presentación de powerpoint20de%20generaci... · 2014-02-12 · Índices de indisponibilidad...

Plan de Expansión de Referencia

Generación 2013 - 2027

Subdirección de Electricidad

Grupo de Generación

Unidad de Planeación Minero Energética

Bogotá, 8 de Noviembre de 2013

Agenda

Metodología General de Planificación

Supuestos

Revisión de Potencia y Energía

Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

Inicio

Proyecciones de demanda

de Potencia y Energía

Expansión Cargo por

Confiabilidad (Subastas)

Planificación de la

Transmisión (mandatorio)

Planificación Indicativa de la

Generación

Análisis de los Recursos Energéticos,

Proyección de Precios y Características

Plantas existentes

Proyectos en Construcción y

Expansión definida

Construcción de Escenarios

o Alternativas

Se establecen

requerimientos adicionales

de Generación

Visión Largo Plazo

Diagnóstico de la Red Actual

Análisis de Mediano Plazo

Señales de Expansión a

los Sistemas Regionales

de Transporte - STR

Obras de Expansión en el

STN y STR

(Convocatorias)

Interconexiones

Internacionales

Expansión eléctrica y

energética de países

vecinos

Escenarios alternativos de

demanda

Escenarios de

diversificación de la matriz

energética (incorporación de

Fuentes No Convencionales

de Energía)

Cálculo de Indicadores de

Confiabilidad Energética

Se cumplen

los criterios de

Confiabilidad

?

Se determina la expansión

del parque generador para

la alternativa i

i = 1, n, 1

Para la Alternativa i

si

no

Otras variables a considerar para la

construcción de Escenarios

Metodología

Metodología

Indicador Definición Expresión matemática

VERE

Es la razón entre el promedio de

energía racionada en un mes, y la

demanda nacional esperada en

dicho periodo.

𝑉𝐸𝑅𝐸 =

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖 𝑛

𝑛𝑖=1

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

n = Número de casos simulados.

VEREC

Es la razón entre el promedio de

energía racionada en un mes, y la

demanda nacional esperada en

dicho periodo.

Solo se consideran los casos donde

se presentan déficit.

𝑉𝐸𝑅𝐸𝐶 =

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑅𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑑𝑎𝑖𝑚

𝑚𝑖=1

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝑚𝑒𝑠

𝑚 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛 𝑑é𝑓𝑖𝑐𝑖𝑡

Número de

casos con

déficit

Número de eventos durante todo el

horizonte de planeamiento donde

se presenta racionamiento de

energía.

Agenda


Supuestos


Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

Supuestos

Sistema de generación colombiano.

Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del Cargo por Confiabilidad de cada agente.

Proyectos inscritos en el registro de la UPME.

Proyecciones de demanda de energía y potencia, escenarios bajo, medio y alta de la revisión de noviembre de

2012.

Características de plantas hidráulicas y térmicas a diciembre 2012.

Proyecciones de precios de gas natural, combustibles líquidos y carbón mineral en dólares constantes de

diciembre de 2012.

Mínimos operativos vigentes a diciembre de 2012.

No se consideran limitaciones en el suministro de gas natural.

Costos indicativos de generación, así como costos fijos y variables determinados por la UPME.

Se utilizan 100 series sintéticas de caudales generadas con el modelo ARP, lo anterior a partir de datos históricos

del periodo 1937 - 2012. Esta hidrología contiene los períodos secos de los horizontes 1991-1992,1997-

1998 y 2009 - 2010.

Supuestos

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000e

ne

.-9

1

dic

.-91

nov.-

92

oct.-9

3

se

p.-

94

ago

.-9

5

jul.-9

6

jun.-

97

ma

y.-

98

abr.

-99

ma

r.-0

0

feb

.-0

1

ene

.-0

2

dic

.-02

nov.-

03

oct.-0

4

se

p.-

05

ago

.-0

6

jul.-0

7

jun.-

08

ma

y.-

09

abr.

-10

ma

r.-1

1

feb

.-1

2

ene

.-1

3

GW

h

Embalse Agregado ONI

199

1

199

2

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

ALTERACIÓN ENSO

Condiciones El Niño

Condiciones Neutras

Condiciones La Niña

6.19

7.49 7.19 6.69

7.21 7.53 7.35 7.08 7.28

8.46

7.06 6.63

3.75 4.38

4.74 5.41 5.46

-

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.002000

200

1

2002

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

TP

C

Reservas Totales Reservas Probadas

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

Ene-1

3

May-1

3

Sep-1

3

Ene-1

4

May-1

4

Sep-1

4

Ene-1

5

May-1

5

Sep-1

5

Ene-1

6

May-1

6

Sep-1

6

Ene-1

7

May-1

7

Sep-1

7

Ene-1

8

May-1

8

Sep-1

8

Ene-1

9

May-1

9

Sep-1

9

Ene-2

0

May-2

0

Sep-2

0

Ene-2

1

May-2

1

Sep-2

1

US

$/M

BT

U 2

011

Esc. Referencia Esc. Bajo Esc. Alto

0

20

40

60

80

100

120

140

2008 2009 2010 2011 2012

Fase 1 Fase 2 Fase 3

96.2%

3.0% 0.8%

HIDRÁULICO

TÉRMICO

EÓLICO

Supuestos

Agenda


Supuestos


Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

8,5009,500

10,50011,50012,50013,50014,50015,50016,50017,50018,50019,50020,50021,500

dic

.-1

2ju

n.-

13

dic

.-1

3ju

n.-

14

dic

.-1

4ju

n.-

15

dic

.-1

5ju

n.-

16

dic

.-1

6ju

n.-

17

dic

.-1

7ju

n.-

18

dic

.-1

8ju

n.-

19

dic

.-1

9ju

n.-

20

dic

.-2

0ju

n.-

21

dic

.-2

1ju

n.-

22

dic

.-2

2ju

n.-

23

dic

.-2

3ju

n.-

24

dic

.-2

4ju

n.-

25

dic

.-2

5ju

n.-

26

dic

.-2

6

MW

CAPACIDAD INSTALADA CAPACIDAD DISPONIBLEDEMANDA ALTA DEMANDA MEDIADEMANDA BAJA

Se tienen en cuenta los proyectos que están en construcción asociados al Cargo por Confiabilidad, la segunda

etapa de Ituango y los índices de inidisponibilidad de las plantas existentes.

Revisión Potencia

Se presenta la proyección de demanda de energía, la demanda objetivo CREG, la Energía en Firme de las plantas

existentes y las obligaciones de las centrales nuevas resultado de las subastas del cargo por confiabilidad (no se

considera la segunda etapa del proyecto Ituango).

Teniendo en cuenta lo anterior, se debería programar una nueva subasta para el año 2015, teniendo en cuenta

que 5 años, es un periodo suficiente para poner en ervicio las obras de conexión, considerando que la mismas

impliquen activos de uso.

Revisión Energía

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

90,000

95,000

100,000

105,000

110,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

GW

h

ENFICC ANUAL (GWh) Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo Demanda objetivo CREG

La Demanda en el escenario alto es superior a la Energía en Firme

Agenda


Supuestos


Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

Escenarios de corto plazo

Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja

Precios combustible referencia

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)

Proyectos existentes y en construcción

Sin Interconexiones Internacionales

Escenario de Demanda Alta, Media y Baja


Recursos Convencionales (Agua , Gas, Carbón)

Atrasos de proyectos


Escenario de Demanda Alta


Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón)

No entrada de proyectos y retraso de otros


Escenario Base

Retraso proyectos CXC

Retrasos y no entrada

proyectos CXC

Escenarios de largo plazo

Escenarios de Demanda Alta, Media y Baja


Sin restricciones en el suministro de combustibles

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)

y no Convencionales (Eólico, Geotermia, Cogeneración)

Sin Interconexiones internacionales

Escenario de Demanda Alta


Interconexiones con Ecuador y Centroamérica

Recursos Convencionales (Agua, Gas, Carbón, Líquidos y Cogeneración)

Sensibilidad recursos no convencionales

Escenarios de Demanda Alta


Recursos No Convencionales (Eólica vs. Agua, Gas, Carbón)

Sin Interconexiones internacionales

Escenario de demanda Alta

Metas actualizadas del PROURE a 2017 y 2020


Sin interconexiones

Recursos convencionales

Escenarios Base

Largo Plazo

Interconexiones

Internacionales

FNCE

(Eólico)

URE

Agenda


Supuestos


Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

ene

.-1

3

abr.

-13

jul.-1

3

oct.-1

3

ene

.-1

4

abr.

-14

jul.-1

4

oct.-1

4

ene

.-1

5

abr.

-15

jul.-1

5

oct.-1

5

ene

.-1

6

abr.

-16

jul.-1

6

oct.-1

6

ene

.-1

7

abr.

-17

jul.-1

7

oct.-1

7

ene

.-1

8

abr.

-18

jul.-1

8

oct.-1

8

US

$/M

Wh

Costo Marginal Alternativa 3 Costo Marginal Alternativa 2

Costo Marginal Alternativa 1

Si bien durante todo el periodo de análisis el

comportamiento de las alternativas 2 y 3 es similar, en

algunos periodos específicos de verano, el costo marginal

de la alternativa 3 puede llegar a ser en promedio 1.2 veces

el costo marginal de la alternativa 2.

Resultados Alternativas 1, 2 y 3

Nombre Capacidad [MW] Tipo Fecha de entrada en

operación

Amoyá 78.0 Hidroeléctrico Abril 2013

Cucuana 60.0 Hidroeléctrico Octubre 2013

Gecelca 3 164.0 Térmico Diciembre 2013

Termocol 201.6 Térmico Diciembre 2013

Sogamoso, unidad 3 266.7 Hidroeléctrico Febrero 2014

Sogamoso, unidad 3 y 2 533.3 Hidroeléctrico Abril 2014

Sogamoso, unidad 3, 2 y 1 800.0 Hidroeléctrico Mayo 2014

El Popal 19.9 Hidroeléctrico Junio 2014

El Quimbo 420.0 Hidroeléctrico Diciembre 2014

San Miguel 42.0 Hidroeléctrico Diciembre 2015

Ambeima 45.0 Hidroeléctrico Diciembre 2015

Carlos Lleras 78.1 Hidroeléctrico Diciembre 2015

Tasajero II 160.0 Térmico Diciembre 2015

Gecelca 3.2 250.0 Térmico Diciembre 2015

Termonorte 88.3 Térmico Diciembre 2017

Ituango, unidad 1 300.0 Hidroeléctrico Septiembre 2018

Porvenir II 351.8 Hidroeléctrico Diciembre 2018

Ituango, unidades 1 y 2 600.0 Hidroeléctrico Diciembre 2018

Ituango, unidades 1, 2 y 3 900.0 Hidroeléctrico Marzo 2019

Ituango, unidades 1, 2, 3 y 4 1,200.0 Hidroeléctrico Junio 2019

Ituango, unidades 1, 2, 3, 4 y 5 1,500.0 Hidroeléctrico Septiembre 2021

Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5 y 6 1,800.0 Hidroeléctrico Diciembre 2021

Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7 2,100.0 Hidroeléctrico Marzo 2022

Ituango, unidades 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 8 2,400.0 Hidroeléctrico Junio 2022

Nombre Tipo de central Capacidad

(MW)

Fecha de Entrada

considerando atrasos

Atraso respecto a la

fecha inicialmente proyectada

Cucuana Hidráulica 60.0 Octubre 2014 12 meses

Gecelca 3 Térmica 164.0 Diciembre 2014 12 meses

Termocol Térmica 201.6 Diciembre 2014 12 meses

Sogamoso Hidráulica

266.7 Septiembre 2014 7 meses

533.3 Octubre 2014 6 meses

800.0 Noviembre 2014 6 meses

El Quimbo Hidráulica 420.0 Noviembre 2015 11 meses

Proyectos Alternativa 1

Atraso Proyectos Alternativa 2

En relación a los indicadores de confiabilidad energética, los análisis del desempeño del sistema indican que

se cumplen con los requerimientos establecidos en la resolución CREG 025 de 1995, en relación con el VERE,

VEREC y Número de Casos con déficit. En otras palabras, se puede concluir que el sistema no requiere

proyectos de generación adicionales a los ya definidos por el mecanismo del Cargo por Confiabilidad, en el

horizonte 2013 – 2018, considerando aún atraso de proyectos y la no ejecución de Termocol.

Resultados Alternativas 1, 2 y 3

Generación Hidráulica

Generación Térmica

3,800

4,050

4,300

4,550

4,800

5,050

5,300

5,550

5,800

ene

.-1

3

abr.

-13

jul.-1

3

oct.-1

3

ene

.-1

4

abr.

-14

jul.-1

4

oct.-1

4

ene

.-1

5

abr.

-15

jul.-1

5

oct.-1

5

ene

.-1

6

abr.

-16

jul.-1

6

oct.-1

6

ene

.-1

7

abr.

-17

jul.-1

7

oct.-1

7

ene

.-1

8

abr.

-18

jul.-1

8

oct.-1

8

GW

h

GEN HIDRO ALTERNATIVA 1 GEN HIDRO ALTERNATIVA 2GEN HIDRO ALTERNATIVA 3

400

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

ene

.-1

3

abr.

-13

jul.-1

3

oct.-1

3

ene

.-1

4

abr.

-14

jul.-1

4

oct.-1

4

ene

.-1

5

abr.

-15

jul.-1

5

oct.-1

5

ene

.-1

6

abr.

-16

jul.-1

6

oct.-1

6

ene

.-1

7

abr.

-17

jul.-1

7

oct.-1

7

ene

.-1

8

abr.

-18

jul.-1

8

oct.-1

8

GW

h

GEN TERMO ALT 1 GEN TERMO ALT 2 GEN TERMO ALT 3

La generación hidráulica se

reduce por efecto de los atrasos

de Sogamoso y Quimbo

La generación térmica se incrementa en los

veranos, particularmente en los años 2015/16

Expansión en Generación

ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo

Expansión por tipo de combustible

Fuente: UPME Fuente: UPME

Bajo estos supuestos, se observa que el sistema requiere la instalación progresiva de 3,100 MW adicionales a

los establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de Confiabilidad. El primer refuerzo

se requeriría a partir del año 2021.

Hidroelectricidad Carbón Cogeneración

Combustibles

líquidos

(sustituto)

[MW] [MW] [MW] [MW]

2013 157.9 164 201.6

2014 1,239.90 14

2015 165.1 410

2016

2017 88.3

2018 951.8

2019 600

2020

2021 600

2022 600 300

2023

2024

2025 1,100

2026

2027

Subtotal

[MW]5,414.70 874 14 289.9

Total [MW]

250

500

7,092.60

250

Año

Tecnología

Gas

[MW]

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

MW

Combustibles líquidos (sustituto) CogeneraciónCarbón GasHidroelectricidad

ALTERNATIVA 4 - Escenario Base de Largo Plazo

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

ene

.-1

3ju

n.-

13

nov.-

13

abr.

-14

se

p.-

14

feb

.-1

5ju

l.-1

5d

ic.-

15

ma

y.-

16

oct.-1

6m

ar.

-17

ago

.-1

7e

ne

.-1

8ju

n.-

18

nov.-

18

abr.

-19

se

p.-

19

feb

.-2

0ju

l.-2

0d

ic.-

20

ma

y.-

21

oct.-2

1m

ar.

-22

ago

.-2

2e

ne

.-2

3ju

n.-

23

nov.-

23

abr.

-24

se

p.-

24

feb

.-2

5ju

l.-2

5d

ic.-

25

ma

y.-

26

oct.-2

6m

ar.

-27

ago

.-2

7

US

$/M

Wh

DEMANDA ALTA DEMANDA MEDIA DEMANDA BAJA

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

ene

.-1

3ju

n.-

13

nov.

-13

abr.

-14

sep.-

14

feb

.-1

5ju

l.-1

5d

ic.-

15

ma

y.-1

6o

ct.-

16

ma

r.-1

7a

go

.-1

7e

ne

.-1

8ju

n.-

18

nov.

-18

abr.

-19

sep.-

19

feb

.-2

0ju

l.-2

0d

ic.-

20

ma

y.-2

1o

ct.-

21

ma

r.-2

2a

go

.-2

2e

ne

.-2

3ju

n.-

23

nov.

-23

abr.

-24

sep.-

24

feb

.-2

5ju

l.-2

5d

ic.-

25

ma

y.-2

6o

ct.-

26

ma

r.-2

7a

go

.-2

7

GW

h

GENERACIÓN HIDRO ALTERNATIVA 4GENERACIÓN TÉRMICA ALTERNATIVA 4

Los promedios mensuales del costo marginal en todo el periodo de

análisis son 60, 51 y 38 US$/MWh, en demanda alta, media y baja,

respectivamente.

Se identificó a partir del 2016, y para los escenarios de demanda

media y alta, un incremento en la tendencia del costo marginal, debido

fundamentalmente a la no entrada de proyectos en ese año, y el

mismo crecimiento de la demanda. No obstante, se observa una

disminución importante del costo marginal a partir del año 2018,

gracias a la entrada de nuevos recursos hidroeléctricos,

específicamente la primera etapa de Ituango y Porvenir II.

Si bien en el periodo comprendido entre los años 2019 y 2025 el costo

marginal aumenta nuevamente, debido al crecimiento de la demanda,

la entrada de la segunda etapa del proyecto Ituango permite “suavizar”

dicho crecimiento.

De todas maneras, a partir del año 2025 el costo marginal se reduce

nuevamente, debido a la entrada de 1,100 MW hidroeléctricos.

Se observa, para el escenario alto de demanda, que la

generación hídrica se incrementa de manera permanente

con el crecimiento de la demanda. Así mismo, para el

final del periodo se espera que las plantas térmicas

aporten alrededor del 12 % del total de la energía

generada

ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo

Expansión en Generación Expansión por tipo de combustible

Fuente: UPME Fuente: UPME

Bajo estos supuestos, se observa que el sistema requiere la instalación progresiva de 3,340 MW adicionales a

los establecidos por el Cargo, con el objetivo de cumplir con los indicadores de Confiabilidad. El primer refuerzo

se requeriría a partir del año 2021.

2013 157.9 164 201.6

2014 1,239.90 14

2015 165.1 410 140

2016

2017 88.3

2018 951.8

2019 600

2020 100

2021 600 100 50

2022 600 250 50

2023 100

2024

2025 1,100 250

2026

2027

Subtotal

[MW]5,414.70 500 574 154 300 100 289.9

Total [MW] 7,332.60

CarbónCombustibles

LíquidosEólica Geotérmica

Año

Capacidad por Tecnología (MW)

Hidroeléctrica Gas Cogeneración

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

MW

Hidroeléctrica Gas Carbón

Cogeneración Eólica Geotérmica

Combustibles Líquidos

En el norte del país, tres (3) proyectos de generación eólica

de 100 MW cada uno, con años de entrada 2020, 2021 y

2023.

En el interior del país, dos (2) proyectos de generación

Geotérmica de 50 MW cada uno, con fechas de entrada

2021 y 2022.

De los análisis llevados a cabo por la UPME, se ha

identificado un potencial de venta de excedentes al SIN de

140 MW, provenientes de plantas de cogeneración, lo

anterior considerando la expansión de los ingenios

azucareros en el Valle del Cauca y la construcción de una

planta de etanol en el departamento del Meta. Por lo anterior

se tienen en cuenta estos 140 MW de cogeneración a partir

del año 2015.

Los promedios mensuales del costo marginal en todo el periodo de

análisis son 57.4, 45 y 31.9 US$/MWh, en demanda alta, media y

baja, respectivamente.

Se identifican las mismas tendencias de comportamiento del costo

marginal que en la alternativa 4,es decir, un incremento a partir del

año 2016, una disminución a partir del 2018, una nueva alza a partir

del año 2019, para luego reducirse en el año 2025.

El aporte de la generación térmica puede llegar a ser superior a los

1,000 Gwh-mes en las épocas de verano, particularmente a partir del

año 2022.

Bajo la alternativa 4, antes de dicho año, la generación térmica supera

este umbral, a diferencia de la opción 4B. Ello obedece al aporte de la

generación no convencional, principalmente el recurso eólico, el

cual es complementario con la hidroelectricidad del interior del país.

ALTERNATIVA 4B - Escenario Alternativo de Largo Plazo

20

30

40

50

60

70

80

01/2

01

3

08/2

01

3

03/2

01

4

10/2

01

4

05/2

01

5

12/2

01

5

07/2

01

6

02/2

01

7

09/2

01

7

04/2

01

8

11/2

01

8

06/2

01

9

01/2

02

0

08/2

02

0

03/2

02

1

10/2

02

1

05/2

02

2

12/2

02

2

07/2

02

3

02/2

02

4

09/2

02

4

04/2

02

5

11/2

02

5

06/2

02

6

01/2

02

7

08/2

02

7

(US

$/M

Wh

)

Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

02

1

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

02

6

01/2

02

7

07/2

02

7

GW

h -

me

s

Hidráulica Térmica No Convencionales (Cogeneración + Geotérmica + Eólica)

COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

02

1

07/2

021

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

02

6

01/2

02

7

07/2

02

7

US

$/M

Wh

Alt. 4B - Dem. Alta Alt. 4B - Dem. Media Alt. 4B - Dem. Baja

Alt. 4 - Dem. Alta Alt. 4 - Dem. Media Alt. 4 - Dem. Baja

Entre las alternativas 4B y 4 existe una diferencia de capacidad instalada de 240 MW, sin embargo, para los tres escenarios de

demanda estudiados se observa un menor costo marginal con la opción 4B. Los ahorros promedios son de 3.37, 6.87 y 6.88

US$/MWh, en demanda alta, media y baja, respectivamente.

COMPARACIÓN ALTERNATIVA 4 y 4B

Se identifica una reducción en la generación térmica para la opción 4B, la cual es en promedio 191.1 GWh-mes. Así mismo, en

algunos momentos dicha diferencia puede llegar a ser superior a 500 GWh-mes. Ello se debe al aporte de la generación

renovable.

Desde el punto de vista de confiabilidad energética, ambas alternativas garantizan que el número de casos con déficit, VERE y

VEREC, sean inferiores a 5, 1.5 % y 3 %, respectivamente. No obstante, la opción 4 necesita menor capacidad instalada para

satisfacer dichas condiciones. Es decir, desde el punto de vista de confiabilidad, las alternativas 4 y 4B son equiparables.

.

4,000

4,250

4,500

4,750

5,000

5,250

5,500

5,750

6,000

6,250

6,500

6,750

7,000

7,250

7,500

7,750

8,000

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

021

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

026

01/2

02

7

07/2

02

7

GW

h -

me

s

Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4

0

125

250

375

500

625

750

875

1,000

1,125

1,250

1,375

1,500

1,625

1,750

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

020

01/2

02

1

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

023

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

02

6

01/2

02

7

07/2

02

7

GW

h -

me

s

Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B

4,000

4,250

4,500

4,750

5,000

5,250

5,500

5,750

6,000

6,250

6,500

6,750

7,000

7,250

7,500

7,750

8,000

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

02

0

01/2

021

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

02

3

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

026

01/2

02

7

07/2

02

7

GW

h -

me

s

Hidráulica Alt 4B Hidráulica Alt 4

0

125

250

375

500

625

750

875

1,000

1,125

1,250

1,375

1,500

1,625

1,750

01/2

01

3

07/2

01

3

01/2

01

4

07/2

01

4

01/2

01

5

07/2

01

5

01/2

01

6

07/2

01

6

01/2

01

7

07/2

01

7

01/2

01

8

07/2

01

8

01/2

01

9

07/2

01

9

01/2

02

0

07/2

020

01/2

02

1

07/2

02

1

01/2

02

2

07/2

02

2

01/2

02

3

07/2

023

01/2

02

4

07/2

02

4

01/2

02

5

07/2

02

5

01/2

02

6

07/2

02

6

01/2

02

7

07/2

02

7

GW

h -

me

s

Térmica Alt 4B Térmica Alt 4 No Convencionales Alt 4B

COMPLEMENTARIEDAD – Recurso Eólico

e Hidroelectricidad

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

2.7

3.0

3.3

0 5 10 15 20 25 30 35P

ote

ncia

[M

W]

Velocidad viento [m/s]

Aerogenerador de 1.3 MW [MW] Aerogenerador de 3 MW [MW]

120 metros de altura al eje del rotor

60 metros de altura al eje del rotor

𝑣 𝑧

𝑣 𝑧𝑟 =

ln𝑧𝑧𝑜

ln𝑧𝑟𝑧𝑜

𝑄 𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡 =𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐸ó𝑙𝑖𝑐𝑎𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛𝑃

𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐,𝑃,𝑡 = 𝑞 𝑃,𝑇𝑒𝑐,𝑡 − 𝑞 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑃,𝑡

Inicio

Datos de entrada

Información 2001 -2009

Medición de vientos de la

región Guajira (a 10 mts)

Caudales turbinados de las

plantas Guatapé, Guavio y

Chivor

Cálculo de velocidad de

vientos a diferentes alturas,

según tecnología de

aerogenerador

Cálculo de la energía

generada por parque eólico

virtual, según tecnología de

aerogenerador y capacidad

instalada

Cálculo de caudal medio

equivalente de las plantas

Guatapé, Guavio y Chivor,

para generar la energía

eólica del parque virtual

Normalización de caudales

medios equivalentes


turbinados por Guatapé,

Guavio y Chivor

Cálculo del índice de

complementariedad

Selección del análogo

equivalente del recurso eólico

de la Guajira


e Hidroelectricidad

Tecnología (Tec)

Planta real (P)

Número de días

Total de días 𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐 ,𝑃

> 0.6

Aerogenerador de 1.3 MW

Guatapé 470 3,102 15.2 %


Guavio 641 3,102 20.7 %


Chivor 725 3,102 23.4 %

Aerogenerador de 3 MW

Guatapé 1,313 3,102 42.3 %


Guavio 1,776 3,102 57.3 %


Chivor 1,829 3,102 59.0 %

Se define que existe complementariedad tan solo

cuando durante mas del 50 % del tiempo

analizado (periodo 2009 – 2011), el valor de

Ic_(Tec,P,t) es superior a 0.6.

Esto quiere decir, por ejemplo, que en un mismo

instante de tiempo se tiene un caudal real muy

alto, y un bajo caudal equivalente asociado a la

planta eólica virtual.

Inicio

Datos de entrada






Chivor




aerogenerador





instalada







medios equivalentes



Guavio y Chivor


complementariedad



de la Guajira

Despacho de energía Alternativa 4B (GWh)


e Hidroelectricidad

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ene

.-1

3

ene

.-1

4

ene

.-1

5

ene

.-1

6

ene

.-1

7

ene

.-1

8

ene

.-1

9

ene

.-2

0

ene

.-2

1

ene

.-2

2

ene

.-2

3

ene

.-2

4

ene

.-2

5

ene

.-2

6

ene

.-2

7

(GW

h)

Guavio Total Eolicas

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ene

.-2

2

abr.

-22

jul.-2

2

oct.-2

2

ene

.-2

3

abr.

-23

jul.-2

3

oct.-2

3

ene

.-2

4

abr.

-24

jul.-2

4

oct.-2

4

ene

.-2

5

(GW

h)



e Hidroelectricidad

0

100

200

300

400

500

600

700

800

ene

.-2

2

abr.

-22

jul.-2

2

oct.-2

2

ene

.-2

3

abr.

-23

jul.-2

3

oct.-2

3

ene

.-2

4

abr.

-24

jul.-2

4

oct.-2

4

ene

.-2

5

(GW

h)


Tecnología (Tec)

Planta real (P)

Número de días

Total de días 𝐼𝑐𝑇𝑒𝑐 ,𝑃

> 0.6


Guatapé 470 3,102 15.2 %


Guavio 641 3,102 20.7 %


Chivor 725 3,102 23.4 %


Guatapé 1,313 3,102 42.3 %


Guavio 1,776 3,102 57.3 %


Chivor 1,829 3,102 59.0 %

Inicio

Datos de entrada






Chivor




aerogenerador





instalada







medios equivalentes



Guavio y Chivor


complementariedad



de la Guajira

Proyección de Demanda con implementación de las metas de ahorro del PROURE

ALTERNATIVA 6 – IMPLEMENTACIÓN DE

LAS METAS DE AHORRO DEL PROURE

60,000

62,500

65,000

67,500

70,000

72,500

75,000

77,500

80,000

82,500

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

Dem

anda (

GW

h-a

ño)

URE a 2017 URE a 2020 Demanda Media Demanda Baja

Ahorro en Costo Marginal respecto a la Alternativa 4



0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20.0

22.5

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh

Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 con 3,100 MW

Ahorro Costo Morginal respecto Alt 4 - URE 2020 con 3,100 MW

-30.0

-25.0

-20.0

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh

Ahorro Costo Marginal respecto Alt 4 - URE 2017 sin 3,100 MW




0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20.0

22.5

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh



-30.0

-25.0

-20.0

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh



0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20.0

22.5

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh



-30.0

-25.0

-20.0

-15.0

-10.0

-5.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

US

$/M

Wh



Ahorro en Costo Marginal respecto a la Alternativa 4 sin 3,100 MW de expansión



Se observa como considerando los 3,100 MW, en el periodo 2013 – 2020 se da un mayor ahorro con

las metas al 2017, para luego equipararse en el año 2020. Cuando no se consideran los 3,100 MW, si

bien se sigue observando dicha tendencia, a partir del año 2024 el ahorro es negativo,

independientemente del año de la implementación de ambos programas; es decir, el costo marginal es

mayor respecto a la alternativa 4, lo cual se debe, como ya se mencionó, a la no instalación de

proyectos hidroeléctricos.

Independientemente de ello, no se observan déficit o necesidades de expansión adicionales a los

proyectos del cargo por Confiabilidad en el horizonte de estudio.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

may

.-1

2

ene.

-13

sep

.-1

3

may

.-1

4

ene.

-15

sep

.-1

5

may

.-1

6

ene.

-17

sep

.-1

7

may

.-1

8

ene.

-19

sep

.-1

9

may

.-2

0

ene.

-21

sep

.-2

1

may

.-2

2

ene.

-23

sep

.-2

3

may

.-2

4

ene.

-25

sep

.-2

5

may

.-2

6

(GW

h)

Exportaciones Importaciones

Proyecto Coca-Codo

Sinclair (1500 MW) – 2016

Proyectos Toachi – Pilatón

(253 MW) y Paute -

Sopladora (487 MW) – 2015

Interconexiones Internacionales:

Colombia – Ecuador


Colombia – Centro América

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

may

.-1

2

ene.

-13

sep

.-1

3

may

.-1

4

ene.

-15

sep

.-1

5

may

.-1

6

ene.

-17

sep

.-1

7

may

.-1

8

ene.

-19

sep

.-1

9

may

.-2

0

ene.

-21

sep

.-2

1

may

.-2

2

ene.

-23

sep

.-2

3

may

.-2

4

ene.

-25

sep

.-2

5

may

.-2

6

(GW

h)

Exportaciones Importaciones

Entrada en operación de

la interconexión (300MW)

Proyecto hidroeléctrico Chan II

(214 MW) – 2020 (Panamá)


Flujo Anual de Energía

-200

200

600

1,000

1,400

1,800

2,200

2,600

3,000

3,400

3,800

4,200

4,600

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

(GW

h)

Col. - Ecu. Col. - Cen. Ame. Neto

Exportación agregada de electricidad

durante todos los periodos.

El máximo valor de exportaciones

netas se ubica alrededor de 4350

GWh durante el año 2026. Este valor

representa cerca del 4,5% de la

demanda proyectada para ese mismo

año.

Se observa una caída del flujo neto

de energía entre los años 2016 y

2018 la cual se puede asociar con la

entra en operación de los proyectos

hidroeléctricos en Ecuador

Agenda


Supuestos


Escenarios

Resultados

Trabajo Futuro

Diagnóstico STR Guajira:

La contingencia de uno de los transformadores en Cuestecitas 220/110

kV, provoca sobrecarga en el transformador que queda en servicio, lo

que puede ocasionar desatención de demanda en el área.

Como solución, el OR presentó la alternativa de instalación de un tercer

transformador 220/110 kV – 100 MVA en dicha subestación, adicional al

cambio de capacidad de los transformadores existentes de 60 MVA a

100 MVA.

Diagnóstico STN:

Bajo escenarios de máximo despacho en Termoguajira e importación

desde Venezuela superior a 150 MW, se observa limitación para la

evacuación de la generación ante contingencia, específicamente la falla

de las líneas Cuestecitas – Valledupar 220 kV y Guajira – Santa Marta

220 kV.

LIMITANTE DE RED

PARA CONEXIÓN DE

GENERACIÓN

ADICIONAL AL SISTEMA

Intermitencia de recurso

Inercia del sistema

Problemas de

frecuencia

Potencial Eólico

La conexión de generación en la Guajira, particularmente el

recurso eólico, representa un reto técnico. Se deberán

estudiar alternativas como las tecnologías HVDC

Incorporación energías renovables no convencionales al

SIN – Caso Guajira

COMP. DINAMICA ORIENTAL Y OBRAS DE STR

Fecha Entrada: 30/Sep/2015

Numero Unidades de generación: 18 / 26

Probabilidad disponibilidad unidades: 95%

1° REFUERZO ORIENTAL








En el año 2022, se requerirían 22 / 26

Unidades, cuya probabilidad de

disponibilidad es del 55 %

En el año 2026, se requerirían 26 / 26

Unidades, cuya probabilidad de

disponibilidad es del 0%

Expansión

Expansión de red Generación

localizada

Generación localizada como alternativa de expansión –

Caso área Oriental

¡GRACIAS!

www.upme.gov.co

S/E LA LOMA 500 kV

Conexión nueva demanda y nuevo

punto de inyección en Cesar

Fecha Entrada: 30/Nov/2015

S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA

Evacuación generación, nuevo

punto de inyección en Tolima -

Huila

Fecha Entrada: 30/Sept/2015

PROYECTO ITUANGO

Conexión Ituango

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

REFUERZO COSTA CARIBE

Reducción restricciones Costa

Caribe


REFUERZO SUROCCIDENTAL

Reducción de restricciones


REFUERZO PORCE III 500 kV

Eliminación restricciones de

generación

Fecha Entrada: 30/Jun/2018

COMP. DINAMICA ORIENTAL

Mejora condiciones de

seguridad área Oriental

Fecha Entrada: 2014 SVC y

2015 STATCOM



confiabilidad área Oriental




confiabilidad área Oriental


Ampliación:

SVC Tunal

STATCOM Bacatá

Convocatoria:

Transformador Copey

S/E la Loma

Refuerzo Costa Caribe

Refuerzo Porce III

Conexión Ituango

Refuerzo Suroccidental

Tuluní

Primer Refuerzo Oriental

Segundo Refuerzo Oriental

Rio Cordoba

Mejora Conectividad

Reforma

2do TRF COPEY

Reducción restricciones GCM

Fecha Entrada: 30/Nov/2015

Plan de Expansión de Transmisión

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

01

/12

/20

14

01

/03

/20

15

01

/06

/20

15

01

/09

/20

15

01

/12

/20

15

01

/03

/20

16

01

/06

/20

16

01

/09

/20

16

01

/12

/20

16

01

/03

/20

17

01

/06

/20

17

01

/09

/20

17

01

/12

/20

17

01

/03

/20

18

01

/06

/20

18

01

/09

/20

18

01

/12

/20

18

01

/03

/20

19

01

/06

/20

19

01

/09

/20

19

01

/12

/20

19

01

/03

/20

20

01

/06

/20

20

01

/09

/20

20

01

/12

/20

20

01

/03

/20

21

01

/06

/20

21

01

/09

/20

21

01

/12

/20

21

01

/03

/20

22

01

/06

/20

22

01

/09

/20

22

01

/12

/20

22

01

/03

/20

23

01

/06

/20

23

01

/09

/20

23

01

/12

/20

23

01

/03

/20

24

01

/06

/20

24

01

/09

/20

24

01

/12

/20

24

01

/03

/20

25

01

/06

/20

25

01

/09

/20

25

01

/12

/20

25

$//K

Wh

Incremento tarifario de la componente de Transmisión Vs Costo de no ejecución de la Expansión. Escenario bajo del crecimiento de la demanda

Compensación estática en el área Oriental (Bogotá y Meta) Compensación dinámica (SVC y STATCOM)Primer refuerzo de red área Oriental (Sogamoso - Norte - Nueva Espeanza 500 kV) Segundo refuerzo de red área Orienta (Virginia - Nueva Esperanza 500 kV)Conexión ituango Refuerzo de red área CaribeRefuezo de red área Suroccidental Reconfiguración de la línea Ocaña - Copey 500 kV en el corredor Ocaña - La Loma - Copey.Reconfiguración Ituango - Sogamoso 500 kV en el corredor Ituango - Porce III - Sogamoso. Conexión del proyecto Ambeima 40 MW Beneficios Totalizados Beneficios expansión área OrientalBeneficios expansión área Caribe Beneficios expansión conexión de ItuangoBeneficios expansión área Suroccidental Beneficios por atención de nueva demanda (Conexión Drummond)Beneficios por reducción de restricciones asociadas a la limitación de Porce III (EDAC) Beneficios energéticos del cargo por confiabilidad de los proyectos Ambiema y Amoyá

Plan de Expansión de Transmisión

presentación de powerpoint20de%20generaci... · 2014-02-12 · Índices de indisponibilidad...

Documents