panorama energÉtico y elÉctrico sistema interconectado nacional

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


EXPERIENCIAS OPERATIVASEXPERIENCIAS OPERATIVAS11


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


0

200

400

600

800

1,000

1-O

ct4

-Oct

7-O

ct1

0-O

ct1

3-O

ct1

6-O

ct1

9-O

ct2

2-O

ct2

5-O

ct2

8-O

ct3

1-O

ct3

-No

v6

-No

v9

-No

v1

2-N

ov

15

-No

v1

8-N

ov

21

-No

v

$ M

illo

ne

s d

e o

ctu

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


INDICES DE OPERACIÓN INDICES DE OPERACIÓN

0.00

0.04

0.08

0.12

0.16

0.20

0.24

Ene

03Fe

b 03

Mar

03

Abr 0

3M

ay 0

3Ju

n 03

Jul 0

3Ag

o 03

Sep

03O

ct 0

3N

ov 0

3D

ic 0

3En

e 04

Feb

04M

ar 0

4Ab

r 04

May

04

Jun

04Ju

l 04

Ago

04Se

p 04

Oct

04

@Mensual @Acumulado @Meta

MáximoAcumuladoMensual

MensualMeta

0.00

0.01

0.01

0.01

0.02

0.03

0.03

0.04

0.04

Ene

03

Fe

b 0

3

Ma

r 0

3

Abr

03

Ma

y 0

3

Jun

03

Jul 0

3

Ago

03

Sep

03

Oct

03

Nov

03

Dic

03

Ene

04

Fe

b 0

4

Ma

r 0

4

Abr

04

Ma

y 0

4

Jun

04

Jul 0

4

Ago

04

Sep

04

Oct

04

@Mensual@Acumulado @Meta


MensualMeta

0.00

0.04

0.08

0.12

0.16

0.20

Ene

03Fe

b 03

Mar

03

Abr 0

3M

ay 0

3Ju

n 03

Jul 0

3Ag

o 03

Sep

03O

ct 0

3N

ov 0

3D

ic 0

3En

e 04

Feb

04M

ar 0

4Ab

r 04

May

04

Jun

04Ju

l 04

Ago

04Se

p 04

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

Ene

03

Fe

b 0

3

Ma

r 0

3

Abr

03

Ma

y 0

3

Jun

03

Jul 0

3

Ago

03

Sep

03

Oct

03

Nov

03

Dic

03

Ene

04

Fe

b 0

4

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r 0

4

Abr

04

Ma

y 0

4

Jun

04

Jul 0

4

Ago

04

Sep

04

Oct

04

@Mensual@Acumulado @Meta


MensualMeta

Variación Transitoria Frecuencia

Variación Lenta Frecuencia Demanda No atendida- Programada


EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES EVOLUCIÓN DE LAS VARIABLES ENERGÉTICAS ENERGÉTICAS33


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


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-

99O

ct-9

9Fe

b-00

Jun-

00O

ct-0

0Fe

b-01

Jun-

01O

ct-0

1F

eb-0

2Ju

n-02

Oct

-02

Feb

-03

Jun-

03O

ct-0

3F

eb-0

4Ju

n-04

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 .


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


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 79.1%7381 GWh 55.5%


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


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


ANÁLISIS ENERGÉTICOSANÁLISIS ENERGÉTICOS

DE LARGO PLAZODE LARGO PLAZO44


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


SUPUESTOS UTILIZADOSSUPUESTOS UTILIZADOS


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


0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

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


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.


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


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


DISPONIBILIDAD DE REDDISPONIBILIDAD DE REDFECHAS ESPERADAS DE RECUPERACIÓN DE CIRCUITOSFECHAS ESPERADAS DE RECUPERACIÓN DE CIRCUITOS

Red actual

Inic

io H

ori

zon

te

No

vie

mb

re 1

/04

Oc

tub

re /

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.

Oc

t /0

7

No

v.

15

/04

En

e.

1/0

5

Dic

/0

6


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)


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.


RESULTADOS RESULTADOS

ANÁLISIS ENERGÉTICOSANÁLISIS ENERGÉTICOS

DE LARGO PLAZODE LARGO PLAZO


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.


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


EscenariosVerano

2004-2005Verano

2005-2006Verano

2006-2007Verano

2007-2008Verano

2008-2009


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%


COSTOS MARGINALES E COSTOS MARGINALES E INTERCAMBIOS DE COLOMBIA INTERCAMBIOS DE COLOMBIA

CON ECUADOR Y PANAMÁCON ECUADOR Y PANAMÁ


COSTOS MARGINALES PROMEDIOCOSTOS MARGINALES PROMEDIOSISTEMAS AUTÓNOMOSSISTEMAS AUTÓNOMOS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180N

ov

-04

Fe

b-0

5

Ma

y-0

5

Ag

o-0

5

No

v-0

5

Fe

b-0

6

Ma

y-0

6

Ag

o-0

6

No

v-0

6

Fe

b-0

7

Ma

y-0

7

Ag

o-0

7

No

v-0

7

Fe

b-0

8

Ma

y-0

8

Ag

o-0

8

No

v-0

8

Fe

b-0

9

Ma

y-0

9

Ag

o-0

9

[US

D/M

Wh

]

Colombia Ecuador Panamá


COSTOS MARGINALES PROMEDIOCOSTOS MARGINALES PROMEDIOCASO COORDINADOCASO COORDINADO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

No

v-0

4

Fe

b-0

5

Ma

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5

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5

No

v-0

5

Fe

b-0

6

Ma

y-0

6

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No

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6

Fe

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7

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7

Ag

o-0

7

No

v-0

7

Fe

b-0

8

Ma

y-0

8

Ag

o-0

8

No

v-0

8

Fe

b-0

9

Ma

y-0

9

Ag

o-0

9

[US

D/M

Wh

]

Colombia Ecuador Panamá


INTERCAMBIOS COLOMBIA - ECUADORINTERCAMBIOS COLOMBIA - ECUADORCASO COORDINADOCASO COORDINADO

0

50

100

150

200

250

300

350

400N

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4

Feb

-05

May-0

5

Ag

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5

No

v-0

5

Feb

-06

May-0

6

Ag

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6

No

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6

Feb

-07

May-0

7

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7

No

v-0

7

Feb

-08

May-0

8

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8

No

v-0

8

Feb

-09

May-0

9

Ag

o-0

9

[GW

h/m

es

]

Exportaciones de Colombia aEcuador

Exportaciones de Ecuador aColombia


INTERCAMBIOS COLOMBIA - PANAMÁINTERCAMBIOS COLOMBIA - PANAMÁCASO COORDINADO CASO COORDINADO

0

50

100

150

200

250N

ov-0

4

Feb

-05

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5

No

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5

Feb

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6

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6

Feb

-07

May-0

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7

No

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7

Feb

-08

May-0

8

Ag

o-0

8

No

v-0

8

Feb

-09

May-0

9

Ag

o-0

9

[GW

h/m

es

]

Exportaciones de Colombia aPanamá

Exportaciones de Panamá aColombia


0

50

100

150

200

250

300

350

400N

ov

-04

Dic

-04

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5

Fe

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5

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5

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5

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5

Ju

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5

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-05

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6

Se

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6

Oc

t-0

6

GW

h

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


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

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65

70

75N

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-04

Dic

-04

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-05

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6

Ma

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Se

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6

Oc

t-0

6

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


ANÁLISIS ENERGÉTICOS ANÁLISIS ENERGÉTICOS

DE MEDIANO PLAZODE MEDIANO PLAZO55


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


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


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

0

20

40

60

80

100

120

140

En

e-04

Feb

-04

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Feb

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Mar

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May

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Jun

-05

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05

Ag

o-0

5

Sep

-05

Oct

-05

No

v-05

Dic

-05

%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


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


Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIA

Escenario hidrológico pronóstico

GW

h/d

ía

020406080

100120140160

08-N

ov-0

4

13-D

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4

17-E

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5

21-F

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5

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5

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5

06-J

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5

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5

15-A

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5

19-S

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5

24-O

ct-0

5

28-N

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6

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6

22-M

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6

26-J

un-0

6

31-J

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6

04-S

ep-0

6

09-O

ct-0

6

Gen. Menores Gen. Cogener. Demanda no atendidaGen. Termica Gen hidro Aporte HidricosDemanda


Generación térmica COLOMBIAGeneración térmica COLOMBIA

Caso Escenario hidrológico pronóstico

0

20

40

60

80

10008

-Nov

-04

13-D

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4

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26-J

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6

31-J

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6

04-S

ep-0

6

09-O

ct-0

6

Interconexión CogeneradoresMenores AutoproductoresTermicas Carbon y Otros Térmicas Gas CostaTermicas Gas Interior

GWh/día


Balance energético COLOMBIA Balance energético COLOMBIA

Caso Escenario hidrológico contingencia

GW

h/d

ía

020406080

100120140160

08-N

ov-0

4

13-D

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4

17-E

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5

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5

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5

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5

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5

28-N

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5

02-E

ne-0

6

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6

13-M

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6

17-A

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6

22-M

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6

26-J

un-0

6

31-J

ul-0

6

04-S

ep-0

6

09-O

ct-0

6



Generación térmica COLOMBIAGeneración térmica COLOMBIA

Caso Escenario hidrológico contingencia

0

20

40

60

80

10008

-Nov

-04

13-D

ic-0

4

17-E

ne-0

5

21-F

eb-0

5

28-M

ar-0

5

02-M

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5

06-J

un-0

5

11-J

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5

15-A

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5

19-S

ep-0

5

24-O

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5

28-N

ov-0

5

02-E

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6

06-F

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6

13-M

ar-0

6

17-A

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6

22-M

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6

26-J

un-0

6

31-J

ul-0

6

04-S

ep-0

6

09-O

ct-0

6


GWh/día


Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIAG

Wh

/día

Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios base de carbón

020406080

100120140160

09-N

ov-0

4

14-D

ic-0

4

18-E

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5

22-F

eb-0

5

29-M

ar-0

5

03-M

ay-0

5

07-J

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5

12-J

ul-0

5

16-A

go-0

5

20-S

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5

25-O

ct-0

5

29-N

ov-0

5

03-E

ne-0

6

07-F

eb-0

6

14-M

ar-0

6

18-A

br-0

6

23-M

ay-0

6

27-J

un-0

6

01-A

go-0

6

05-S

ep-0

6

10-O

ct-0

6



Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios base de carbón

GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE GENERACIÓN TÉRMICA Y EMBALSE AGREGADO COLOMBIAAGREGADO COLOMBIA

0102030405060708090

100

09-N

ov-0

4

21-D

ic-0

4

01-F

eb-0

5

15-M

ar-0

5

26-A

br-0

5

07-J

un-0

5

19-J

ul-0

5

30-A

go-0

5

11-O

ct-0

5

22-N

ov-0

5

03-E

ne-0

6

14-F

eb-0

6

28-M

ar-0

6

09-M

ay-0

6

20-J

un-0

6

01-A

go-0

6

12-S

ep-0

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


Balance energético COLOMBIABalance energético COLOMBIAG

Wh

/día

Caso Escenario hidrológico construído CND-IDEAM Precios altos de carbón

020406080

100120140160

08-N

ov-0

4

13-D

ic-0

4

17-E

ne-0

5

21-F

eb-0

5

28-M

ar-0

5

02-M

ay-0

5

06-J

un-0

5

11-J

ul-0

5

15-A

go-0

5

19-S

ep-0

5

24-O

ct-0

5

28-N

ov-0

5

02-E

ne-0

6

06-F

eb-0

6

13-M

ar-0

6

17-A

br-0

6

22-M

ay-0

6

26-J

un-0

6

31-J

ul-0

6

04-S

ep-0

6

09-O

ct-0

6



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

5

06-J

un-0

5

18-J

ul-0

5

29-A

go-0

5

10-O

ct-0

5

21-N

ov-0

5

02-E

ne-0

6

13-F

eb-0

6

27-M

ar-0

6

08-M

ay-0

6

19-J

un-0

6

31-J

ul-0

6

11-S

ep-0

6

23-O

ct-0

6

GW

h/d

ía



CONCLUSIONES Y CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESRECOMENDACIONES66


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.


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).


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.


• 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

panorama energÉtico y elÉctrico sistema interconectado nacional

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