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Sociedad Antioqueña de Ingenieros y Arquitectos- SAI

I Seminario de Centrales Hidroeléctricas

TRANSMISIÓN Y DESPACHO

Estructura Institucional de Sector Eléctrico Colombiano

To

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Cadena Productiva

Supervisión y Control

Estructura del Sector en Colombia Exclusivo Sector

Eléctrico Ambos Sectores Exclusivo Sector Gas

Dirección

Planeación

Regulación

Consejo y Comité

Control y Vigilancia

Operación y

Administración del

mercado

Coordinación

Gas - Electricidad

Unidad de Planeación

Minero Energética

Comisión de regulación

de Energía y gas

Superintendencia de

Servicios Públicos

Ministerio de Minas y

Energía

MinMinas

MinHacienda

DNP

Presidencia

Como Organismo

Consultor

Presidencia

Reparto ante

escasez

Acuerdos

vinculantes

Superintendencia de Industria y Comercio

Estructura del Mercado

5

DISTRIBUCIÓN [32]

Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes

COMERCIALIZACIÓN [49]

Monopolio del Servicio

Libre acceso a las redes

Cargos regulados

Competencia

Precios libremente acordados

Competencia en las ofertas de corto plazo

Importaciones de otros países (No TIE)

GENERACIÓN [18E, 90H, 32T]

Regulados

No regulados

Alumbrado Público

Exportaciones a otros países (No TIE)

CLIENTES

Centro Nacional de Despacho

OPERACIÓN DEL SISTEMA

ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO Monopolio del Servicio

Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN

Libre acceso a las redes y cargos regulados

TRANSMISIÓN [8]

Compra y venta de energía

Competencia

Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado

Mercados de Otros Países

TIE

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Responsabilidades

Operación Integrada recursos del SIN

Operación segura, confiable y económica

Planeación, coordinación, supervisión y control de SIN

Supervisión, coordinación y control (maniobras)

activos propios o delegados

Operación de sus plantas generadoras

Ejecución de maniobras

Planeación, supervisión, coordinación y control

activos propios o delegados

Frecuencia del SIN

Tensiones del STN

Coordinación Protecciones

del SIN

Calidad STN

Disponibilidad de activos

Coordinación Protecciones de

sus equipos

Cumplir despacho

Servicio Complementarios

Medidas suplementarias

Coordinación Protecciones

de sus equipos

Calidad servicio

STR’s, SDL’s

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

EMPRESAS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN STN

GENERADORES

OPERADORES DE RED

Obligaciones

Características Generales del SIN

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Características del sistema

ECUADOR

Caribe 1 VENEZUELA

Bogotá

Meta

Tolima

CQR

Cauca

Nariño

Antioquia

San

Carlos

CENS

B/manga

GCM

Bolivar

Atlantico

Cerro

Córdoba

Sucre

Valle

IMPORTACIÓN Hasta 215 MW

EXPORTACIÓN Hasta 535 MW

IMPORTACIÓN 205 MW

EXPORTACIÓN 336 MW

ECUADOR

VENEZUELA

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

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Nivel de tensión

Longitud Km

110 -115 kV 10,108.5

138 kV 15.5

220 - 230 kV 11,654.6

500 kV 2,646.3

Total 24,424.9

SUBESTACIONES

Nivel de tensión Cantidad

500 kV 12

220 - 230 kV 83

110 - 115 kV 286

66 kV 13

Total 394

LÍNEAS

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL 230 Y 500 kV.

OCAÑA

LOS PALOS

TOLEDO

CUESTECITA

VALLEDUPAR

SAN MATEO

TASAJERO

OCCIDENTE

PLAYAS

ENVIGADO

ESMERALDA

CARTAGO

REVISIÓN 2009-01-26

RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA

RED A 230 kV PROPIEDAD DE ISA

RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS

ECUADOR

TUMACO

**

ALTO

ANCHICAYÁ

JAMONDINO

SALVAJINA

SAN BERNARDINO

**

OCÉANO

PERÚ

S.CARLOS

BALSILLAS

PARAISO

LA GUACA

BETANIA

LA

ENEA

ANCÓNSUR

LA MESA

YUMBO

ORIENTE

SAN FELIPE

S.MATEO

LA REFORMA

CIRCO GUAVIO

CHIVOR

PAIPA

NOROESTE

TORCA

ATLÁNTICO

LA TASAJERA

PANAMÁ

SANTA MARTA

SABANALARGA

GUADALUPE IV

BARBOSA

SALTO IV

JAGUAS

TEBSA

CHINÚ

COMUNEROS

2C

TERMOGUAJIRA

COPEY

FUNDACIÓN

BRASIL

VENEZUELACAÑO LIMÓN

SAMORÉ

BANADÍA

CUATRICENTENARIO

PACÍFICO

OCÉANO

URABÁ

JUANCHITO

URRÁ

BARRANCA

PRIMAVERA

LA SIERRA

MOCOA

T. CARTAGENA

PANCE

SUBESTACIÓN

MIRAFLORES

TERMOFLORES

BELÉN

BUCARAMANGA

CONVENCIONES

IBAGUÉ

EEB

PANAMERICANA

TULCÁN

TERNERA

LA VIRGINIA

PÁEZ

SOCHAGOTA

3C3CNUEVA BARRANQUILLA

138 kV

115 kV

LA HERMOSA

BELLO

1

C GUATIGUARÁ

CERROMATOSO

PURNIO

SANMARCOS

T. CANDELARIA

COROZO

PORCE II

TERMOCENTRO

MIEL I

BACATA

3C

BOLÍVAR

** LÍNEAS DE 230 kV, ENERGIZADAS A 115 kV

2C

A POMASQUI

115 kV

RED A 138 kV PROPIEDAD DE ISA

RED DE TENSIÓN INFERIOR A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS

ALTAMIRA

2C2C

GUATAPÉ

TUNAL

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C2C

2C

2C2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

2C

RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA FUTURA

RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS FUTURA

Caribe

Centro

Antioquia

Nordeste

Suroccidente

Transmisión

Interconexiones Internacionales

Ecuador

Colombia

Venezuela

Panamá

1

2

3

5

7

4

6

Operación

Futuros

Fuente:

Infraestructura existente

1 Cuestecitas – Cuatricentenario 230 kV

2 Tibú – La Fria 115 kV

3 San Mateo – Corozo 230 kV

4 Pto Carreño – Pto Páez 34.5 kV

5 Ipiales – Tulcan 138 kV

6 Jamondino – Pomasqui 230 kV

Proyectos futuros

7 Cerromatoso – Panamá II 495 kV (300 MW)

Transferencias

Ecuador

Importación Hasta 250 MW

Exportación Hasta 500 MW

Venezuela

Importación Hasta 205 MW

Exportación Hasta 336 MW

Sistema de Transmisión por agente

11

ISA70%

Transelca11%

EEB10%

EPM6%

EPSA2% ESSA

1%

Distasa0,13%

CENS0,06%

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Ingreso Regulado. (STN – STR)

Precio Tope. (SDL)

Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas

en Colombia

Competencia por el “mercado”. Expansión

Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas

en otros países

Tasa de retorno.

Derechos Financieros de Transmisión.

Empresa eficiente.

Convocatoria TipoValor de la

A/M (USD)

TN

Representante

UPME 01 - 99 A 5,801,607 ISA

UPME 02 - 99 A 1,958,676 ISA

UPME 03 - 03 M 40,920 EEB

UPME 04 - 03 M 21,073 EEB

UPME 01 - 04 M 5,600 EEB

UPME 01 - 03 A 15,854,740 ISA

UPME 02 - 03 A 28,370,515 ISA

UPME 01 - 05 A 4,224,959 EEB

UPME 01 - 07 A 456,800.01 ISA

UPME 01 - 08 A EPM

UPME 02 - 08 A 2,480,339 ISA

UPME 01 - 09 A 479,000 EEB

UPME 02 - 09 A 1,284,113 EEB

UPME 01 - 10 A 794,170 EEB

14 Convocatorias

Remuneración Transporte Energía Eléctrica

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Sistema Interconectado Nacional – SIN -

≥ 220 kV

Nivel 4

Niveles 1, 2 y 3

STN

STR Norte

STR Centro-Sur

ADD

ADD

ADD

ADD

Ingreso Regulado y Calidad. 9 TNs – 55Cs

Liquidación y facturación Cargos por Uso.

Admin inventario de activos TN

Contribuciones FAER - PRONE

Ingreso Regulado y Calidad. 24 ORs – 55Cs

Liquidación Cargos por Uso.

Admin inventario de activos OR

Precio techo, liquidación

Ingresos Reconocidos

Ingresos del Área de Distribución

Unificación de cargos. 26 OR

Índices de Calidad SDL 17 OR

SDL’s

57.5kV ≤ x < 220kV

Nivel 3: 30kV≤ x < 57.5kV

Nivel 2: 1kV ≤ x < 30kV

Nivel 1: x ≤ 1kV

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Conformación Áreas de Distribución. Niveles 1, 2 y 3 ADD Operador de Red

Oriente (5)

Codensa

Emp. de Energía de Cundinamarca

Emp. de Energía de Boyacá

Emp de Energía de Arauca

Elec del Huila

Centro (7)

Central Hidroeléctrica de Caldas

Centrales Eléctricas Norte de Santander

Elect. del Santander

Emp.de Energía de Pereira

Emp. de Energía del Quindío

Empresas Públicas de Medellín

Ruitoque

Occidente (7)

Emp.de Energía del Pacífico

Compañía de Electricidad de Tuluá

Empresas Municipales de Cartago

Emp.Municipales de Cali

Centrales Eléctricas del Cauca

Centrales Eléctricas de Nariño

Emp. Municipal de Energía Eléctrica

Sur (7)

Emp. Valle Sibundoy

Elec. Caquetá

Emp. Putumayo

Emp. Bajo Putumayo

Elec. Meta

Emp. Casanare

Emp. Guaviare

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Prospectivas en Transmisión

Redes

Inteligentes

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Redes Inteligentes

SMART

GRID

Eficiencia

Energética

Política de

Precios

Reducción de

Carga Pico

Automatización

en Distribución

Medición

“Smart”

Nuevas Técnicas

de Control y

Comunicación

Nuevas Técnicas

de Control y

Comunicación

INFRAESTRUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE

ENERGÍA

Nuevas Técnicas de Control y

Comunicación

1. Sensores “Smart” localizados en los consumidores

2. Comunicaciones bidireccionales

3. Control maestro para medición horaria de energía

Despacho Programado

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Operación y administración del Mercado

REGISTRO PLANEACIÓN PROGRAMACIÓN

COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL

ASIC, LAC GESTIÓN FINANCIERA

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Corto Plazo - Programación semanal de la operación

ANÁLISIS

SEMANA S +1

Lunes Martes Jueves Miércoles Viernes

Embalses y ríos

Límites operativos

Mantenimientos y Escenarios de red

Señales de reserva

Consumo estimado de combustibles

Intercambios internacionales

Recomendaciones especiales

Coordinación de Protecciones

Coordinación desconexión equipos

generación y transmisión

Pronóstico de demanda del SIN

Pronóstico semanal de la demanda del SIN

Análisis semanal Corto Plazo

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0:0

0:0

0

1:0

0:0

0

2:0

0:0

0

3:0

0:0

0

4:0

0:0

0

5:0

0:0

0

6:0

0:0

0

7:0

0:0

0

8:0

0:0

0

9:0

0:0

0

10:0

0:0

0

11:0

0:0

0

12:0

0:0

0

13:0

0:0

0

14:0

0:0

0

15:0

0:0

0

16:0

0:0

0

17:0

0:0

0

18:0

0:0

0

19:0

0:0

0

20:0

0:0

0

21:0

0:0

0

22:0

0:0

0

23:0

0:0

0

MW

Tiempo

Curva Característica Para Cada Día de la Semana

Lunes (festivo) Martes Miercoles

Jueves Viernes Sábado

Domingo

To

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Despacho económico

Programa diario de los recursos de generación del Sistema Interconectado

Nacional para atender la demanda, con calidad, seguridad, confiabilidad y

economía.

Martes Jueves Miércoles Viernes

PROGRAMACIÓN DIARIA

Día k+1

Sábado Domingo Lunes

Dia Actual Día Despacho

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Horarios para el Despacho

09:00

13:00

13:35

14:15

14:45

Publicar Despacho

TIE

Publicación

de ofertas

Ofertas TIE

Programa Importación

TIE Inicial

Programa Importación TIE Final

15:05

Publicar Despacho

Coordinado incluye

Venezuela

Recepción de ofertas

08:00

To

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RECEPCIÓN

SOLICITUD

08:00

PERÍODO 8

PERÍODO DE

EJECUCIÓN

06:00 05:30 07:00 06:30

CND

INFORMA EL

REDESPACHO

Su objetivo es modificar el Despacho Económico para atender las variaciones

más recientes en la operación del sistema, tales como entrada y/o salida de

unidades de generación, mantenimientos no programados, disparos de líneas,...

Muy Corto Plazo - Redespacho

24

RE

ST

RIC

CIO

NE

S

Restricciones en un sistema eléctrico

Límites de

importación

Límites de

exportación

“Cortes”

Número de

unidades

generación

Capacidad de la

infraestructura

Criterios de

seguridad del

Sistema SIS

TE

MA

EL

ÈC

TR

ICO

CO

NS

IDE

RA

CIO

NE

S

Contingencias “CAOP”: (n-2) y/o subestaciones estrategicas

Contingencias sencillas: (n-1)

Generación

Demanda

Topología

Eléctricas

Operativas

Máxima carga

permitida

equipos

Regulación de

tensiones y

estabilidad

IMP

LIC

AC

ION

ES

EL

ÉC

TR

ICA

S

9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]

120.00

80.00

40.00

0.00

-40.00

-80.00

Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW

Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW

Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in MW

0.002 s14.954 MW

0.547 s111.388 MW

0.736 s-28.071 MW

CON RAG BETANIA

SIN RAG BETANIA

SIN RAG; CON EXPANSION

9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]

30.00

20.00

10.00

0.00

-10.00

-20.00

Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

Betania 1-3: Rotor angle w ith reference to reference machine angle in deg

SIN RAG BETANIA

CON RAG BETANIA

SIN RAG; CON EXPANSION

9.9977.9785.9583.9391.919-0.100 [s]

700.00

600.00

500.00

400.00

300.00

200.00

Betania 1-3: Active Pow er in MW

Betania 1-3: Active Pow er in MW

Betania 1-3: Active Pow er in MW

SIN RAG BETANIA

CON RAG BETANIA

0.105 s453.135 MW

0.525 s608.171 MW

-0.030 s358.612 MW

9.846 s361.649 MW

SIN RAG; CON EXPANSION

DIg

SIL

EN

T

25

Reforzar los sistemas de transmisión y

distribución

Soluciones, entre otra son…

Colocar Generaciones Mínimas de

seguridad

Restringir generaciones máximas

Instalar esquemas suplementarios de

generación y/o carga

1

2

3

4

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Coordinación de la Operación del SIN

Análisis, Supervisión y

Control en Tiempo Real

Restablecer el sistema

Controlar Frecuencia y

Voltaje

Coordinar y Controlar

Maniobras

Análisis Eléctrico y

Energético del

Redespacho Análisis de Estabilidad

Análisis de Contingencias

Redespacho

Análisis Información

Operativa Requerimientos

Demandas No Atendidas

Reportes RVEM y HEROPE

OPESIN

Índices de Activos

Aseguramiento de la

Operación Incorporación Tecnológica

Entrenamiento

Realizar análisis Post operativo

Plan de Continuidad

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Seguimiento a la generación

Intercambios Internacionales

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Intercambios de energía importación/exportación

Exportación Importación Exportación Importación

Parcial 2012 90.8 6.2 6.5 0.2

Total 2011 1,294.6 8.2 93.0 0.2

Total 2010 797.7 9.7 73.8 0.6

Total 2009 1,076.7 20.8 107.8 1.1

Total 2008 509.8 37.5 35.9 2.3

Total 2007 876.6 38.4 66.3 1.3

Total 2006 1,608.6 1.1 127.1 0.0

Total 2005 1,757.9 16.0 151.7 0.5

Total 2004 1,681.1 35.0 135.1 0.7

Total 2003 1,144.5 67.2 80.3 2.3

Total Historia 10,838.3 240.1 877.5 9.4

Fecha

Energía (GWh) Valor (Millones de US$)

Exportaciones de electricidad desde Colombia

Resultado correspondiente a: • Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia • Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia

Importaciones de electricidad de Colombia

Resultado correspondiente a: • Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia • Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia

Administración del Mercado de Energía Mayorista

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Proceso comercial - Liquidación de energía

Demanda Comercial

Energía en Bolsa

Energía en Contratos

Medidas Agentes

Cobertura en Contratos

Prioridad en contratos: Pague lo contratado Pague lo demandado

Para la liquidación

se diferencia la

bolsa nacional de la

internacional

Contratos

Largo

Plazo

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Proceso comercial - Facturación

Otros Cargos

Restricciones

AGC

Penalización por

Desviaciones

Cargo por

Confiabilidad + Facturación

Centralizada

Electrónica.

TIE - Impresa

Facturación

entre agentes

Todos los conceptos son

de liquidación HORARIA,

excepto el Cargo por

Confiabilidad, que es

DIARIA

Energía en Bolsa

Energía en Contratos

Bolsa de energía

35

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36

La Bolsa de Energía

Subasta:

Participación de la Oferta

(ofertas de precios – no de costos)

Sobre cerrado (diario, 8:00 AM)

Asignación parcial (en el margen)

Precio spot horario >= Precio de Oferta

Demanda precio aceptante (inelástica)

Descubrimiento de precio eficiente

O D

D

P Demanda

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Equilibrio oferta y demanda

• Ofertas diarias de precios y

declaración de disponibilidad

• Reflejan costos variables de

producción

• No incluyen costos de arranque y

parada

• Comercializadores de

electricidad

• Demanda pasiva en la

formación de precio

• Subasta de una sola punta

DEMANDA OFERTA

CARBON 7%

GAS 20%

COGENERADORES y MENORES

5%

COMBUSTOLEO y FUEL-OIL

5%

HIDRÁULICA 63%

0

2000

4000

6000

8000

H01

H02

H03

H04

H05

H06

H07

H08

H09

H10

H11

H12

H13

H14

H15

H16

H17

H18

H19

H20

H21

H22

H23

H24

ORDINARIOS

FIN DE SEMANA

Oferta

$/kWh

kWh

Demanda

Precio de bolsa

horario

MW

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Inicio del Mercado

kWh Disponibles

Generadores

Costo Unitario de

la Energía en $/kWh

CERE FAZNI

OTROS

COMPONENTES DE

LA OFERTA

OFERTA DEL GENERADOR

kWh

$

CR1

kWh

$

Techo de la Oferta

Piso de la Oferta

Comercializadores

Usuarios

Regulados

Usuarios

No

Regulados

1. No Ofertan Precio

2. Reportan los kWh Consumidos

To

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Los usuarios finales de

electricidad participan en el

Mercado de Energía por

intermedio del Comercializador

que los atiende.

Los costos competitivos de la

energía en el Mercado

Mayorista son reflejados en las

tarifas de los Usuarios.

Los usuarios tienen plena

libertad para seleccionar el

Comercializador que les

prestará el servicio.

BOLSA CONTRATOS

COMERCIALIZADOR

DEMANDA

REGULADA

DEMANDA

NO REGULADA

1. USUARIOS

FINALES

NO REGULADOS

2. ZONAS

FRANCAS

3. ALUMBRADO

PÚBLICO

4. EXPORTACIONES

INTERNACIONALES

4. USUARIOS

FINALES

REGULADOS

MERCADO

MAYORISTA

Usuarios

To

do

s lo

s d

ere

ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

El requerimiento de demanda para ser considerado usuario no regulado ha disminuido en el tiempo.

Demanda

(MW)

0.5

1.0

1.5

2.0

1997 1998 1996

0.1

2000 1999

0.5 MW ó

270 MWh/mes

0.1 MW ó

55 MWh/mes

Usuarios no Regulados

To

do

s lo

s d

ere

ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

41

Formación del Precio de Bolsa 41

Precio oferta

$/kWh

P1

P2

P3

P4

P5

P6

P7

P8

Demanda

Pago de la energía competitiva

a Precio de Bolsa

MPO

Nacional Margen del

generador

Demanda

Nacional

CEE (CERE) y FAZNI

MPO

Internacional

Demanda

Internacional

Cifras del mercado

To

do

s lo

s d

ere

ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Escenarios actualizados por la

UPME en marzo de 2012

Escenarios actualizados por la

UPME en noviembre de 2011

Seguimiento demanda del SIN – Julio de 2012

Con Cerromatoso los

crecimiento fueron de 4.5%,

3.8% y 3.5% respectivamente.

To

do

s lo

s d

ere

ch

os r

ese

rva

do

s p

ara

XM

S.A

. E

.S.P

.

Demanda del Sistema Colombiano [MW]

La demanda promedio mes de 2011 fue 4,660.5 GWh

La demanda promedio mes de 2012 va en 4,853.5 GWh

Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009,

2010 y 2011

En el P19 del 21/11/2011 se presentó la demanda máxima con 9,295 MW.

Estado variables hídricas – Agosto 2012

46

Composición de la Generación del SIN

Tipo

Generación jul-11 jul-12

%

Crecimiento Hidráulica 3,819.9 3,922.1 2.7%

Térmica 702.1 889.4 26.7%

Menor 308.5 239.2 -22.5%

Cogenerador 30.3 30.5 0.8%

Total 4,860.7 5,081.1 4.5%

Generación mensual energía SIN (GWh)

47

Consumo de combustibles en el Sector Eléctrico

A

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado Pesos constantes

Preliminar julio

* Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.

Mes

Precio de

Bolsa

$/kWh

Precios

Mercado

Regulado

$/kWh

(Mc)

Precio

Contra tos

No

Regulados

$/kWh (*)

jul/2011 55.98 130.59 101.41

jun/2012 87.23 131.87 103.06

jul/2012 74.59 131.82 102.77

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49

LINEA DE

TRANSMISIÓN DE 500

kV

GRACIAS