situaciÓn elÉctrica y energÉtica sistema interconectado nacional
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SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL. Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirigido a: CNO Gas Reunión Diciembre-2007. Contenido. Experiencias Operativas Situación Actual Situación de Mediano Plazo Situación de Largo Plazo. 1. Experiencias Operativas. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
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SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Gerencia Centro Nacional de DespachoDirigido a: CNO Gas
Reunión Diciembre-2007
2
Contenido1. Experiencias Operativas
2. Situación Actual
3. Situación de Mediano Plazo
4. Situación de Largo Plazo
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1. Experiencias Operativas
4
Demanda no atendida
Restricciones en el STN
Pérdida de confiabilidad
San Bernardino – Santander 1 y 2 a115 kV•Sale 12-mar-06 hasta la fecha.•Sale 02-may-05 hasta la fecha.
Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto
Jamondino – Junín – Tumaco a 115 kV•Sale 30-nov-07 se recuperó 03-dic-07.
San Bernardino - Jamondino 1 y 2 a 230 kV•Cto 1 Sale 22-nov-07 se recuperó 25-nov-07.•Cto 2 Sale 22-nov-07 se recuperó 30-nov-07.•Cto 1 Sale 09-dic-07 se recuperó 13-dic-07.•Cto 2 Sale 09-dic-07 se recuperó 18-dic-07
5
Demanda no atendida
Restricciones en el STN
Pérdida de confiabilidad
San Bernardino – Santander 1 y 2 115 kV•Sale 12-Mar-06 hasta la fecha.•Sale 02-May-05 hasta la fecha
Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto
6Atentados sobre la infraestructura eléctrica
Pomasqui
Pance
Salvajina
Yumbo
JuanchitoAlto
San Marcos
Páez
San Bernardino
Jamondino
Betania
Ibagué
6 Atentados desde marzo de 2007
8 Atentados desde marzo de 2007
Área Caribe:
1 Atentado desde marzo de 2007
Área Antioquia:
2 Atentado desde marzo de 2007
Área Nordeste:
1 Atentado desde marzo de 2007
Área Oriental:
1 Atentado desde marzo de 2007
Área Sur:
17 Atentados desde marzo de 2007
1 Atentados desde marzo de 2007
AltamiraMocoa2 Atentados desde marzo de 2007
7
26 de noviembre al 16 de diciembreCargabilidad de transformadores
Transformador 90 MVA de la S/E Sabana a 220/110 kV: Se han venido presentando altos niveles de carga, se procedió a trasladar la carga de CONCRECEN a TEBSA y se tiene previsto, en caso de ser necesario, transferir adicionalmente parte de la carga de Baranoa.
El día 13 de diciembre quedó en explotación comercial el transformador de 50 MVA a 230/115 kV de Mocoa.
8
500 kV
115 kV230 kV
Bacatá 3x150 MVA
Tibabuyes
Chia
Suba
Salitre
El Sol
TorcaNoroeste
Primavera
Techo Tenjo
Equipos 115 kV Proyecto
Nuevas líneas CODENSA:
Bacatá – Chía 115 kVBacatá – Suba 115 kVBacatá – El Sol 115 kVBacatá – Salitre 115 kVNoroeste – Techo 115 kVNoroeste – Tenjo 115 kV (Regreso a configuración original)
Entraron nuevas líneas en el área de Bogotá
9
115 kV230 kV75
km
295
km
136
km
Betania
25 Mvar(Nuevo)
Altamira
Jamondino
Mocoa
25 Mvar(Nuevo)
Frontera Colombia - Ecuador
25 Mvar(Nuevo)
83 km
Mirolindo
San Bernardino
STR Huila
STR Putumayo
UPME 01 / 2005Líneas Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino y Betania - Jamondino
Noviembre 27 de 2007EEB
Transformador Altamira 150 MVA 230/115 kVDiciembre 01 de 2007Electrohuila
Transformador de Mocoa 50 MVA 230/115 KVDiciembre 02 de 2007 EE-Putumayo
Entró el proyecto UPME 01 de 2005
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2. Situación Actual
11Seguimiento a Parámetros del SIN
16-Dic-06 31-Ago-07 30-Sep-07 31-Oct-07 30-Nov-07 16-Dic-07
(GWh) 2,030 4,702 4,257 5,850 4,741 1,678(GWh/día) 127 152 142 189 158 105
(% de media) 121 99 103 126 106 100 (GWh) 13,028 11,054 11,107 12,260 12,551 11,991
(%) 87 73 74 81 81 78TASA DE EMBALSAMIENTO (GWh/día) -10 21 2 37 11 -31
(GWh) 1,804 3,569 3,658 3,635 3,935 1,903 (GWh/día) 113 115 122 117 131 119
(GWh) 455 769 610 707 330 402 (GWh/día) 28 25 20 23 11 25
(GWh) 128 233 212 242 249 138 (GWh/día) 8 8 7 8 8 9 (GWh) 65 70 73 47 74 52(GWh/día) 4 2 2 2 2 3
(GWh) 0 4 1 1 9 0(GWh/día) 0 0 0 0 0 0
(GWh) 5 3 6 4 5 3(GWh/día) 0 0 0 0 0 0
(GWh) 2,322 4,505 4,409 4,538 4,449 2,390(GWh/día) 145 145 147 146 148 149
MÁXIMO DEL MES (GWh/día) 152 153 155 154 158 160 (2)(1) Porcentaje referido al volumen útil [Volumen útil = 15,397 GWh](2) El valor máximo corresponde al 12 de diciembre de 2007
DEMANDA DOMÉSTICA
GENERACIÓN TÉRMICA
DEMANDA NO ATENDIDA
IMPORTACIONES INTERNACIONALES
GEN. MENORES COGENERADORES
REAL
GENERACIÓN HIDRÁULICA
EXPORTACIONES INTERNACIONALES
RESERVAS (1)
APORTES HÍDRICOS
12
Balance del SIN (Nov 01 – Dic 16) GWh/dia
0
30
60
90
120
150
180
210
24001
-Nov
-07
02-N
ov-0
7
03-N
ov-0
7
04-N
ov-0
7
05-N
ov-0
7
06-N
ov-0
7
07-N
ov-0
7
08-N
ov-0
7
09-N
ov-0
7
10-N
ov-0
7
11-N
ov-0
7
12-N
ov-0
7
13-N
ov-0
7
14-N
ov-0
7
15-N
ov-0
7
16-N
ov-0
7
17-N
ov-0
7
18-N
ov-0
7
19-N
ov-0
7
20-N
ov-0
7
21-N
ov-0
7
22-N
ov-0
7
23-N
ov-0
7
24-N
ov-0
7
25-N
ov-0
7
26-N
ov-0
7
27-N
ov-0
7
28-N
ov-0
7
29-N
ov-0
7
30-N
ov-0
7
01-D
ic-0
7
02-D
ic-0
7
03-D
ic-0
7
04-D
ic-0
7
05-D
ic-0
7
06-D
ic-0
7
07-D
ic-0
7
08-D
ic-0
7
09-D
ic-0
7
10-D
ic-0
7
11-D
ic-0
7
12-D
ic-0
7
13-D
ic-0
7
14-D
ic-0
7
15-D
ic-0
7
16-D
ic-0
7
HidraulicasTermica a GasTermica a CarbónMen+CogeneradoresAportesDemanda
13
Generación Termicas a Gas (Nov 01 – Dic 18) GWh/diaGeneración Térmica a Gas [GWh/dia]
0
5
10
15
20
25
30
35
01-N
ov-0
7
03-N
ov-0
7
05-N
ov-0
7
07-N
ov-0
7
09-N
ov-0
7
11-N
ov-0
7
13-N
ov-0
7
15-N
ov-0
7
17-N
ov-0
7
19-N
ov-0
7
21-N
ov-0
7
23-N
ov-0
7
25-N
ov-0
7
27-N
ov-0
7
29-N
ov-0
7
01-D
ic-0
7
03-D
ic-0
7
05-D
ic-0
7
07-D
ic-0
7
09-D
ic-0
7
11-D
ic-0
7
13-D
ic-0
7
15-D
ic-0
7
17-D
ic-0
7
Termicas Gas Costa Termicas Gas Interior
14
La demanda de Potencia del Sistema Eléctrico colombiano superó los 9.000 MW
7.0
7.2
7.4
7.6
7.8
8.0
8.2
8.4
8.6
8.8
9.0
Dic
-00
Mar
-01
Jun-
01
Sep-
01
Dic
-01
Mar
-02
Jun-
02
Sep-
02
Dic
-02
Mar
-03
Jun-
03
Sep-
03
Dic
-03
Mar
-04
Jun-
04
Sep-
04
Dic
-04
Mar
-05
Jun-
05
Sep-
05
Dic
-05
Mar
-06
Jun-
06
Sep-
06
Dic
-06
Mar
-07
Jun-
07
Sep-
07
Dic
-07
GW
12 diciembre de 2007: 9.093 MW
15
Las reservas hidráulicas se ubican en el 78% de su capacidad total
Evolución reservas útiles mensuales embalse agregado
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
%Útil
2007* 2003 2004 2005 2006* Diciembre/2007 hasta el día 16
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Comportamiento de la Demanda
17
Evolución de la Demanda de Energía
En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Energía de 65 TWh (200 GWh/día)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
10019
79
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
TWh
SIN ENERGIA Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto
160 GWh/día 200 GWh/día
18
Evolución de la Demanda de Potencia
En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Potencia Superior a 11.000 MW
5000
7000
9000
11000
13000
15000
1700019
97
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
MW
Máxima Anual Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto
9093 MW11000 MW
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3. Situación de Mediano Plazo
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Situación eléctrica Demanda mínima de diciembre
21
ObjetivoRecomendaciones para control de tensiones del Sistema el 25 de diciembre de 2007 y 01 de enero de 2008.
Consideraciones Generales Referencia: Generaciones de seguridad y los límites de
Importación/Exportación actuales para día festivo. Se analizan condiciones extremas de cada subárea y se determinan los
requerimientos de generación de seguridad adicionales para control de tensiones
Se consideran todas las líneas que actualmente operan como condensadores, abiertas en ambos extremos.
Se considera la entrada del proyecto UPME 01 de 2005 No se consideran intercambios de potencia entre Colombia y Ecuador
(“worst case”)
22
Demanda Total SIN
1193
4391
3999
3587
3307
31062977
4954
5283
5027
4277
3643
1429
15191639
1738
1329
17661734
119512011134
11991195118912011217122712801379140814471503
15641605
32563107 2993
31993281
3118
2892
31513013
33723370
2598
2666
900
1400
1900
2400
2900
3400
3900
4400
4900
5400
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
DEMANDAINTERIOR
DEMANDACARIBE
23
Caribe
ECUADOR
Nordeste
Suroccidental
Oriental
VENEZUELA
4 unidades Equiv. [Tebsa/Flores/Ctgena/Proelec
trica/Candelaria/Guajira]
PERIODOS 8 A 17
3 unidades [Guavio/Chivor/Pagua/Miel]
PERIODOS 4 A 10
0 unidades
PERIODOS 4 A 10
1 Betania + 5 adicionalesó 2 Betania
PERIODOS 4 A 10
Abriendo San Marcos – Virginia 500 kV
1 Betania
Mínimo número de unidades – Recomendaciones
SAN CARLOS2 Unidades
[S.Carlos/Guatapé/ Playas/Jaguas/Tsierra]
PERIODOS 4 A 10
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Cambio de equipos San Carlos y Chivor
25
Cambio de Equipos en Chivor 230 kV
Los trabajos inician a partir del 18 enero de 2008 Se cambiarán el 60% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos
se dará durante los seis primeros meses del 2008 al cambiar las Barras de 230 kV
Conexión Generación
Etapa 2
Etapa 1Seccionamiento
Fuente ISA
26Cambio de Equipos en San Carlos 230 kV
Los trabajos inician a partir de febrero de 2008 Se cambiarán el 95% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos se dará durante el
cambio de los equipos asociados al diámetro 1, el cual saca de servicio dos transformadores 500/230 kV
Una vez finalizados los trabajos se reconectarán a San Carlos los circuitos a La Sierra y Guatapé, los cuales operan como Guatapé-La Sierra para aliviar los problemas del nivel de corto circuito.
S/E 500S/E 230
Conexión Generación
27
Conclusiones
Para el caso de Chivor, en la mayoría de los casos se requiere generación a nivel de 115 kV para el control de tensiones y adicionalmente se limita la máxima generación de la central.
Para el caso de San Carlos, es posible que se presenten limitaciones en la generación de Antioquia y San Carlos, así como en las transferencias hacia la Costa Atlántica.
Por la importancia que representan estos mantenimientos requieren atención especial en la coordinación Gas – Electricidad durante el 2008.
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Mantenimiento Cusiana
29
Para el periodo del 29 de diciembre al 1 de enero (incluido) se espera adelantar un mantenimiento en el yacimiento de producción de Cusiana. Esto implicará una parada operativa completa en el suministro del pozo durante estos días; las entregas en estos días serán:
- 29 de diciembre 140 MPCD; el 30 y 31 cero (0) MPCD; el 1 de enero 80 MPCD
Mantenimeinto en la Red de Gas
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4. Situación de Largo Plazo
31
Proyectos de expansión reportados para la ENFICCProyecto Tipo Capacidad (MW) Fecha
Amaime H. Menor 19 Dic-09Guarino Transvase - Jun-10Porce III Hidráulica 165 Dic-10Porce III Hidráulica 165 Abr-11Manso Transvase - Ago-11El Manso Hidráulica 27 Ago-11Porce III Hidráulica 165 Ago-11Porce III Hidráulica 165 Dic-11Amoya Hidráulica 78 Dic-11
Total Hidráulico 784
Proyecto Tipo Capacidad FechaCartagena 2 Termica 60 Dic-10Flores 4 Termica 160 Dic-10
Total Térmico 220
2011-2012• Porce III se consideró como especial (2011-2021)• Amoyá se consideró como nueva (2011-2012)
2007-2008• Prado 4 y Riogrande
pasaron a ser no despachadas centralmente
2010-2011• Bugalagrande no
obtuvo asignación de OEF porque no presentó garantías
• Termocol no obtuvo asignación de OEF por haber declarado ENFICC extemporáneamente
32
Resultados Cargo por Confiabilidad
48%
2%
50% 48%
2%
50%
Total ENFICC: 62 TWh/añoDemanda: 57 TWh/año
2007-2008 2010-2011 2011-2012
55%
2%
43%
Total ENFICC: 65 TWh/añoDemanda: 66 TWh/año
Total ENFICC: 71 TWh/añoDemanda: 69 TWh/año
33
ENFICC Plantas Térmicas
ENFICC Térmicas: 31 TWh/año (84 GWh/día) Gas 18, Carbón 5, Otros 8 TWh/año
Gas 59%Carbón
16%
Fuel Oil 16%
Diesel 8%
ACPM 1%
2007-2008 2010-2011 2011-2012
Carbón 16%
Gas30%
Fuel Oil 21%
Diesel 12%
Mezcla 20%
ENFICC Térmicas: 30 TWh/año (84 GWh/día) Gas 9, Carbón 5, Otros 16 TWh/año
ENFICC Térmicas: 27 TWh/año (74 GWh/día) Gas 7, Carbón 5, Otros 15 TWh/año
Fuel Oil 24%
Carbón 20%
Gas26%
Mezcla 22%
Jet A18%
Mezcla:1% Gas19% Fuel Oil
Mezcla:2% Gas20% Fuel Oil
35
Costos de producción por combustible [US$/MWh]
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Carbon Interior Gas Costa Carbon Guajira Gas Interior FO6 FO2
Costos de Combustibles. Información suministradapor UPME
36
Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto2007 52,781 52,962 53,131 3.90% 4.20% 4.60%2008 54,531 55,186 55,841 3.30% 4.20% 5.10%2009 56,132 57,556 58,206 2.90% 4.30% 4.20%
Demanda en GWh/año Crecimiento de la Demanda %
4,000
4,200
4,400
4,600
4,800
5,000
5,200En
e-07
Mar
-07
May
-07
Jul-0
7
Sep-
07
Nov
-07
Ene-
08
Mar
-08
May
-08
Jul-0
8
Sep-
08
Nov
-08
Ene-
09
Mar
-09
May
-09
Jul-0
9
Sep-
09
Nov
-09
GW
H/M
es
Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Real
•El periodo Dic/06 – Nov/07 creció 4.1% respecto a Dic/05 – Nov/06
Demanda de Energía. Escenario medio de UPME.Rev Nov/07
37
IH´s Plantas Térmicas Calculados con información hasta octubre de 2007.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900Te
bsa
Term
osie
rra
Term
ocen
tro
Em
cali
Term
oval
le 2
Mer
iléct
rica
Can
dela
ria1
Can
dela
ria2
Flor
es 1
Tasa
jero
Pai
pa 4
Flor
es 3
Flor
es 2
Gua
jira
1
Pai
pa 3
Zipa
5
Bar
ranq
uila
3
Pai
pa 3
Gua
jira
2
Pro
eléc
trica
2
Term
odor
ada
1
Car
tage
na 3
Pro
eléc
trica
1
Zipa
3
Zipa
4
Bar
ranq
uila
4
Car
tage
na 2
Term
oyop
al 2
Pai
pa 1
Car
tage
na 1
Pal
enqu
e 3
Zipa
3
Cap. Disponible MW
Capacidad Total MW
35474339
0
1000
2000
3000
4000
5000Capacidad disponibleCapacidad Total
MW
792
38
IH´s Plantas Hidráulicas. Calculados con información hasta octubre de 2007.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400G
uavi
o
San
Car
los
Chi
vor
Gua
tapé
Bet
ania
Por
ce II
Mie
l Y
Urrá
La G
uaca
La T
asaj
era
Alto
Anc
hica
yá
Sal
vajin
a
Par
aiso
Gua
dalu
pe 3
Pla
yas
Jagu
as
Gua
dalu
pe 4
San
Fra
ncis
co
Cal
ima
Baj
o A
nchi
cayá
Pra
do
Tron
eras
Esm
eral
da
Cap. Disponible MW
Capacidad Total MW
7728 8525
0
2000
4000
6000
8000
10000Capacidad disponibleCapacidad Total
MW
797
39Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2007 – 2012)Modo de operación
Simulación “Coordinada” entre Colombia, Ecuador, Panamá, Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador, Guatemala y México. Fuente Bases de datos: XM, ETESA y CENACE
Horizonte 5 años / Resolución mensual
Demanda Escenario medio UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Noviembre 2007 (www.upme.gov.co)
Interconexiones eléctricas internacionales
1. Refuerzo COL – ECU: Febrero de 2008 465 MW en punta y 500 MW en media 400 MW en mínima2. México – Guatemala: Octubre de 2008 200 MW3. SIEPAC: Abril de 2009 300 MW4. Colombia – Panamá: Enero de 2011 300 MW
Contratos de Combustibles
Se supone que los contratos de combustibles declarados para el cálculo de la ENFICC en las nuevas vigencia 2007-2008, 2010-2011 y 2011 – 2012
Límites de Intercambios Internacionales(Actuales)
De Ecuador a Colombia: 195 MW en punta 235 MW en media 235 MW en mínimaEntre Colombia y Venezuela: 0 MW
Precios Combustibles
Carbón: UPME: “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006 – 2020”, noviembre de 2006 Gas Natural: UPME “Proyecciones de precios de gas natural para el sector termoeléctrico”, febrero de 2007Combustibles Alternos: . Proyección de precios enviada por la UPME, mayo de 2007
39
40Balance Energético Sistema Colombiano
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000D
ic-0
7
Jun-
08
Dic
-08
Jun-
09
Dic
-09
Jun-
10
Dic
-10
Jun-
11
Dic
-11
Jun-
12
[GW
h/m
es]
Déficit Generacion hidro Generacion térmica Importaciones EcuadorExportaciones Ecuador Intercambios Netos PanamáDemanda doméstica
42
0
60
120
180
240
300
360
420
Dic
-07
Jun-
08
Dic
-08
Jun-
09
Dic
-09
Jun-
10
Dic
-10
Jun-
11
Dic
-11
Jun-
12
GBTUD
Percentil_95
Promedio
Percentil_5
060
120180240300360420
Dic
-07
Jun-
08
Dic
-08
Jun-
09
Dic
-09
Jun-
10
Dic
-10
Jun-
11
Dic
-11
Jun-
12
GBTUD
Percentil_95
Promedio
Percentil_5
Consumo Gas en la Costa Contratos ENFICC
Consumo Gas en el Interior Contratos ENFICC
80 GBTUD
180 GBTUD
185 GBTU
Consumo de Gas 2007-2012
148 GBTUD
43Costos marginales promedio Sistemas Coordinados
0
20
40
60
80
100
120
140
160D
ic-0
7
Jun-
08
Dic
-08
Jun-
09
Dic
-09
Jun-
10
Dic
-10
Jun-
11
Dic
-11
Jun-
12
[USD
/MW
h]
Colombia
Ecuador
Panamá
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Conclusiones
La generación térmica basada en combustibles líquidos reportada para el cálculo de la ENFICC pasa del 25% al 54%, mientras que la respaldada con gas pasa del 59% al 26%.
La demanda máxima de potencia superó los 9.093 MW en diciembre de 2007, mientras que la de energía superó los 160 GWh/día.
La reserva actual de potencia se encuentra en el 32% ( Oferta: 13.405 MW y Demanda: 9.093 MW). Para mantener este nivel de reserva en el año 2012 (Demanda 11.177 MW) se requiere capacidad adicional a la reportada para el cálculo de la ENFICC.
Es conveniente también realizar acciones del lado de la demanda.
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