Análisis Energético Indicativo de largo plazo utilizando el Modelo AS

Gerencia Centro Nacional de DespachoDocumento XM CND 2009 159

Diciembre de 2009

XM CND 2009 057

22

Panorama Energético ColombianoPrincipales SupuestosResultados

33

Panorama Energético ColombianoPrincipales Supuestos

4

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2009 – 2014)

Gas: Tcentro, Flores, TEBSA, Candelaria, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Sierra, Dorada, Emcali, Valle y Palenque. Carbón: Paipa, Tasajero, Zipa, Guajiras y Gecelca.Fuel Oil: TermoBarranquilla y TermoCartagena

Modelamiento de Combustibles por planta

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)3. Sensibilidad: Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima), sin

exportaciones de Colombia a Ecuador, Panamá ni Venezuela.

Casos Simulados (estocásticos)

Se adicionan a la demanda colombiana los intercambios netos con Ecuador y Panamá de la corrida mensual LP MPODE del mes inmediatamente anterior y las exportaciones estimadas a Venezuela (Exportaciones promedio mensuales de Colombia hacia Ecuador + Panamá + Venezuela para el horizonte de análisis: 167 GWh/mes). Exportaciones a Venezuela: 28 GWh/mes hasta abril de 2010 y 50 GWh/mes de mayo a agosto de 2010. La interconexión Colombia-Panamá se considera en operación a partir de enero de 2014, fecha con la cual se hizo la corrida del MPODE de noviembre de 2009.Sensibilidad (Gess): No se tuvieron en cuenta intercambios de energía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes.

Interconexiones Internacionales

Escenario medio UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Revisión, noviembre de 2009 (www.upme.gov.co ). Se modelan 6 bloques de demanda.

Demanda

5 años / Resolución mensualHorizonte

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.

Modelo optimización

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modeloASse encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Diciembre09_AS.doc”en este mismo directorio.

5

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2009 – 2014)

El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (Abril/11) en la de Cañafisto.No se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro, dejándose a éstos y Tunjita con sus capacidades plenas, en la cadena Chivor.Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I.

Consideraciones especiales Modelo AS

Carbón: Precios de UPME, abril / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU..Gas Natural: Precios de UPME, agosto / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU.Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, junio / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Precios Combustibles

Se modelan las plantas térmicas Termocol (Diciembre/12) y Gecelca 3 (Diciembre/12) de manera explícita.La planta hidráulica Cucuana prevista para entrar en diciembre de 2011, se modela como una determinística con factor de utilización igual a 0.5Todavía no se consideran en el modelo las plantas hidráulicas Miel II, Quimbo y Sogamoso.

Plantas Subasta y GPPS

Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información disponible hasta octubre/09.

Disponibilidad

Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/09-10, adicionando a Florida, Río Mayo, Calderas, Insula, Riogrande1 y El Morro. Las plantas menores de EMGESA: Charquito, Tequendamita, El Limonar, La Tinta, Sueva y La Junca se modelaron como determinísticas, al igual que Mayagüez, Caruquia, Guanaquitas, Amaime, El Manso y Tuluá.

Generaciones Determinísticas

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Diciembre09_AS.doc”en este mismo directorio.

6

Diciembre 1 de 2012Fecha de Entrada :Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Información Adicional :

S/E Santa Marta 220 kV / 110 kVConexión :

4,596,475 kWh/día(1.678 TWh/año)

ENFICC :Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)Tecnología :201.6 MWCapacidad Efectiva :

Diciembre 1 de 2012Fecha de Entrada :

S/E Cerromatoso 110 kVConexión :

3,060,000 kWh/día(1.116 TWh/año)

ENFICC :CarbónTecnología :150 MWCapacidad Efectiva :

Abril 1 de 2011Fecha de Entrada :

Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Conexión :

587,031 kWh/día(0.214 TWh/año)

ENFICC :HidráulicaTecnología :78 MWCapacidad Efectiva :

Proyectos Subasta 2012 – 2013

7

1.ENFICC :1.Tecnología :

1.Capacidad Efectiva :

1. 8563 GWh/año1.Hidráulica1.1200 MW

1923 GWh/añoENFICC :HidráulicaTecnología :400 MWCapacidad Efectiva :

3791 GWh/añoENFICC :HidráulicaTecnología :800 MWCapacidad Efectiva :

184 GWh/añoENFICC :HidráulicaTecnología :

135.2 MWCapacidad Efectiva :

50 GWh/añoENFICC :HidráulicaTecnología :60 MWCapacidad Efectiva :

1750 GWh/añoENFICC :HidráulicaTecnología :396 MWCapacidad Efectiva : 16261 GWh/añoENFICC Verificada TOTAL :

6281 GWh/añoENFICC Asignada TOTAL :

HidráulicaTecnología :2991.2 MWCapacidad Efectiva TOTAL :

Nov-11MIEL II

Mar-17, Jun-17, Sep-17 y Dic-17ITUANGO

Feb-15 y May-15PORCE IV

Nov-13, Ene-14 y Mar-14SOGAMOSO

Jul-13 y Sep-13QUIMBO

Dic-12TERMOCOL

Dic-12GECELCA 3

Dic-11CUCUANA

Abr-11AMOYA

Dic-10FLORES IV

Oct-10 a Jun-11PORCE III

FECHA DE ENTRADAPROYECTOProyectos GPPS 2014 – 2018

8

PROYECTO TIPOCAPACIDAD

(MW) A INSTALAR

FECHA PUNTO DE CONEXIÓN

CARUQUIA HIDRO 9.9 Dic-09 SANTA ROSA 44 kV EPMMAYAGÜEZ COGEN 18 Ene-10 CANDELARIA 115 kVTRAS. GUARINÓ HIDRO -- Jun-10GUANAQUITAS HIDRO 9.9 Jul-10 SANTA ROSA 44 kV EPMAMAIME HIDRO 18.6 Dic-10

FLORES IV GAS VAPOR 169 Dic-10

Oct-10Ene-11Abr-11Jun-11

TRAS. MANSO HIDRO -- Ene-11EL MANSO HIDRO 27 Ene-11TULUA HIDRO 39.8 Ene-11RIO AMOYÁ HIDRO 78 Abr-11 TULUNÍ 115 kVMIEL II HIDRO 135.2 Nov-11CUCUANA HIDRO 60 Dic-11 MIROLINDOGECELCA 3 TERM 150 Dic-12 CERROMATOSO 115 kVTERMOCOL TERM 201.6 Dic-12 SANTA MARTA 115 kV

210 Jul-13210 Sep-13

SOGAMOSO HIDRO 800 Nov-13, Ene-14 y Mar-14PORCE IV HIDRO 400 Feb-15 y May-15

PESCADERO-ITUANGO HIDRO 1200 Mar-17 , Jun-17 , Sep-17 y Dic-17

TOTAL 4397

Informado por HMV, septiembre 2009

HIDRO

Informado por EPSA, diciembre 2009

QUIMBO

Fuente: "Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión 2009-2023", UPME, Abril de 2009.

Informado por EPSA, septiembre 2009

RESUMEN ESTADO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EN DESARROLLO Y CONSTRUCCIÓN

PORCE IIIPORCE III HIDRO 660

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción

99

Resultados

10

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

Resultados en medio magnético

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

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

Costos marginales promedios para los 6 segmentos de demanda durante todo el horizonte de estudio [$/MWh] y costos marginales totales [$/kWh] y [US$/MWh]

COS_MARG

Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado NacionalGraf 1

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

VERES

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

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

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

ContenidoHoja Excel

11

Número de Casos con Racionamiento de Energía

0

1

2

3

4

5

6

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14

%Dem.Energía

Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14Caso Matalas Caso GESS Límite

%Dem.Energía

Índices de confiabilidad del sistema colombiano (con exportaciones)

12

Evolución del Embalse Agregado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dic

-09

Ma

r-10

Jun-

10

Sep

-10

Dic

-10

Ma

r-11

Jun-

11

Sep

-11

Dic

-11

Ma

r-12

Jun-

12

Sep

-12

Dic

-12

Ma

r-13

Jun-

13

Sep

-13

Dic

-13

Ma

r-14

Jun-

14

Sep

-14

Caso GESS Caso MatalasMínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

%

Evolución embalse agregado - Casos con exportaciones

13

CASO MATALAS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200D

ic-0

9

May

-10

Oct

-10

Mar

-11

Ago

-11

Ene-

12

Jun-

12

Nov

-12

Abr

-13

Sep-

13

Feb-

14

Jul-1

4

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

[GWh]/día]

Balance energético Sistema colombiano (con exportaciones)

14

CASO GESS SIN CLIMA

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200D

ic-0

9

May

-10

Oct

-10

Mar

-11

Ago

-11

Ene-

12

Jun-

12

Nov

-12

Abr

-13

Sep-

13

Feb-

14

Jul-1

4

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

[GWh/día]

Balance energético Sistema colombiano (con exportaciones)

15

491645618985181GESS

511924518781180MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAINTERIORCOSTACASO

VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10GAS [MPCD]

1977322364198GESS7424048MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAVERANO/13-14VERANO/12-13GAS [MPCD]

222202159170187GESS

235217169177193MATALAS

VERANO/13-14VERANO/12-13VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10CARBÓN [Miles de toneladas/mes]

1961105811798250GESS

771041600MATALAS

VERANO/13-14VERANO/12-13VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10FUEL OIL[Miles de MBTU/día]

Consumos promedio de combustibles 2009-2014 (con exportaciones)

CASO

16

Número de Casos con Racionamiento de Energía

0

1

2

3

4

5

6

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14

Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14

%Dem.Energía

Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Dic

-09

Jun-

10

Dic

-10

Jun-

11

Dic

-11

Jun-

12

Dic

-12

Jun-

13

Dic

-13

Jun-

14GESS con export GESS sin export Límite

%Dem.Energía

Índices de confiabilidad del sistema colombiano (comparación GESS)

17

Evolución del Embalse Agregado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Dic

-09

Ma

r-10

Jun-

10

Sep

-10

Dic

-10

Ma

r-11

Jun-

11

Sep

-11

Dic

-11

Ma

r-12

Jun-

12

Sep

-12

Dic

-12

Ma

r-13

Jun-

13

Sep

-13

Dic

-13

Ma

r-14

Jun-

14

Sep

-14

Caso GESS con export Caso GESS sin exportMínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

%

Evolución embalse agregado (comparación GESS)

18

CASO GESS SIN CLIMA(sin exportaciones)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200D

ic-0

9

May

-10

Oct

-10

Mar

-11

Ago

-11

Ene-

12

Jun-

12

Nov

-12

Abr

-13

Sep-

13

Feb-

14

Jul-1

4

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

[GWh/día]

Balance energético Sistema colombiano (sin exportaciones)

19

371374315965160GESS (Autónomo)

491645618985181GESS (con exportaciones)

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAINTERIORCOSTACASO

VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10GAS [MPCD]

1986319850173GESS (Autónomo)7322364GESS (con exportaciones)

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAVERANO/13-14VERANO/12-13GAS [MPCD]

200178133153175GESS (Autónomo)

222202159170187GESS (con exportaciones)

VERANO/13-14VERANO/12-13VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10CARBÓN [Miles de toneladas/mes]

535365510890GESS (Autónomo)

1771105811798250GESS (con exportaciones)

VERANO/13-14VERANO/12-13VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10FUEL OIL[Miles de MBTU/día]

Consumos promedio de combustibles 2009-2014 (comparación GESS)

CASO

20

Conclusiones y RecomendacionesCasos Base

En el Caso Matalas no se presenta déficit con violación de los índices de confiabilidad durante todo el horizonte de estudio, mientras que para el Caso Gess se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C sin sobrepasar el número de casos (5) establecido por la regulación vigente: Verano 2012-2013, un (1) caso (4.37%), porcentaje referido a la demanda de energía.

Para el verano 2009 – 2010, los requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 81 MPCD (Caso Matalas) y 85 MPCD (Caso GESS) y para el verano 2013 - 2014, estos requerimientos serían de 74 y 73 MPCD respectivamente. Para los dos casos, en el verano 2009 - 2010 no se supera el límite de disponibilidad de gas para el Interior del país, no obstante, en el Caso GESS se alcanza el límite, actualmente 85 MPCD. Para ninguno de los dos casos, Matalas y GESS, se supera el límite de disponibilidad de gas establecido para la Costa, 240 MPCD hasta diciembre de 2013, e ilimitado a partir de enero de 2014.

21

Conclusiones y RecomendacionesCaso Sensibilidad

En el Caso Gess sin exportaciones no se presenta déficit con violación de los índices de confiabilidad durante todo el horizonte de estudio.

En este caso de sensibilidad, para el verano 2009 – 2010, los requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 65 MPCD y para el verano 2013 -2014, estos requerimientos serían de 63 MPCD, valores inferiores al límite de disponibilidad de gas para el Interior del país, actualmente 85 MPCD. En este caso tampoco se supera el límite de disponibilidad de gas establecido para la Costa.

22

Conclusiones y RecomendacionesNotas comunes a todos los casos

Por restricciones del Modelo AS, en la actualidad no se modelan los proyectos Miel II, programado para entrar en operación a partir de noviembre de 2011; Quimbo (420 MW), programado para entrar entre julio y septiembre de 2013; ni el proyecto Sogamoso (800 MW), que se espera entre en operación entre noviembre de 2013 y marzo de 2014.

Los valores de intercambios con otros países son tomados de la corrida del modelo MPODE del mes anterior, los cuales siempre representan exportaciones netas desde Colombia. En el caso de sensibilidad no se consideran estos intercambios.

23