UNIDAD 3:Situación Energética Nacional

• Tema 02: SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

• INTRODUCCIÓN– Proceso de la energía eléctrica– Infraestructura de generación y transmisión– Esquema operativo y comercial (marco

regulatorio)

• ESTRUCTURA DEL MERCADO– Aspectos Operativos (CND)– Aspectos Comerciales (ASIC-Bolsa de Energía)

• Ingresos y egresos de los agentes del MEM• Transacciones Internacionales

– Datos del mercado

SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

13.8:230,500 kV

Proceso de la Energía Eléctrica

Red de Transporte 500,230:115 kV

Red de distribucióna alta tensión

HospitalesCentros ComercialesMediana Industriaetc.

Gran Industria

115:34.5,13.8 kV

Usuario residencial

Red de distribución a mediay baja tensión

Estación deTransformación

CentralGeneradora

110 V

34.5,13.8 kV: 220 V

CENTRALES HIDRÁULICAS

MWSan Carlos ISAGEN 1240Guavio EMGESA 1150Chivor CHIVOR 1000Pagua EMGESA 600Guatapé EEPPM 560Betania CHB 540Porce 2 EEPPM 405Urrá URRA 334Otras 3087

TOTAL 8916 MW

CENTRALES TÉRMICAS

MWGas 3520Tebsa CORELCA 750Sierra EEPPM 460Guajira CORELCA 302Centro ISAGEN 285Flores FLORES II 250Emcali EMCALI 233Valle EPSA 203Otras 1037

Carbón 692Tasajero TASAJERO 155Zipa (4U) EMGESA 223Paipa (3U) EBSA 164Paipa 4 EBSA 150

TOTAL 4212 MW

Capacidad instalada en Generación

13128 MW instaladosHIDRÁULICA 68%TÉRMICA 32%

Gas 27%Carbón 5%

PROPIETARIOS

500 kV km %ISA 1449 100

200-230kV km %ISA 7457 68TRANSELCA 1428 13EEPPM 792 7EEB 684 6EPSA 270 2CENS 137 1ESSA 123 1DISTASA 27 0.2FLORES 15 0.1MERIL 2 0.EMGESA 1 0.Total 220-230 kV10936 kmTOTAL STN 12385 km

Capacidad instalada en Transporte

----- 500 kV----- 220,230 kV de ISA----- 220,230 kV otrosCARIBE

NORDESTE

CENTRO

OCCIDENTE

SUROCCIDENTE

Marco Legal y Operativo

- Ley 142 de 1994 LEY DE SERVICIOS

PÚBLICOSDOMICILIARIOS

-Ley 143 de 1994 LEY ELÉCTRICA

COMISIÓN DE REGULACIÓNDE ENERGÍA Y GAS - CREG

Resoluciones que reglamentanlo dispuesto en las leyes

CONSEJO NACIONALDE OPERACIÓN - CNOAcuerdos Operativos

que garantizan la operaciónsegura y económica del SIN

ANTES: Prestación del servicio porparte del Estado de modo exclusivo

DESPUÉS: Prestación del servicio por diversos agentes (públicos y privados)

Se promueve la competenciaSe separan negocios

UNIDAD DE PLANEACIÓNMINERO ENERGÉTICA - UPMEPlanea la expansión del SIN

SUPERINTENDENCIA DESERVICIOS PÚBLICOS - SSPEjerce control y vigilancia

Estructura del Mercado

GENERACIÓN-Competencia-Precios libremente acordados-Competencia ofertas en bolsa

TRANSMISIÓN-Monopolio del servicio-Libre acceso y cargos regulados-Competencia en la expansión

DISTRIBUCIÓN-Monopolio del servicio-Libre acceso a las redes-Cargos regulados

COMERCIALIZACIÓN-Compra y ventas de energía-Márgen aprobado ( mercado regulado)-Competencia

CLIENTES-Regulados y No Regulados-Alumbrado Público-Exportaciones a otros países

Traslado de costosa los clientes

CENTRO NACIONALDE DESPACHO

MERCADO DEENERGÍA MAYORISTA

OPERACIÓN

ADMINISTRACIÓN

TIEs-Transacciones Internacionales de energía

San MarcosMeta

TasajeraGuatapé

AncónEPM

Esmeralda

Purnio

La Miel

Virginia

Yumbo

SAN CARLOS

ANTIOQUIA/CHOCÓ

SUROCCIDENTAL

NORTE

CQR

Sierra

Sochagota

Primavera

Comuneros

Guatiguará

NORDESTE

Termocentro

Malena MAGDALENAMEDIO

OCCIDENTAL

Valle

CaucaNariño

Huila

Bogotá

Pagua

Mesa

NoroesteHermosa

SUR

AncónSur ISA

PaezJamondino

Norte Sant.

S/Mateo

El Corozo

VENEZUELACuatricentenario

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

CúcutaOcaña

Tasajero

PalosCaño Limón

Paraíso

S.Mateo

Balsillas

Gdpe IV.PorceSalto

Occidente

Bello

CórdobaSucre

Ternera

CandelariaCartagena

FloresN/Bquilla

Tebsa

CopeyV/dupar.

Fundación

S/MartaGuajira

Sabana

A.Anchicayá

SalvajinaPance

Juanchito

OCCIDENTAL

Paipa

Barranca

B/manga

Enea

Playas

LaMiel

Cartago

NORORIENTALIbague

Flandes/Prado

Cajamarca

Regivit

Colegio/

Pomasqui

SanBernardino

Guaca

Sam Ban

1 2

Altamira

Florencia

Operación del SIN

Está a cargo del CND que tiene como principales funciones:

- Planear la Operación de los recursos del SIN- Ejercer supervisión, control y análisis de la operación- Determinar los intercambios de energía resultantes de la operación- Coordinar la programación de mantenimientos en generación y transporte- Informar al CNO sobre la operación real y esperada y de los posibles riesgos para la atención de la demanda

Objetivo:Operación Segura, Confiable y Económica

STN > 220kV

Distribución - Comercialización

Transmisión

Generación

STR

Sistema Interconectado Nacional

Transformación

STN : Sistema de Transmisión NacionalSTR : Sistema de Transmisión RegionalSDL : Sistema de Distribución Local

SDL

SDL

Clientes

Composición del consumo(35000 GWh año)

43%

33%

16%5% 3%

ResidencialIndustrialComercial

Oficial

Otros

CNDASIC

GENERADORES:- Ofertas de Energía ($/MWh)- Disponibilidad (MW)

Esquema de Bolsa de Energía

AGENTES:- Contratos de largo plazo- Demandas de energía- Medidas horarias

DESPACHO:- Programado- Ideal

LIQUIDACIÓN:- Transacciones- Adm. Cuentas- Garantías

CND CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

Coordina la operación del SIN de formasegura y confiable, con criterio económico

ASIC ADMINISTRADOR DEL SISTEMADE INTERCAMBIOS COMERCIALES

- Registro de fronteras y contratos- Liquidación de transacciones- Administración de cuentas (STN, STR, garantías)

Ingresos y Egresos de los agentes en el MEM

INGRESOS

- Ventas en Contratos- Ventas en la Bolsa de Energía- Cargo por Capacidad (G)- Reconciliación positiva (G)- Desviaciones (C)- Ventas a usuarios finales (C)

EGRESOS

- Compras en Contratos- Compras en la Bolsa de Energía- Servicios del CND, SIC- Reconciliación negativa (G)- Desviaciones (G)- Responsabilidad Comercial (G)- Impuesto FAZNI (G)- Restricciones del SIN (C)- Cargos por uso del STN (C)

G1: MW1 $/MWh1 L1

L2

Lm

230 kV

G2: MW2 $/MWh2

Gn: MWn $/MWhn

Despacho Ideal

Demanda

Disponibilidad y oferta

DESPACHO IDEAL:- Despacho Económico- Generación y demanda concentradas en un nodo- No considera la red de transporte- No considera las características técnicas de las máquinas

P1

P2

P3

Pn

Pn-1

...P4

h1 h2 h10 h11 h12 h19 h20 h21 h24

t (h)

P (MW)

Precio de Bolsa

($/kWh)

Curva típica de demanda del SIN

Despacho Ideal y Precio de Bolsa

Costa

CentroEnergía hidráulic

abarata

Energía térmica costosa

Capacidad limitada

Despacho Real

Abastecer la demanda delpaís con seguridad y calidadrequiere la utilización derecursos fuera de mérito enel despacho económico

ESTACIÓN DE INVIERNO

P1

P2

Pn

Pn-1

...P3

h1 h2 h10 h11 h12 h19 h20 h21 h24

t (h)

P (MW)

Costo Marginal($/kWh)

Curva típica de demanda del SIN

Despacho Programado y Costo Marginal

DESPACHO PROGRAMADO:- Despacho Económico- Considera la red de transporte- Considera las características técnicas de las máquinas

Generación por restricciones del SIN

Operación Ideal vs Operación Real

DESPACHO IDEAL

- Generaciones ideales- Cubre la demanda real- Determina precio de bolsa- Base para liquidar transacciones comerciales- Utiliza recursos más económicos

DESPACHO REAL

- Generaciones reales- Cubre la demanda real- Costo marginal- Garantiza la seguridad y calidad- Utiliza recursos necesarios para operación segura y confiable

Costo Operación Ideal Costo Operación Real

$ Ideal + $ $ Real

$ = Valor restriccionesDel SIN

PAGAN- Generadores a través de reconciliación negativa- Comercializadores (demanda)

Compras y ventas en la Bolsa de Energía

U1

U2

U3

U4

C1

C2

C3

Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)

EnergíaVendida enContratos(MWh)

Venta en Bolsa

Si Gideal > Contratos, Venta en BolsaVenta en bolsa = Gideal - Contratos

C1

C2

C3

EnergíaVendida enContratos(MWh)

Compra en Bolsa

Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)

U1

U2

U3

C4

Si Contratos > Gideal, Compra en BolsaCompra en bolsa = Contratos - Gideal

Liquidación aPrecio de Bolsahora i

Reconciliación Despacho Ideal vs Real

U1

U2

U3

U4

Generacióntotal en elDespachoReal (MWh)

Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)

Reconciliapositivo Si Greal > Gideal, Reconcilia(+)

Reconcilia(+) = Greal - Gideal

Reconcilianegativo

Generacióntotal en elDespachoReal (MWh)

U1

U2

U3

Si Gideal > Greal, Reconcilia(-)Reconcilia(-) = Gideal - Greal

hora i

U1

U2

U3

Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)

U1

U2

U3

U4

PRECt = mín(CAP+COM+Otros, Poferta)PRECh = mín(Pref, Poferta)

PREC = prom(Pbolsa, Poferta)

Desviación del programa de generación

Generación programada en la horai

Generación real en la horai

Desviación positiva

máxima 5%

Desviación negativa

máxima 5%MWh MWh

t

Si se excede el límite permitido (5%), se penaliza así:$Desviac. = |Greal-Gpro|*|Poferta-Pbolsa|

El valor recaudado por desviaciones sereparte entre los comercializadores en proporción a la

demanda comercial

Cargo por Capacidad

nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb

Demanda – GeneraciónMWh

Nivel del embalse%

Generación HidráulicaGeneración

Térmica

Estación de Verano

Estación de Invierno

OBJETIVOSRemunerar las plantas que dan firmeza al SIN(energía y potencia)Incentivar la instalación de nuevas plantasDisminuír incertidumbre sobre flujo de fondos

CÁLCULO (Capacidad Remunerable Teórica)Condiciones hidrológicas críticasNiveles del embalseDisponibilidad histórica de plantasCostos Térmicos

(VR) Recaudo por generadores con los kWh producidos y el CERE (Costo equiv. real de energía)(VD) Se distribuye a generadores con CRT valorada al VMC (turbina a gas CA, US$5.25/kWmes)

Nariño

COLOMBIA

ECUADOR

Jamondino

Intercambios Internacionales

Pomasqui

Pexp = $110Ptie = $100Pimp = $90

Pexp = $220Ptie = $200Pimp = $180

Dem

$/kWh

Pimp

PtiePexp

Dem

$/kWh

Ptie

Pexp

Pimp

Cargos G = $ 5Uso conex. $45

Uso conex. $ 30

PONE = 110+30+5 = $145

PONE = 220+45+5 = $270

TIEsDecisión CAN 536Normas CREG-CONELECAcuerdos operativos yComerciales ISA-CENACE

CostoMarginal

ECUADOR

CostoEquivalentede Potencia

Precios deBolsa

COLOMBIA

Restricciones

Uso STN, STRConex. COLCDN y ASIC

RENTA DE CONGESTIÓN

P O

N E

Prec

io de

Impo

rtació

n

80% FOES20% Alivio Restric.80% FOES

20% Alivio Restric.

Evolución de la demanda de energía

Demanda doméstica y PIB

Evolución del precio de bolsa

Evolución de precios del MEM

Evolución del mercado no regulado

Transacciones Internacionales