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 Presentation

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SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Gerencia Centro Nacional de DespachoDirigido a: CNO Gas

Reunión Diciembre-2007

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Contenido1. Experiencias Operativas

2. Situación Actual

3. Situación de Mediano Plazo

4. Situación de Largo Plazo

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1. Experiencias Operativas

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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

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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

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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

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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.

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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

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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

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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

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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

Page 13: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 14: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 15: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 17: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 18: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 21: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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”)

Page 22: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 23: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 25: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 26: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 27: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 29: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 31: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 32: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 33: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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

Page 34: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 35: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 36: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

37

IH´s Plantas Térmicas Calculados con información hasta octubre de 2007.

0

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MW

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Page 37: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

38

IH´s Plantas Hidráulicas. Calculados con información hasta octubre de 2007.

0

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MW

797

Page 38: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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

Page 39: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

40Balance Energético Sistema Colombiano

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[GW

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Déficit Generacion hidro Generacion térmica Importaciones EcuadorExportaciones Ecuador Intercambios Netos PanamáDemanda doméstica

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GBTUD

Percentil_95

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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

Page 41: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

43Costos marginales promedio Sistemas Coordinados

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[USD

/MW

h]

Colombia

Ecuador

Panamá

Page 42: SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

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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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