planeaciÓn energÉtica indicativa anÁlisis … · se produjo generación estocástica...

PLANEACIÓN ENERGÉTICA

INDICATIVA

ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO

PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS

Gerencia CND

Documento XM-CND-008

Febrero 14 de 2018

Panorama energético colombiano

Principales supuestos

Supuestos análisis largo plazo (2018 – 2023)

Modelo optimización

Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas).

Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía,ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica,ni las de producción y transporte de gas.

Horizonte 5 años / Resolución mensual

Casos Simulados (estocásticos)

1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas.

2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima)

Demanda Escenario medio UPME: “PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA”. Revisión Julio de 2017http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdfhttp://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspxAnexos JulioSe modelan 6 bloques de demanda.

Interconexiones Internacionales

Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta intercambios deenergía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes.

Modelamiento de Combustibles por planta

Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Flores4, Candelaria1-2, Proeléctrica, Meriléctrica

Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira1y2 y Gecelca.

Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Sierra, Dorada, Emcali

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.

http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdf

http://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspx

http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Tablas_Proyeccion_EE_Julio_2017.xlsx

Supuestos análisis largo plazo (2018 – 2023)

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.

Precios Combustibles

Carbón: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Gas Natural: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL). Precios de UPME,

información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Generaciones Determinísticas

Se consideró la capacidad de las plantas menores, actualizada con la información reportada para la Subasta de Energía

Firme 2015-2016. Se incluyeron proyectos del Plan de Expansión como San Miguel y Carlos Lleras Restrepo, así como

Termonorte, Porvenir y Ambeima, la cual perdió la obligación de energía firme.

Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información

hasta enero/18

Consideraciones especiales Modelo AS

Se modelaron como hidráulicos los proyectos Amoyá, Cucuana, Sogamoso y Quimbo.

Se produjo generación estocástica –dependiente de la hidrología- de plantas menores hidráulicas con suficiente

información histórica de su generación. La Junca y La Tinta salieron del anterior conjunto.

En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se

dejaron con su capacidad plena.

Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I.

Plantas Subasta y GPPS

Se modela la planta térmica Gecelca 3 de manera explícita; Termocol se supone no entrando en el horizonte de la corrida

dada la incertidumbre que actualmente reina sobre dicho proyecto.

Proyectos Térmicos

Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW

Proyecto Ambeima

Capacidad Efectiva : 45 MW

Fecha de entrada Enero 30, 2020

Departamento Tolima

Proyecto Gecelca32 (Carbón)


Fecha de entrada: Febrero 28, 2018

Departamento: Córdoba

Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW

Proyecto: Ituango


Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 8563 GWh/año

Proyecto

CEN

(Capacidad

Efectiva

Neta)

FPO (Fecha Puesta en

Operación)

Promotor del proyecto Área operativa

Gecelca 32 (T) 273 28/02/2018 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre

Termonorte (T) 88.6 31/05/2018 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM

Pescadero Ituango (H) 1200 30/11/2018 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó

El Paso (S) 67 30/11/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

Termoyopal (T) 40 30/12/2018 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste

Windpeshi (E) 200 30/12/2018 ENEL GREEN POWER GCM

PV Latam Solar La Loma de 150

MW (S)150 30/12/2018 EGP FOTOVOLTAICA LA LOMA Caribe - GCM

Guajira I (E)* 20 30/01/2019 ISAGEN Caribe - GCM

Escuela de Minas 55 30/07/2019 EPM Antioquia - Chocó

Cogenerador INCAUCA 60 31/12/2019 INCAUCA Valle

Ambeima (H) 45 30/01/2020 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTC

La Luna (T) 660 30/06/2020 SLOANE INVESTMENTS CORPORATION GCM

CAA (H) 80 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

CAB (H) 36 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

CARG (H) 71 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó

Innercol I (T) 90 30/12/2020Industria Colombiana de Energía SAS ESP

INNERCOLNordeste - Boyacá

Santo Domingo (H) 56 30/09/2021 EPM Antioquia - Chocó

TermoPaipa IV II 154 MW 200 31/12/2021COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A.

E.S.P.Nordeste

Termotasajero III 180 30/12/2022 TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P. Nordeste

Chili (H) 66 30/12/2022 ENERGÍAS DEL RÍO CHILI Huila - Tolima -Caquetá

Irraipa (E) 99 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Kuisa (E) 200 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

E0200i (E) 201 28/02/2023 EPM Caribe - GCM

Apotolorru (E) 75 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Urraichi (E) 100 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM

Casa Eléctrica (E) 180 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Carrizal (E) 195 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM

Porvenir II (H) 352 30/12/2023 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó

* Pendiente por concepto de conexión definitivo de la UPME.

Proyectos de Generación Despachados Centralmente

ProyectoFecha esperada de

entrada en operación

CEN (Capacidad

Efectiva Neta)Promotor del proyecto o OR Área operativa

PCH Aures Bajo 19.4 MW 1/03/2018 19.40 EPM Antioquia - Chocó

Cogenerador Manuelita 12 MW 1/03/2018 12.0 MANUELITA SA 0/01/1900PCH San José de la Montaña II de 1.1 MW 31/03/2018 1.1 EPM Antioquia - Chocó

Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/2018 9.9 Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S. Caribe - AtlánticoTequendama 1, 2, 3 y 4 de 14.2 MW c/u 31/03/2018 14.2 EMGESA Oriental - Bogotá

Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/04/2018 9.88 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. Oriental - BogotáPlanta menor Awarala 19.9 MW 30/05/2018 20 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. Caribe - Córdoba Sucre

Juan García 4.9 MW 30/06/2018 5 GENMAS Antioquia - ChocóSolar Bolívar 9 MW 30/07/2018 9 EPSA Caribe - Bolívar

PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/2018 9.90 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCMPCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 5.83 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 8.7 EPSA Suroccidente - Valle del CaucaPCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 15.9 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 14.2 EPSA Suroccidente - Valle del CaucaPCH Rio Mulatos 2 7.34 MW 15/12/2018 7.34 EPM Antioquia - Chocó

Prosperidad de 19.5 MW 30/12/2018 19.5CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL

SOLARESCaribe - Atlántico

Aumento capacidad cogenerador Riopaila 16 MW 30/12/2018 16.0 RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. Suroccidente - Valle del Cauca

PCH Montebonito 19.9 MW 30/12/2018 19.9 CHEC CQR

Wayúu de 12 MW* 30/12/2018 12.00 WAYÚU S .A E.S.P. Caribe - GCM

PCH Hidronare 14 MW 30/12/2018 14.0 EPM Antioquia - Chocó

PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/2018 19.90 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM

Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. 30/12/2018 4.40 CEO Suroccidente - Cauca Nariño

PCH Río Frazadas de 9.9 MW 30/12/2018 9.90 EPSA Suroccidente - Valle

La Iguana de 19.5 MW 30/12/2018 19.5CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL

SOLARESCaribe - Bolívar

PCH San Andrés de Cuerquia de 19.9 MW 30/12/2018 20 CELSIA S.A. E.S.P. Antioquia - ChocóPCH La Paloma 13.6 MW 31/12/2018 13.6 EPM Antioquia - Chocó

Atlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/03/2019 10 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - AtlánticoAtlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 30/03/2019 19 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico

Bosques Solares de los Llanos 1 30/04/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

Bosques Solares de los Llanos 2 30/07/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

Bosques Solares de los Llanos 3 30/08/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 4 30/10/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

PCH Conde 3.52 MW 30/12/2019 3.5 EPM Antioquia - ChocóBosques Solares de los Llanos 5 30/12/2019 17.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta

PCH Aures Alto 19.9 MW 30/11/2020 19.9 EPM AntioquiaPCH Buco de 1.36 MW Por definir 1.4 CEO Cauca - Nariño

Cogeneración Coca Cola de 2.4 MW Por definir 2.4 AIR LIQUIDE Oriental - BogotáPV Since 19.9 MW Por definir 19.9 Parque Fotovoltaico la Sincé SAS 0/01/1900

PCH Barrancas 4.7 MW Por definir 4.70 HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. Antioquia - ChocóAutogenerador Familia de 1 MW Por definir 1.0 EPM Antioquia - Chocó

Sirgua 10 MW Por definir 10.0 EPM Antioquia - ChocóPCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir 8.9 PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P Antioquia - Chocó

PCH Cauyá 1.5 MW Por definir 2 CHEC Suroccidente - CQRPCH TZ II 10.5 MW Por definir 10.5 EPM Antioquia - Chocó

Autogenerador Argos Sogamoso de 5 MW Por definir 5.0 CELSIA S.A. E.S.P. NordestePCH Rio Mulatos 1 9.23 MW Por definir 9 EPM Antioquia - Chocó

* Pendiente concepto definitivo de la UPME.

Proyectos de Generación Menores a 20 MW

Largo Plazo Energético Modelo AS

Resultados

RESULTADOS EN MEDIO MAGNÉTICO

• Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xlsx y Gess.xlsx, con la siguiente información:

Hoja Excel Contenido

VERES 1. Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor

Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de

Frecuencias de los racionamientos de Energía.

2. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio.

EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh].

FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.].

EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh].

CostMarg$ Gráfica de la evolución del costo marginal del sistema interconectado [$/kWh].

GRAF_EMBALSES Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional.

COS_MARG Costos marginales promedio del SIN [Miles $/MWh] [$/kWh] [US$/MWh].

BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día].

GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día].

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

Caso Estocástico

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

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8

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0

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1

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2

Límite VERE VERE

%Dem.Energía

Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

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0

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2

%Dem.Energía

Límite VERE_CVERE_C

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C)

0

1

2

3

4

5

6

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2

Límite Número de Casos}

Número de Casos con Racionamiento de Energía

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

0.90

1.00

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0

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1

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2

100% 95% 80% 50%

%Dem. Energía

Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

Caso Gess

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

feb

-18

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8

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2

Límite VERE VERE

%Dem.Energía

Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

feb

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ag

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8

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ag

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9

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-20

ag

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0

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1

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ag

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2

%Dem.Energía

Límite VERE_CVERE_C

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C)

0

1

2

3

4

5

6

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8

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1

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-22

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2

Límite Número de Casos}

Número de Casos con Racionamiento de Energía

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

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9

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-20

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0

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-21

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1

feb

-22

ag

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2

100% 95% 80% 50%

%Dem. Energía

Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias

Evolución embalse agregado

Caso Estocástico

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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0

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1

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2

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2

no

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2

Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

%

Evolución embalse agregado

Caso Gess

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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no

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9

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1

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2

Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

%

Balance energético sistema colombiano

0

50

100

150

200

250

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8

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9

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0

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1

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2

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2

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

GWh/díaCASO ESTOCÁSTICO

Balance energético sistema colombiano

0

50

100

150

200

250

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v-1

8

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v-1

9

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-20

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0

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0

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v-2

1

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no

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2

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

GWh/díaCASO GESS

CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 VERANO/22-23

1. MATALAS 0 748 0 0 0 255

2. GESS 0 6648 1813 3139 3707 668

CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día]

CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 VERANO/22-23

1. MATALAS 210 130 16 34 87 0

2. GESS 240 165 57 67 82 0

CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes]

CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER

1. MATALAS 10 0 20 2 2 0 3 0 22 2 141 21

2. GESS 35 1 58 11 19 3 22 3 25 5 0 18

CONSUMO DE GAS [MPCD]

VERANO/22-23VERANO/21-22VERANO/20-21VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20

Consumos promedio de combustibles 2017-2023

Observaciones

El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados explícitamente losproyectos futuros Miel II, Porce4 y Pescadero; no así al proyecto Porvenir.

Las plantas menores hidráulicas se encuentran modeladas estocásticamente –con generación dependiente de la hidrología-

En el Caso Matalas no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95% o VERE_C superior al 3%; no hay ningún mescon racionamiento .

En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95%; VERE_C es superior al 3% en dic/18 (5.67%; 1caso), dic/19 (7.96%; 1 caso), ene/20 (10.04%; 1 caso), ene/21 (12.59%; 1 caso),feb/21 (3.33%; 1 caso), nov/21 (4.24%; 1 caso), dic/21 (16.21%; 1 caso), ene/22(22.56%; 1 caso), feb/22 (10.99%; 1 caso), mar/22 (6.79%; 1 caso), may/22(5.83%; 1 caso).

Observaciones

Para el verano/17–18, los máximos requerimientos mensuales promedio degas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 0 MPCD(Matalas) y 1 MPCD (Gess); en el verano/22-23 los máximos requerimientosmensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas delInterior serían 21 MPCD (Matalas) y 18 MPCD (Gess). Para los veranos detodo el horizonte de estudio, hasta el verano/21-22 las necesidadespromedio son inferiores a la disponibilidad de transporte que actualmente esde 120 MPCD.

Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en la Costa parael verano/17-18 serían 10 MPCD (Matalas) y 35 MPCD (Gess); para elverano/22-23 serían de 141 MPCD (Matalas) y 0 MPCD (Gess), inferiores allímite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que esde 350 MPCD.

planeaciÓn energÉtica indicativa anÁlisis … · se produjo generación estocástica...

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