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4 de diciembre de 2008

Planeación, Expansión y ConfiabilidadSistema Colombiano

V Jornada de Distribución de Energía Eléctrica

Hacia donde vamos ?..................

Si las reformas de segunda generación propenden por la generación de mecanismos que aseguren la suficiencia del mercado, cuál será el tema de las reformas de tercera generación ?

Fases Operación del Sistema Interconectado Nacional

Tiempo

Nivel de Interacción

Fase IMercado Eléctrico

Fase IIMadurez Mercado

Fase IIIBalance

Confiabilidad de la Operación - Mercado

- Nuevo marco de operación - Despacho económico- Mercado

- Coordinación Gas - Electricidad- Despacho múltiples países- Supervisión STR - SDL- Generación distribuida- Planeación integrada

- CxC- TIE- Subastas CxC- Mercado secundario- Combustibles

- SEC- MOR- Derivados financieros

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Planeación integral del SIN

Antioquia-San Carlos

Suroccidental

Oriental

Nordeste

Caribe 2

Cerro

Planeación Integral del SIN

VENEZUELA

ECUADOR

Planeación integral

Planeación integral (generación, combustibles, redes, ...)

Coherencia criterios expansión – operación

Expansión y operación del SIN deben responder a realidades del país

PANAMA

R. DOMINICANA

PUERTO RICO

6

Confiabilidad en la operación del SIN

Confiabilidad en generación

Confiabilidad en transporte

Operación

M A R C O R E G U L A T O R I O

Confiabilidad generación

Generación Demanda

• Hidrología

• Combustibles

• Red (atentados)

• Competencias Humanas

• Mantenimientos

• Disponibilidad

Fuentes de

Incertidumbre

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

LUNES

MARTES

MIERCOLES

JUEVES

VIERNES

SABADO

DOMINGO

Consignaciones Generación

10%17%

26%

58%

27%

31%

32%

56%44%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

Solicitada Solicitada Solicitada2006 2007 2008

Emergencia FueraPAM Plan

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008

CENTRALHIDROELECTRICA DE

CALDAS S.A.

CHIVOR S.A. E.S.P. EMGESA S.A E.S.P EMPRESA DEENERGIA DEL

PACIFICO S.A. E.S.P.

EMPRESAS PUBLICASDE MEDELLIN

GENERADORA YCOMERCIALIZADORA

DE ENERGÍA DELCARIBE S.A. ESP

ISAGEN S.A. E.S.P.

Punta (h19)

8.8

13.2

GWh

HIDRO

9.7

MENORES

13.4

0.5

Demanda Sept-08

Horas (día)

CARBÓN

GAS

LIQUIDOS

(Disp. Min)7.9

Reservas con características técnicasIndisponibilidades durante la Operación

tiempos de aviso

Aviso de Redespacho

Confiabilidad en el transporte

Transporte

Seguridad - confiabilidad

• Competencias Humanas

• Protecciones

• Mantenimientos

• Tiempo de operación de

los equipos

• Maniobras

Fuentes de

Incertidumbre

Consignaciones STN - STR

51% 46% 44%

29% 34% 42%

21% 20% 14%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

70.00%

80.00%

90.00%

100.00%

2006 2007 2008

Emergencia FueraPSM Plan

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008CENTRAL

HIDROELECTRICADE CALDAS S.A.

CODENSA S.A.E.S.P.

ELECTRIFICADORADEL CARIBE S.A.

E.S.P.

EMPRESA DEENERGIA DE

BOGOTA E.S.P.

EMPRESA DEENERGIA DELPACIFICO S.A.

E.S.P.

EMPRESASPUBLICAS DE

MEDELLIN

INTERCONEXIONELECTRICA S.A.

E.S.P.

TRANSELCA S.A.E.S.P.

STN ≥ 220 kV

57.5 kV<=Nivel 4<220 kV

Niveles 1, 2 y 3 <57.5 kV

STR Norte

STR Centro-Sur

ADD

ADD

ADD

ADD

STR

CND: Supervisión STR, Resgisto de eventos, cálculo índices de indisponibilidad, ENS.

LAC: Liquidación STR, cargos STR, compensaciones

LAC: Carga información de eventos base datos OR y SUI, Cálculo en paralelo los índices incentivos y/o compensaciones

Dn,m

SDL

Calidad del Servicio de Distribución – STR-SDL

Nuevas responsabilidades y/o cambios para el Operador Resolución CREG 097 de 2008

Regulación (MME 18 2148 de 2007, CREG 097 de 2008) Impacto actividades STR – SDL interacción con STN

Indicadores – señales confiabilidad

• Compensación por incumplimiento de metas

• Remuneración en algunos casos de indisponibilidad caso fortuito o fuerza mayor – orden público

• Compensaciones por Energía No Suministrada o por dejar No Operativos otros Activos

• SDL (incentivos por mejora calidad media). Se compensa a los usuarios peores servidos

• UPME coordina expansión STN – STR

• Tratamiento disponibilidad análogo STN

• Generaciones forzadas para contingencias en STR’s y sobrecargas activos STN

Confiabilidad - Balance

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