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Simulaciones Cálculo de Generaciones de Seguridad en el área Caribe 2015 - 2020

Objetivo

• Presentar los resultados de las simulaciones solicitadas por CREG para la determinación de las generación de seguridad del área Caribe para los años 2015 al 2020.

Como herramienta de análisis, se presenta el com portam iento histórico de algunas variables importantes en la operación de la costa, como es el consumo de gas term oeléctrico y la disponibilidad de circuitos, así como generación real de Urrá.

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Ejercicio de simulación de GS de la Costa 2015-2020

Supuestos Generales Básicos• Horizonte: 2015 a 2020. Resolución: Anual.

• Periodos de análisis: Demanda Máxima, Media y Mínima.

• Escenario de Crecimiento de demanda: Alto de UPME.

• Expansión de generación y transmisión definida (proyectos que entren en el segundosemestre se asumen para el año siguiente).

• A partir de 2018 se considera la operación del proyecto Hidroltuango en 1200MW y red asociada. Es importante tener en cuenta que esta red aún no esta definida en el plan de expansión de la UPME.

• A partir de 2020 se considera Hidroltuango con 2400 MW.

• Exportación Panamá: 300 MW (A partir de 2015)

• Carga Especial: Drummond de 120 MW (en Copey 500 kV a partir de 2015).

• No se consideran exportaciones a Ecuador ni a Venezuela

Supuestos y criterios específicos del análisis eléctrico

• No se consideran generaciones de seguridad por restricciones en el STR.

• La generación de seguridad se obtiene por razones estructurales en el STN.

• Las simulaciones se realizan mediante estudios de estabilidad dinámica.

• Los aportes de reactiva de los recursos nuevos se asumen similares a generadores de igual tecnología y capacidad.

• Se consideran dos escenarios de red, uno con red completa y o tro con laindisponibilidad más severa en el sistema de 500 kV.

Supuestos y criterios específicos de los estudios de despacho energético

• Los precios de los recursos se obtienen a partir de los costos de combustiblesreportados por UPME para el planeamiento energético. En el caso del gas se usa unprecio de suministro de GNL de 9.8 US$/Mbtu.

• Escenario Hidrológico Alto. Despacho por costos en el orden: Agua - Carbón - Gas - Líquidos.

• Solo gas natural para máquinas turbogas.

• El recurso de Guajira operando con carbón.

• Se analizará la generación de seguridad con y sin la reserva en la costa porinflexibilidad del sistema de gas (8 horas - Acuerdo CNO 389).

• Los recursos térm icos fu turos se asumen con características técnicas iguales a las de plantas de tecnología y tamaño similar (tiempos en línea y de aviso).

Red Objetivo con la Conexión de Ituango (sistema 500 kV)

BOLI SABA

CHIN

ITUAN

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COPEf1

OCAÑ

CERR SOGA

MEDE

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ISMAR

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Línea 500kV Existente o Definida en la Expansión

Línea 500kV PropuestaSE 500kV Existente o Definida en la ExpansiónSE 500kV Propuesta

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Todo

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Plan de Expansión Generación considerado

Termocol(2013): 202 MW TermoNorte (2017): 88 MW

S«nta MSoledad.

OSabaneiarga

jAnorta O

OMaícao

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Hidroltuango (2018): 1200 MW Carlos Lleras (2015): 78 MW San Miguel (2015) : 42 MW Porvenir II (2018): 350 MW

Gecelca 3 (2013): 150 MW Gecelca 32 (2015): 250 MW

TermoTasajero II (2015): 160 MW

icional Danen

560 .290

E' Basic cMorí lenj O

I LTD □

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Sogamoso(2014) 800 MW

Hidráulica

Térmica FO

.3075

Térmica Carbón

MaraatéííW , Tunja

Ch»aP e ir t.i O Facatabva a o

OibaaueyBuenaventura O/ -

P á p a y a n Jf ° -Ganor

gr^T- & PtaMo

a ■ 9J§ Colombiam

Quimbo (2014): 420 MW

Parque Nac** *1 Natural Serranía

(de La MacarenaNukah Tuna ̂ i il National Re*e\̂^

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Demanda de Potencia del SIN

16000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

Demanda de Potencia del SIN (MW)

PI P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 P10P11P12P13P14P15P16P17P18P19P20P21P22P23P24

A2015 A 2016 -------A2017 A2018 A2019 A2020

>

Resultados de los análisis eléctricosLimite de Importación y número de unidades para el área Caribe

Limite de importación del Area Caribe en demanda Maxima (MW)

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

2015 2016 2017 2018 2019 2020D e m a n d a C a rib e + P a n a m á — R ed C o m p le ta — R ed in d is p o n ib ilid a d m á s c r ít ic a

Número de Unidades para el sopoerte de tensión en el Area Caribe

18161412108642

02015 2016 2017 2018 2019

— Red C o m p le ta — Red in d is p o n ib ilid a d m ás c rít ic a

2020

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Resultados de las simulaciones energéticas del despacho

DESPACHO RECURSOS A CARBON GWh/dia18.0

16.0

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0

2015 2016 2017

RED COMPETA

INDISPONIBILIDAD 1 Enlace

■ INDISPONIBILIDAD 2 Enlaces

2018:|: 2018 2019 2020

■ RED COMPLETA CON RESERVA

■ INDISPONIBILIDAD 1 Enlace RESERVA

2018*: Se considera atraso del proyecto de red asociado a Ituango

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DESPACHO RECURSOS A GAS GW h/d4 0 .0

2015 2016 2017 2018=' 2018 2019 2020

RED C O M P E TA ■ RED COM PLETA CON RESERVA IN D IS P O N IB IL ID A D 1 Enlace

i 1 IN D IS P O N IB IL ID A D 1 Enlace RESERVA ■ IN D IS P O N IB IL ID A D 2 Enlaces



4.5

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0 I2015

RED C O M PETA

DESPACHO RECURSOS A LIQUIDO GWh/d

2016 2017 2018* 2018 2019 2020

n RED COMPLETA CON RESERVA IN D IS PO N IB IL ID A D 1 Enlace

El IN D IS PO N IB IL ID A D 1 Enlace RESERVA ■ IN D IS PO N IB IL ID A D 2 Enlaces


Resultados de las simulaciones energéticas del despachoCOMSUMO GAS GBTU/dia

350

300

250

200

150

100

50

2015 2016 2017 2018*

RED COM PETA ■ RED COMPLETA CON RESERVA

I IND ISPO NIBILID AD 1 Enlace RESERVA ■ IND ISPO NIBILIDA D 2 Enlaces

2018 2019 2020

IN D ISPO NIBILIDA D 1 Enlace


í í S )


COMSUMO CARBON GBTU/d200

180

2015 2016 2017 2018* 2018 2019 2020

■ RED COMPETA ■ RED COMPLETA CON RESERVA

INDISPONIBILIDAD 1 Enlace ■ INDISPONIBILIDAD 1 Enlace RESERVA

n INDISPONIBILIDAD 2 Enlaces


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50

45

40

35

30

25

20

15

10

CONSUMO DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS GBTU/d

1

2015 2016 2017 2018s1 2018 2019

RED COMPETA

INDISPONIBILIDAD 1 Enlace

o INDISPONIBILIDAD 2 Enlaces

RED COMPLETA CON RESERVA

INDISPONIBILIDAD 1 Enlace RESERVA


i

2020

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Consideraciones importantes en el análisis de resultados

• Los despachos considerados en los análisis no tienen en cuenta situaciones de mantenimientos de red e indisponibilidades de generación que producen redespachos y autorizaciones a los programas diarios en la operación.

• En las simulaciones no fueron considerados los índices de indisponibilidad histórica para los recursos de generación térmica a futuro.

• El recurso de Urrá en este ejercicio opera a valores altos de generación a lo largo del día. Este resultado difiere de la realidad presentada históricamente en la declaración de disponibilidad de este recurso.

• Los consumos de gas presentados tienen un incremento de 15%, valor que corrige la variación en la eficiencia de los recursos con su nivel de carga y efecto de arranques.

Variable históricas de la operación en el área Caribe

GBTUD

oo3</>£3o

01/06/2011

15/06/2011

29/06/2011

13/07/2011

27/07/2011

10/08/2011

24/08/2011

07/09/2011

$ 21/09/2011

“ 05/10/2011

19/10/2011

02/ 11/2011

16/11/2011m3O

30/ 11/2011

« 14/12/201173= 26/12/2011

$ 11/01/2012

5- 25/01/2012

§ 08/02/2012 <—f

22/02/2012

07/03/2012

21/03/2012

04/04/2012

18/04/2012

n>' fDO) (T) un

Consumo

real de Gas

vs Indisponibilidad

de circuitos

Generación real de Urra

Generación de Urra (GWh/dia)

s

7

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