió n d e l s e c to r p r o d u c t iv o d e l p a ís , u n8 ,1 % a in g r e s o d e n u e v o s u s u a r io s n or e g u la d o s y u n - 2 ,7 % a c a m b io d e u s u a r io s n or e g u la d o s a r e g u la d o s .
O c t - 2 0 0 3 O c t - 2 0 0 4
3 8 ,2 7 G W h /d ía 4 0 ,7 5 G W h /d ía
8 7 ,7 0 G W h /d ía 8 7 ,3 3 G W h /d ía
O c tub r e 2 0 04
3 1 ,8 %
6 8 ,2 %
N o R e g u la d a
R e g u la d a
01 02 03 04 05 06 07 08 09 0
1 0 0
Oct
-98
Feb
-99
Jun-
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Jun-
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Jun-
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2Ju
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Oct
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Jun-
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4Ju
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Oct
-04
N o R e g u la d aR e g u la d a
G W h /d í a
M E N S U A L ( 1 )
A C U M U L A DO A N U A L ( 2 )
U L T I M O S 1 2 M E S E S ( 3 )
M E N S U A L ( 1 )
A C U M U L A D O A N U A L ( 2 )
U L T I M O S 1 2 M E S E S ( 3 )
M E N S U A L ( 1 )
A C U M U L A D O A N U A L ( 2 )
U L T IM O S 1 2 M E S ES ( 3 )
E n e - 0 4 3 . 8 1 0 ,3 6 0 ,7 2 % 0 ,7 2 % 2 , 5 6 % - 0 , 7 1 % - 0 ,7 1 % 1 , 0 6 % 4 , 8 5 % 4 ,8 5 % 7 , 9 6 %
F e b - 0 4 3 . 7 4 3 ,8 3 2 ,1 4 % 1 ,4 5 % 2 , 5 1 % 0 , 1 5 % - 0 ,2 7 % 0 , 9 1 % 7 , 1 4 % 6 ,0 4 % 7 , 9 9 %
M a r - 0 4 4 . 0 2 8 ,6 8 3 ,5 4 % 2 ,1 6 % 2 , 3 2 % 2 , 2 2 % 0 ,5 8 % 0 , 7 5 % 7 , 3 0 % 6 ,4 7 % 7 , 5 0 %
A b r - 0 4 3 . 7 9 1 ,0 1 2 ,6 3 % 2 ,2 8 % 2 , 4 4 % 0 , 8 4 % 0 ,6 5 % 0 , 7 4 % 7 , 4 0 % 6 ,7 0 % 7 , 6 8 %
M a y- 0 4 3 . 9 3 1 ,5 5 1 ,1 4 % 2 ,0 5 % 2 , 3 2 % - 0 , 6 8 % 0 ,3 7 % 0 , 5 9 % 5 , 5 5 % 6 ,4 5 % 7 , 3 3 %
J u n - 0 4 3 . 8 3 5 ,7 2 5 ,3 2 % 2 ,5 8 % 2 , 5 9 % 3 , 0 9 % 0 ,8 1 % 0 , 8 8 % 1 1 , 1 7 % 7 ,2 3 % 7 , 5 0 %
J u l- 0 4 3 . 9 3 7 ,4 6 0 ,8 9 % 2 ,3 3 % 2 , 3 0 % - 1 , 0 9 % 0 ,5 3 % 0 , 6 8 % 6 , 5 0 % 7 ,1 2 % 7 , 0 1 %
A g o - 0 4 4 . 0 2 7 ,1 6 3 ,6 4 % 2 ,4 9 % 2 , 4 3 % 1 , 3 0 % 0 ,6 3 % 0 , 7 7 % 1 0 , 0 3 % 7 ,4 9 % 7 , 2 1 %
S e p - 0 4 3 . 9 0 3 ,4 2 1 ,8 2 % 2 ,4 2 % 2 , 3 5 % - 0 , 9 7 % 0 ,4 5 % 0 , 5 6 % 8 , 9 7 % 7 ,6 6 % 7 , 4 4 %
O c t- 0 4 4 . 0 0 0 ,9 4 1 ,5 4 % 2 ,3 3 % 2 , 3 1 % - 0 , 4 3 % 0 ,3 6 % 0 , 4 5 % 6 , 4 9 % 7 ,5 3 % 7 , 4 5 %
N o t a s :
V A L O R E S D E L A
D EM A N D A D E L S IN
( G W h )
( 1 ) C r e c im ie n to m e n s u a l co n r e s p e c t o a l m i s m o m e s d e l a ñ o a n te r io r .
( 4 ) E l c r e c i m i e n to d e la D e m a n d a R e g u la d a y N o R e g u la d a s e ve a fe c ta d o p o r e l p a s o d e U s u a r i o s R e g u l a d o s a N o R e g u la d o s .
F e c h a
D EM A N D A T O T A L D E L S I ND E M A N D A R E G U L A D A ( 1 ) , ( 4 ) D EM A N D A N O R E G U L A D A ( 1 ) ,( 4 )
T A S A S D E C R E C I M IE N T O ( % )
( 2 ) C o n r e s p e c t o a l a c u m u l a d o d e l a ñ o .
( 3 ) C o n r e s p e c t o a l o s ú l ti m o s 1 2 m e s e s d e l a ñ o a n te r io r .
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
APORTES HÍDRICOS POR REGIONES EN %APORTES HÍDRICOS POR REGIONES EN %
Noviembre actualizado hasta el día 29
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
%m
edia
Antioquia Caribe Centro Oriente Valle
Antioquia 53.0 70.9 82.0 107.1 97.0 127.6 80.7 80.0 74.6 86.1 85.2 99.4 89.2 84.9 99.4 98.2 96.3 72.3 121.8 76.6 104.8 94.2 123.88
Caribe 60.6 47.5 39.0 103.9 120.6 97.5 121.7 84.4 123.5 102.3 113.0 124.3 66.7 42.3 58.5 97.7 82.4 108.9 76.7 91.4 81.5 66.6 95.16
Centro 38.4 46.4 98.5 111.7 92.4 70.8 70.2 51.3 81.8 97.5 82.2 105.4 90.3 79.0 79.0 120.2 102.5 137.5 63.1 96.5 103.1 106.2 108.32
Oriente 40.1 29.7 79.5 98.1 117.8 59.3 82.0 91.8 93.9 110.6 97.7 118.6 77.9 69.7 140.9 110.6 158.2 167.5 82.0 117.7 80.9 89.6 84.57
Valle 62.7 66.0 75.7 107.1 103.5 114.8 101.1 107.1 95.0 116.9 91.9 92.2 118.8 58.3 56.1 84.1 89.6 75.7 95.1 84.8 104.7 107.8 112.51
Ene/03
Feb/03 Mar/03 Abr/03May/0
3Jun/03 Jul/03
Ago/03
Sep/03
Oct/03 Nov/03 Dic/03Ene/0
4Feb/04 Mar/04 Abr/04
May/04
Jun/04 Jul/04Ago/0
4Sep/0
4Oct/04 Nov/04
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS ACTUALES DEL SINDISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS ACTUALES DEL SIN
SurOccidente
Nordeste
Caribe
Centro Oriente
AntioquiaChocó Oriente
Antioqueño
Reservas 90.3%682 GWh 5.1%
Reservas 97.5%152 GWh 1.1%
Reservas 79.1%7381 GWh 55.5%
Reservas 88.0%384 GWh 2.9%
Reservas 100.0%4707 GWh 35.4%
(*) : Incluye embalses con y sin Mínimos Operativos
Actualizado a noviembre 29 de 2004
Actualmente las reservas están en 13,307 GWh, equivalente al 86.8%(*) de su capacidad máxima 15,329 GWh
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y RESUMEN TRANSACCIONES TIE PARA COLOMBIA Y ECUADORECUADOR
• Por concepto de TIE, Colombia ha facturado a Ecuador un total de USD$ 183,32 millones, mientras que Ecuador ha facturado a Colombia USD$ 3,10 millones. En octubre de 2004, la factura a Ecuador por importaciones desde Colombia fue por USD$ 15.953.009, mientras que Ecuador facturó a Colombia USD$ 20.977.
Exportación Importación Exportación Importación Rentas de CongestiónMar-03 138,58 0,00 11,77 0,00 7,21Abr-03 115,98 5,84 8,59 0,14 4,54
May-03 32,25 25,92 1,80 1,22 0,71Jun-03 85,99 11,74 5,81 0,31 2,97Jul-03 77,63 11,16 4,35 0,26 1,81
Ago-03 111,61 7,02 7,87 0,30 4,41Sep-03 134,02 0,00 9,75 0,00 5,29Oct-03 145,15 0,00 11,69 0,00 7,49Nov-03 153,74 0,00 10,70 0,00 5,91Dic-03 134,31 5,52 8,28 0,10 4,63
Ene-04 168,05 0,00 12,03 0,00 6,89Feb-04 162,18 0,00 15,48 0,00 9,92Mar-04 150,18 1,24 10,27 0,03 4,70Abr-04 154,10 0,28 10,80 0,01 5,16
May-04 140,62 2,66 7,80 0,15 2,73Jun-04 63,00 14,47 2,60 0,27 0,61Jul-04 111,68 3,50 6,10 0,06 2,69
Ago-04 125,86 7,48 8,85 0,14 4,83Sep-04 125,69 4,50 12,81 0,08 7,98Oct-04 151,23 0,84 15,95 0,02 9,92
Total 2.481,86 102,18 183,32 3,10 100,41
Energía (GWh) Valor (Millones de USD)Fecha
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
ANÁLISIS ENERGÉTICOSANÁLISIS ENERGÉTICOS
DE LARGO PLAZODE LARGO PLAZO44
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
INTERCONEXIÓN PERÚ-ECUADOR-COLOMBIA-CENTROAMÉRICA INTERCONEXIÓN PERÚ-ECUADOR-COLOMBIA-CENTROAMÉRICA
MODELAJE EN EL LARGO PLAZO MPODEMODELAJE EN EL LARGO PLAZO MPODESistema Ecuatoriano
PomasquiJamondino230 kV
OPTIMIZACIÓN
SIMULACIÓN
138 kVTulcan
Machala
Machala
Política de mínimocosto Sistema
Colombiano
Sistema Colombiano
IpialesZorritos
Sistema Peruano
230 kV
Sistemas Centroamericanos
CerromatosoPanamá II
Política de mínimocosto Sistemas
Centroamericanos
Cerromatoso
Panamá II
Simulación Coordinada Ecuador- Colombia-Centroamérica
230 kV
PomasquiJamondino
Ipiales TulcanSistemas
Centroamericanos
Política de mínimocosto Sistema
Ecuatoriano
Otros países
Centroamericanos
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
SUPUESTOS UTILIZADOSSUPUESTOS UTILIZADOS
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
CRECIMIENTO DE DEMANDA REGIÓN ANDINACRECIMIENTO DE DEMANDA REGIÓN ANDINA
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
CO EC PE
Colombia 3.6%Ecuador 4.9%Peru 4.0%Reg. Andina 3.9%
Crecimiento promedio anual 2004 - 2014
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
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PA CR HO NI ES GU
CRECIMIENTO DE DEMANDA ÁREA CENTROAMERICANACRECIMIENTO DE DEMANDA ÁREA CENTROAMERICANA
GWh/AÑOGWh/AÑO
Panamá 4.5%Costa Rica 4.5%Honduras 3.9%Nicaragua 5.4%El Salvador 3.0%Guatemala 5.8%Reg. Centro America 4.6%
Crecimiento promedio anual 2004 - 2014
GW
h/añ
o
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PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓNPLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN DE COLOMBIA DE COLOMBIA
Fuente: UPME septiembre de 2004
PROYECTO TIPO
NUMERO DE
UNIDADES FOC (1) FAMP (2) PROCESO ACTUAL
A Instalar Por UnidadTERMOYOPAL GAS 1 18 18 Oct / 04 Nov-04 En construcciónLA VUELTA HIDRO 1 11.8 11.8 Nov / 04 Nov-04 Finalizaron obras civiles
EL MORRO (3) GAS 20 Jun / 05 Nov-05
20 Jun / 05 Nov-05
TRAS. CALDERAS (4) HIDRO -- -- -- May / 04 May-05 En desarrollo
REC. CALDERAS (5) HIDRO -- 26 -- Jul / 06 Jul-06 En estudio
TRAS. GUARINÓ (4) HIDRO -- -- -- Nov / 07 Nov-07 En estudio
TRAS. MANSO (4) HIDRO -- -- -- Jun / 08 Dic-08 En estudio
PORCE III HIDRO 4 660 165 Jun / 10 Jun-10 Licencia ambiental aprobada
En desarrollo
(2) Fecha para análisis energético en el mediano Plazo (FAMP): Fecha estimada por la UPME para la cual los proyectos entran en operación comercial.
CAPACIDAD (MW)
2 40
(1) Fecha de Entrada en Operación Comercial (FOC): Fecha reportada por los promotores del proyecto para la cual esperan declarar en operación comercial la planta.
(3) Central Térmica El Morro, reemplaza el proyecto Termoyopal 3
(4) TRAS.: Trasvases de río. Estos trasvases aportan energía.
(5) REC: Recuperación de la planta de Calderas.
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Expansión de Generación de Región Andina Expansión de Generación de Región Andina
2004 - 2014 (MW)2004 - 2014 (MW)
Ecuador: Actualizado por CENACE - Octubre de 2004.
Perú: Actualizado por COES - Septiembre de 2004.
TOTAL REGIÓN ANDINA (Colombia, Ecuador, Perú)
Hidráulica Térmica2004 30 2005 35 40 2006 182 64 2007 270 2008 416 94 2009 71 134
704 632
2010 660 492011 421
660 470
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Expansión de Generación de Centroamérica Expansión de Generación de Centroamérica
2004 - 2014 (MW)2004 - 2014 (MW)
TOTAL CENTROAMÉRICA
Termica Hidraulica Retiros Adicion Neta2004 60 3202005 411 30 1752006 83 502007 120 120 672008 66 92 2162009 100 336 45
840 948 503 1285
2010 20 1345 1762011 200 443 1592012 150 389 2262013 350 242014 250 948 121
970 3125 706 3389
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DISPONIBILIDAD DE REDDISPONIBILIDAD DE REDFECHAS ESPERADAS DE RECUPERACIÓN DE CIRCUITOSFECHAS ESPERADAS DE RECUPERACIÓN DE CIRCUITOS
Red actual
Inic
io H
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tub
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09
Fin del Hzte.
Recuperación • Línea Guatapé – Calderas 110 kV. Línea Calderas – Río Claro 110 kV. Circuitos Prado - Flandes 1 y 2 110 kV.
Plan de expansión a 500 Kv.
Primavera - Bacatá
Primavera - Bolívar
Recuperación • Línea San Carlos – Esmeralda 1 230 kV.• Línea Jamondino – Mocoa 115 kV
Refuerzos interconexión con Ecuador a 230 kV.
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Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
LÍMITES DE INTERCAMBIO ENTRE PAÍSES 2004 - 2014 (MW)LÍMITES DE INTERCAMBIO ENTRE PAÍSES 2004 - 2014 (MW)
Colombia-Ecuador Colombia-Panamá Ecuador-Perú Panamá-Costa RicaExport/Import. Export/Import. Export/Import. Export/Import.
2004 235/180 80/80 100/302005 235/180 80/80 100/302006 500/400 80/80 100/302007 500/400 125/125 300/3002008 500/400 300/300 125/125 300/3002009 500/400 300/300 125/125 300/3002010 500/400 300/300 125/125 300/3002011 500/400 300/300 125/125 300/3002012 500/400 300/300 125/125 300/3002013 500/400 300/300 125/125 300/3002014 500/400 300/300 125/125 300/300
Costa Rica-Nicaragua Nicaragua-Honduras Honduras-El salvador El Salvador-GuatemalaExport/Import. Export/Import. Export/Import. Export/Import.
2004 80/80 80/80 80/80 130/802005 80/80 80/80 80/80 130/802006 80/80 80/80 80/80 130/802007 300/300 300/300 300/300 300/3002008 300/300 300/300 300/300 300/3002009 300/300 300/300 300/300 300/3002010 300/300 300/300 300/300 300/3002011 300/300 300/300 300/300 300/3002012 300/300 300/300 300/300 300/3002013 300/300 300/300 300/300 300/3002014 300/300 300/300 300/300 300/300
RESUMEN LÍMITES DE INTERCAMBIO ENTRE PAÍSES (MW)
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SUPUESTOS ANÁLISIS DE LARGO PLAZOSUPUESTOS ANÁLISIS DE LARGO PLAZO
- Para los sistemas Colombiano, Ecuatoriano y Panameño se modelan sus respectivas redes de transmisión.
- Los demás países de Centroamérica se modelaron simplificando las redes de transmisión, con la información reportada por el CEAC.
- El Sistema Peruano se representa modificando la demanda del Sistema Ecuatoriano según el perfil de los intercambios netos entre Ecuador y Perú de una simulación coordinada Colombia-Ecuador-Perú del mes de octubre de 2004.
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RESULTADOS RESULTADOS
ANÁLISIS ENERGÉTICOSANÁLISIS ENERGÉTICOS
DE LARGO PLAZODE LARGO PLAZO
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CASOS ANÁLISIS DE LARGO PLAZOCASOS ANÁLISIS DE LARGO PLAZO
Horizonte de estudio: Cinco años
Escenario de demanda media de energía
Hidrología Estocástica: 100 series.
1) Autónomo Colombia.
2) Coordinado Colombia - Ecuador y Perú - Centro América.
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INDICES DE CONFIABILIDAD SISTEMA COLOMBIANOINDICES DE CONFIABILIDAD SISTEMA COLOMBIANO
EscenariosVerano
2004-2005Verano
2005-2006Verano
2006-2007Verano
2007-2008Verano
2008-2009
Caso estocástico Colombia autónomo 0 0 0 0 0Caso estoc. coord. Col-Ecu-C.América 0 0 0 0 0
EscenariosVerano
2004-2005Verano
2005-2006Verano
2006-2007Verano
2007-2008Verano
2008-2009
Caso estocástico Colombia autónomo 0 0 0 0 0Caso estoc. coord. Col-Ecu-C.América 0 0 0 0 0
EscenariosVerano
2004-2005Verano
2005-2006Verano
2006-2007Verano
2007-2008Verano
2008-2009
Caso estocástico Colombia autónomo 0 0 0 0 0Caso estoc. coord. Col-Ecu-C.América 0 0 0 0 0
Número de casos con deficit mayor al 1,5% de la demanda mensual de energía
Valor Esperado de Racionamiento % (VERE) > 1.5%
Valor Esperado de Racionamiento Condicionado % (VERE_C) > 3%
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COSTOS MARGINALES E COSTOS MARGINALES E INTERCAMBIOS DE COLOMBIA INTERCAMBIOS DE COLOMBIA
CON ECUADOR Y PANAMÁCON ECUADOR Y PANAMÁ
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
COSTOS MARGINALES PROMEDIOCOSTOS MARGINALES PROMEDIOSISTEMAS AUTÓNOMOSSISTEMAS AUTÓNOMOS
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Colombia Ecuador Panamá
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COSTOS MARGINALES PROMEDIOCOSTOS MARGINALES PROMEDIOCASO COORDINADOCASO COORDINADO
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Colombia Ecuador Panamá
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INTERCAMBIOS COLOMBIA - ECUADORINTERCAMBIOS COLOMBIA - ECUADORCASO COORDINADOCASO COORDINADO
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Exportaciones de Colombia aEcuador
Exportaciones de Ecuador aColombia
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INTERCAMBIOS COLOMBIA - PANAMÁINTERCAMBIOS COLOMBIA - PANAMÁCASO COORDINADO CASO COORDINADO
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8
Feb
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es
]
Exportaciones de Colombia aPanamá
Exportaciones de Panamá aColombia
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Promedio Percentil 5 Percentil 95
INTERCAMBIOS NETOS COLOMBIA - ECUADOR INTERCAMBIOS NETOS COLOMBIA - ECUADOR CASO COORDINADOCASO COORDINADO
Máximo Promedio Mínimo TOTAL
Percentil 5
Promedio
Percentil 95
175 128 75 1540
INTERCAMBIOS (GWh)
Periodo Dic/04 - Nov/05
175
175
157 134 1885
154 117 1843
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Mil
lon
es
de
US
D$
percentil 5 promedio percentil 95SECTOR ELÉCTRICO EN COLOMBIA
RENTAS DE CONGESTIÓN- COLOMBIA- Millones de USD$ RENTAS DE CONGESTIÓN- COLOMBIA- Millones de USD$ CASO COORDINADOCASO COORDINADO
Máximo Promedio Mínimo TOTAL
Percentil 5
Promedio
Percentil 95
11.11 5.07 1.39 60.81
11.57 7.95 3.61 95.40
RENTAS DE CONGESTION (Millones de US$)
43.85 14.10 7.36 169.17
Período Dic/04 - Nov/05
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
ANÁLISIS ENERGÉTICOS ANÁLISIS ENERGÉTICOS
DE MEDIANO PLAZODE MEDIANO PLAZO55
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
ANÁLISIS DE MEDIANO PLAZOANÁLISIS DE MEDIANO PLAZO
• Horizonte de estudio: Dos años (resolución semanal)
• Hidrología para Colombia :
Escenarios pronóstico y contingencia (SH&PH del 12 - octubre - 2004)
• Hidrología para Ecuador:
Escenario Pronóstico Esperado: Se utiliza información hidrológica recibida el 27 de marzo de 2004.
Escenario de Contingencia: Para todas las series y todo el horizonte, 80% de los valores del escenario pronóstico.
Estudio coordinado Colombia-Ecuador-Perú
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CASOS BASE
• Escenario hidrológico pronóstico esperado
• Escenario hidrológico contingencia
CASOS DE ESTUDIO
• Escenario hidrológico construído CND-IDEAM
El escenario hidrológico CND-IDEAM se construye manteniendo el pronóstico contingencia del Subcomité entre noviembre - diciembre de 2004, para el período enero-septiembre de 2005 se usan los valores definidos por CND-IDEAM, y para el período octubre de 2005 - octubre de 2006, se usa el pronóstico contingencia del Subcomité.
CASOS ANALIZADOSCASOS ANALIZADOS
Precios base de carbón
Precios altos de carbón
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
PRONÓSTICO SUBCOMITÉ HIDROLÓGICO Y PRONÓSTICO SUBCOMITÉ HIDROLÓGICO Y ESCENARIOS DE CONTINGENCIA (MEDIANO PLAZO)ESCENARIOS DE CONTINGENCIA (MEDIANO PLAZO)
Evolución aportes vs escenarios sub. Hidr. (oct/04) vs Niños 9192 y 9798
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%media
Observado SH_Esp SH_Cont SH_CND_IDEAM dic/91 - nov/92 dic/97 - nov/98
2004 2005
Observado hasta noviembre 29 de 2004
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
PRECIOS DE CARBÓN UTILIZADOS EN LAS SIMULACIONES
PERÍODO
$/Ton US$/Ton $/Ton US$/Ton36,412 14.14 Semestre 2-200343,000 16.70 Semestre 1-200443,652 16.95 Semestre 2-2004 90,000 34.95 36,183 14.05 Semestre 2-200342,381 16.46 Semestre 1-200467,000 26.02 Semestre 2-2004 90,000 34.9538,015 14.76 Semestre 2-200372,000 27.96 Semestre 1-2004
Semestre 2-2004 135,000 52.42
(1) PRECIOS BASE DE CARBÓN(2) PRECIOS ALTOS DE CARBÓN
PRECIO
ESCENARIO DE OPORTUNIDAD
INTERNACIONAL (2)
TERMOPAIPA Carbón (6300 kcal/kg)
TERMOTASAJERO Carbón (6112 kcal/kg)
TERMOZIPA Carbón (6802 kcal/kg)
PLANTA COMBUSTIBLEPRECIO
PRECIO PROMEDIO DE CARBÓN UTILIZADO EN PLANTAS TÉRMICAS (1) AÑOS 2003 Y 2004
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIA
Escenario hidrológico pronóstico
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Gen. Menores Gen. Cogener. Demanda no atendidaGen. Termica Gen hidro Aporte HidricosDemanda
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Generación térmica COLOMBIAGeneración térmica COLOMBIA
Caso Escenario hidrológico pronóstico
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Interconexión CogeneradoresMenores AutoproductoresTermicas Carbon y Otros Térmicas Gas CostaTermicas Gas Interior
GWh/día
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Balance energético COLOMBIA Balance energético COLOMBIA
Caso Escenario hidrológico contingencia
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100120140160
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Gen. Menores Gen. Cogener. Demanda no atendidaGen. Termica Gen hidro Aporte HidricosDemanda
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Generación térmica COLOMBIAGeneración térmica COLOMBIA
Caso Escenario hidrológico contingencia
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20
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31-J
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04-S
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6
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ct-0
6
Interconexión CogeneradoresMenores AutoproductoresTermicas Carbon y Otros Térmicas Gas CostaTermicas Gas Interior
GWh/día
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIAG
Wh
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Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios base de carbón
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Gen. Menores Gen. Cogener. Demanda no atendidaGen. Termica Gen hidro Aporte HidricosDemanda
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios base de carbón
GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE AGREGADO COLOMBIAAGREGADO COLOMBIA
0102030405060708090
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28-M
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09-M
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01-A
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6
12-S
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6
24-O
ct-0
6
GW
h/d
ía
Interconexión Cogeneradores Menores
Autoproductores Termicas Carbon y Otros Térmicas Gas Costa
Termicas Gas Interior
0
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIAG
Wh
/día
Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios altos de carbón
020406080
100120140160
08-N
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4
13-D
ic-0
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17-E
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5
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11-J
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24-O
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5
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26-J
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ct-0
6
Gen. Menores Gen. Cogener. Demanda no atendidaGen. Termica Gen hidro Aporte HidricosDemanda
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios altos de carbón
GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE AGREGADO COLOMBIAAGREGADO COLOMBIA
0102030405060708090
100
08-N
ov-0
4
20-D
ic-0
4
31-E
ne-0
5
14-M
ar-0
5
25-A
br-0
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06-J
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18-J
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29-A
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21-N
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02-E
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31-J
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GW
h/d
ía
Interconexión CogeneradoresMenores AutoproductoresTermicas Carbon y Otros Térmicas Gas CostaTermicas Gas Interior
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
CONCLUSIONES Y CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESRECOMENDACIONES66
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
CONCLUSIONESCONCLUSIONES
ANÁLISIS DE LARGO PLAZO
• Los valores de los índices de VERE, VERE_C y número de casos con déficit mayor al 1.5% de la demanda, son iguales a cero (0) para el horizonte de cinco (5) años con resolución mensual y 100 series de hidrología estocásticas, tanto para el Sistema Interconectado Colombiano autónomo como para el Sistema Interconectado Colombiano coordinado con Ecuador y los países de América Central.
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
CONCLUSIONESCONCLUSIONES
ANÁLISIS DE MEDIANO PLAZO
• Al simular en forma coordinada el Sistema Interconectado Colombiano con el Sistema Ecuatoriano, para el horizonte de dos (2) años con resolución semanal, no se observa déficit en la atención de la demanda doméstica de Colombia considerando para dicho horizonte las series hidrológicas esperadas por el Subcomité Hidrológico y de Plantas Hidráulicas 12-octubre-2004 (Escenario pronóstico y Escenario de contingencia) ni para el escenario construído CND-IDEAM (Precios base y precios altos de carbón).
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
RECOMENDACIONESRECOMENDACIONES
• Que el CNO-Eléctrico continúe participando activamente en la definición de los supuestos en las variables a ser evaluadas, con el fín de determinar las señales de confiabilidad futura en la atención de la demanda.
• Continuar con el seguimiento permanente a la evolución de las variables energéticas controlables y no controlables, para establecer, conjuntamente con todos los agentes del Mercado de Energia Mayorista, acciones tendientes a minimizar los posibles impactos de la evolución de estas variables en la atención de la demanda del SIN.
Consejo Nacional de Operación - Diciembre 1 de 2004
• CNO-Eléctrico revise disponibilidad de generación del SIN.
• UPME revise permanentemente las señales de fechas en las cuales se debe contar con las ampliaciones de la infraestructura en general, así como la disponibilidad, consumo y sustitución de combustibles para la generación térmica en el horizonte de mediano y largo plazo, que permitan atender satisfactoriamente la demanda de energía.
• CREG revise las señales regulatorias que aseguren la inversión en nuevos proyectos.
RECOMENDACIONESRECOMENDACIONES