SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Gerencia Centro Nacional de...

SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Dirigido a : Consejo Nacional de Operación de Gas CNO-Gas

Diciembre de 2008

Situación Energética Actual

3

Seguimiento a los principales parámetros del SIN

14-Dic-07 31-Ago-08 30-Sep-08 31-Oct-08 30-Nov-08 14-Dic-08

(GWh) 1,441 5,546 4,637 5,396 6,879 2,136(GWh/día) 103 179 155 174 229 153

(% de media) 98 114 109 112 149 140 (GWh) 11,992 12,994 12,643 12,356 13,388 13,034

(%) 78 85 82 80 87 85

TASA DE EMBALSAMIENTO (GWh/día) -32 4 -12 -9 25 -25 (GWh) 1,705 3,883 3,839 3,983 3,757 1,906 (GWh/día) 122 125 128 128 125 136

(GWh) 334 432 515 514 489 168 (GWh/día) 24 14 17 17 16 12

(GWh) 120 295 262 275 266 128 (GWh/día) 9 10 9 9 9 9 (GWh) 48 69 93 101 51 54(GWh/día) 3 2 3 3 2 4

(GWh) 0 0 1 1 1 0(GWh/día) 0 0 0 0 0 0

(GWh) 3 4 4 7 4 1(GWh/día) 0 0 0 0 0 0

(GWh) 2,111 4,542 4,537 4,673 4,461 2,148(GWh/día) 151 147 151 151 149 153

MÁXIMO DEL MES (GWh/día) 160 156 160 160 159 163 (2)

(1) Porcentaje referido al volumen útil [Volumen útil = 15,335 GWh](2) El valor máximo corresponde al 11 de diciembre de 2008

REAL

GENERACIÓN HIDRÁULICA

EXPORTACIONES INTERNACIONALES

RESERVAS (1)

APORTES HÍDRICOS

DEMANDA DOMÉSTICA

GENERACIÓN TÉRMICA

DEMANDA NO ATENDIDA

IMPORTACIONES INTERNACIONALES

GEN. MENORES COGENERADORES

4

Balance del SIN Enero – Noviembre 2008 - GWh

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Ene-08 Feb-08 Mar-08 Abr-08 May-08 Jun-08 Jul-08 Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08

Cogeneradores Menores Carbón Gas

Hidráulica Importación Demanda

79%

10% 5%6%

0%

Hidráulica

T. a Gas

T. a Carbón

Menores

Cogeneradores

Fecha Generación Generación Generación Generación Generación Interconexiones Internacionales

Interconexiones Internacionales

Demanda Total

Hidráulica T.Carbón T. Gas Menores Cogeneradores Importación Exportación No Atendida Demanda

Ene/08 3,437.93 309.82 515.80 217.69 4.19 1.32 72.52 4.23 4,418.50Feb/08 3,395.11 357.98 368.84 198.40 4.44 6.31 19.75 3.46 4,314.84Mar/08 3,356.02 290.86 474.79 237.55 4.89 2.99 7.15 3.55 4,363.51Abr/08 3,335.19 344.97 559.01 224.86 3.72 11.71 12.63 3.47 4,470.30May/08 3,319.56 300.16 633.96 251.45 2.24 5.76 5.05 5.25 4,513.14J un/08 3,511.82 189.29 402.26 285.33 4.38 5.33 23.42 2.90 4,377.90J ul/08 3,771.45 137.44 383.71 295.56 6.73 1.47 5.95 4.96 4,595.37

Ago/08 3,882.82 99.74 332.90 288.89 6.84 0.38 68.57 3.61 4,546.62Sep/08 3,836.82 89.95 433.77 268.48 3.96 0.23 93.30 4.09 4,543.97Oct/08 3,982.20 106.85 407.25 276.71 1.57 1.14 100.49 7.27 4,682.51Nov/08 3,757.43 125.84 362.01 264.36 4.14 0.63 58.50 3.62 4,459.54

Total 39,586.35 2,352.90 4,874.31 2,809.28 47.11 37.27 467.33 46.42 49,286.20

Balance del SIN Enero - Noviembre de 2008

5

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

%Útil

2003 2004 2005 2006 2007 2008*

Evolución del embalse agregado. Período 2003-2008

*Datos a 14 de diciembre de 2008

A fines de noviembre las reservas útiles actuales (línea verde) han alcanzado el valor máximo registrado desde 2003, aunque iguales a las observadas en 2006 y en lo que va corrido de diciembre, continúan siendo las más altas para el mismo período.

2003 2004 2005 2006 2007 2008*Ene 61.6 70.8 72.5 69.0 74.1 70.9Feb 50.4 58.9 62.7 57.0 60.6 62.7Mar 42.0 50.8 50.6 54.3 51.0 56.5Abr 44.3 51.2 48.3 61.3 52.1 52.6May 55.4 64.0 57.2 73.5 59.6 60.7Jun 64.2 76.3 63.4 77.7 70.0 73.2Jul 69.6 81.5 62.6 82.2 69.2 83.8Ago 72.5 81.4 65.3 80.3 73.5 84.6Sep 72.7 83.6 70.3 77.7 73.6 82.3Oct 77.7 85.3 75.0 83.4 81.4 80.5Nov 80.0 86.6 83.1 87.2 81.1 87.2Dic 80.0 81.3 78.2 83.9 78.5 85.0

mesVolumen en %útil

6

Volumen de los embalses a 14 de diciembre de 2008

Nombre %

ORIENTECHUZA 81.4ESMERALDA 97.7GUAVIO 93.6total Oriente 91.5

VALLEALTOANCHICAYA 27.4CALIMA1 98.3SALVAJINA 79.5total Valle 83.7

Total -SIN- 85.0

Embalses Agregado BogotáNEUSA 75.5SISGA 85.1TOMINE 55.5

Volumen Util Diario

Nombre %

ANTIOQUIAMIEL I 97.8MIRAFLORES 91.6PENOL 100.0PLAYAS 100.0PORCE II 65.0PUNCHINA 90.3RIOGRANDE2 96.5SAN LORENZO 89.9TRONERAS 27.4total Antioquia 97.7

CARIBEURRA1 90.0total Caribe 90.0

CENTROAGREGADO BOGOTA 61.2BETANIA 95.5MUNA 100.0PRADO 100.0total Centro 63.6

7

Evolución de la reserva útil de algunos embalses

Datos a 14 de diciembre de 2008

El embalse El Peñol se encuentra a fines de cada mes – desde junio de 2008-, arriba de su capacidad útil.Por su parte, otros embalses importantes como Guavio y Chivor, finalizaron noviembre en niveles cercanos al rebose y en lo que va corrido de diciembre, continúan en niveles muy altos.

Evolución de reserva útil embalse El Peñol

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

Jul-0

4

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep

-05

Nov

-05

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-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

E, GWh

Vol diario (útil) GWh Vol Útil GWh

Evolución de reserva útil embalse GUAVIO

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Jul-0

4

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep

-05

Nov

-05

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-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

E, GWh


Evolución de reserva útil embalse CHIVOR

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Jul-0

4

Sep

-04

Nov

-04

Ene

-05

Mar

-05

May

-05

Jul-0

5

Sep

-05

Nov

-05

Ene

-06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep

-06

Nov

-06

Ene

-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

E, GWh


8

Aportes hidrológicos a 14 de diciembre de 2008

Q, m3/seg Q, %media

A. SAN LORENZO 27.2 88.7CONCEPCIÓN 6.2 91.5DESV. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) 3.0 28.8GRANDE 38.4 117.4GUADALUPE 18.8 100.0GUATAPE 40.4 130.4MIEL I 168.7 155.0NARE 66.0 133.4PORCE II 109.4 152.2SAN CARLOS 20.8 78.1TENCHE 4.1 110.0

TOTAL REGIÓN 116.33

Q, m3/seg Q, %media

BATA 58.5 174.0BLANCO 0.0 0.0CHUZA 2.5 50.7GUAVIO 48.2 154.4


Valores acumulados

ANTIOQUIA

ORIENTE

SERIE

SERIEValores acumulados

Q, m3/seg Q, %media

BOGOTA N.R. 64.2 286.8MAGDALENA BETANIA 650.0 171.6PRADO 166.5 246.8


Q, m3/seg Q, %media

ALTOANCHICAYA 47.5 91.3CALIMA 30.6 191.0CAUCA SALVAJINA 284.0 132.3DIGUA 35.2 95.2FLORIDA II 17.7 194.4


Q, m3/seg Q, %media

SINU URRA 322.5 113.4


CENTRO



VALLE


CARIBE

140.12TOTAL SIN (%MEDIA)

9

Evolución de aportes regionales durante 2008


ANTIOQUIA

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

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

[E]=GWh mes

[E]med acum [E]2008 acum [E]min(1992) [E]max(1999)

VALLE

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500


[E]=GWh mes

[E]acum [E]2008 acum [E]min(1992) [E]max(1976)

10



CENTRO

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000


[E]=GWh mes


CHEC

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


[E]=GWh mes

[E]acum [E]2008 acum [E]min(2001) [E]max

11



ORIENTE

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000


[E]=GWh mes


12

Anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM)

Fuente imagen: CPC-NCEP-NOAA.

Las imágenes muestran la evolución del campo térmico superficial sobre el océano mundial, expresado en anomalías de la TSM, durante las últimas semanas. En resumen, continúan las condiciones neutrales, caracterizadas con anomalías alternantes en signo a lo largo del Pacífico ecuatorial.

13

Las imágenes de arriba corresponden a los resultados de dos corridas del sistema de modelación del NCEP (National Centers for Environmental Prediction, adscrito a la NOAA), CFS (Coupled Forecasting System Model), con resolución trimestral, y diez días de diferencia, siendo la de la derecha la más reciente. Según este modelo, continuarían esperándose condiciones ligeramente más frías de lo normal en el Pacífico tropical desde la línea de cambio de fecha en dirección a América del sur, durante todo el horizonte de pronóstico (ene-ago/2009).

Pronóstico NWS/NCEP (NOAA)

14

Resumen de pronósticos del Instituto IRI

La imagen de la izquierda muestra el análisis más reciente (19 de noviembre) de los resultados de los modelos de predicción climática más relevantes, realizado por el instituto IRI. La tabla de convenciones de dicha figura presenta en su parte superior los modelos dinámicos, y en la inferior los estadísticos. Las imágenes de la derecha permiten conocer la probabilidad de ocurrencia de eventos El Niño-La Niña para los próximos meses. En resumen, se podrían esperar condiciones neutrales durante todo el horizonte de pronóstico.

Fuente: The International Research Institute for Climate and Society

15

4,000

4,100

4,200

4,300

4,400

4,500

4,600

4,700

4,800

4,900

5,000

En

e-07

Mar

-07

May

-07

Jul-

07

Sep

-07

No

v-07

En

e-08

Mar

-08

May

-08

Jul-

08

Sep

-08

No

v-08

En

e-09

Mar

-09

May

-09

Jul-

09

Sep

-09

No

v-09

Real Esc. Medio Esc. Bajo Esc. Alto

GWh/mes

Demanda de Energía

•El período Dic/07-Nov/08 creció 1.8% respecto a Dic/06 – Nov/07

•Noviembre/08 creció 0.1 % respecto a Noviembre/07

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto2008 53,882 54,086 54,290 2.00% 2.30% 2.70%2009 55,398 56,060 56,608 2.80% 3.60% 4.30%2010 57,435 58,567 59,247 3.70% 4.50% 4.70%2011 59,392 60,907 62,100 3.40% 4.00% 4.80%2012 61,261 63,313 65,027 3.10% 3.90% 4.70%

Demanda en GWh/año Crecimiento de la Demanda %

16

Demanda de PotenciaDEMANDA MENSUAL DE POTENCIA

8000

8200

8400

8600

8800

9000

9200


MW

2007 2008

Demanda Máxima 2007: 9093 MW

Demanda Máxima 2008: 9079* MW

*Valor Preliminar

17

Consumo de Gas en la CostaConsumo Gas Costa [GBTUD]

0

50

100

150

200

250

300

350

13-A

go

-05

12-S

ep-0

5

12-O

ct-0

5

11-N

ov-

05

11-D

ic-0

5

10-E

ne-

06

09-F

eb-0

6

11-M

ar-0

6

10-A

br-

06

10-M

ay-0

6

09-J

un

-06

09-J

ul-

06

08-A

go

-06

07-S

ep-0

6

07-O

ct-0

6

06-N

ov-

06

06-D

ic-0

6

05-E

ne-

07

04-F

eb-0

7

06-M

ar-0

7

05-A

br-

07

05-M

ay-0

7

04-J

un

-07

04-J

ul-

07

03-A

go

-07

02-S

ep-0

7

02-O

ct-0

7

01-N

ov-

07

01-D

ic-0

7

31-D

ic-0

7

30-E

ne-

08

29-F

eb-0

8

30-M

ar-0

8

29-A

br-

08

29-M

ay-0

8

28-J

un

-08

28-J

ul-

08

27-A

go

-08

26-S

ep-0

8

26-O

ct-0

8

25-N

ov-

08

25-D

ic-0

8

Gas Costa Pmvil Mensual

Disponibilidad Modelada 240 GBTUD

18

Consumo Gas Interior [GBTUD]

0

20

40

60

80

100

13-A

go

-05

12-S

ep-0

5

12-O

ct-0

5

11-N

ov-

05

11-D

ic-0

5

10-E

ne-

06

09-F

eb-0

6

11-M

ar-0

6

10-A

br-

06

10-M

ay-0

6

09-J

un

-06

09-J

ul-

06

08-A

go

-06

07-S

ep-0

6

07-O

ct-0

6

06-N

ov-

06

06-D

ic-0

6

05-E

ne-

07

04-F

eb-0

7

06-M

ar-0

7

05-A

br-

07

05-M

ay-0

7

04-J

un

-07

04-J

ul-

07

03-A

go

-07

02-S

ep-0

7

02-O

ct-0

7

01-N

ov-

07

01-D

ic-0

7

31-D

ic-0

7

30-E

ne-

08

29-F

eb-0

8

30-M

ar-0

8

29-A

br-

08

29-M

ay-0

8

28-J

un

-08

28-J

ul-

08

27-A

go

-08

26-S

ep-0

8

26-O

ct-0

8

25-N

ov-

08

25-D

ic-0

8

Gas Interior Pmvil Mensual 2

Consumo de Gas en el interior

Disponibilidad Modelada 85 GBTUD

Estudio energético de Mediano PlazoSupuestos

20

Principales Supuestos Simulaciones mediano plazo

Modelo optimización

SDDP versión 9.1.2b, modo “Coordinado”: Colombia, Ecuador. Hidrología

estocástica 100 series hidrológicas (Modelo ARP)

Horizonte 2 años / Resolución semanal

Demanda Escenario Bajo y Medio de UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”,Revisión Noviembre de 2008 (www.upme.gov.co )

Interconexiones eléctricas internacionales

1. Colombia > Venezuela hasta 30 abril de 2009 80 MW en máxima (1.5 GWh/día)

2. Ecuador > Colombia 120 MW en demanda mínima 0 MW en otros periodos

3. Refuerzo COL > ECU: 465 MW en dem. Max. 500 MW en dem. media

400 MW en dem. Mínima

Precios Combustibles

Carbón: Información reportada por la UPME - Diciembre 2008

Gas Natural: Precio base reportado por la UPME - Diciembre 2008

Combustibles Líquidos: Precio bajo y medio reportado por la UPME -

ECOPETROL

Diciembre de 2008 - Diciembre 2008

Con los escenarios considerados resulta una muestra de 200 Casos

21

Precios internacionales históricos

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Ene 31, 1993 Oct 28, 1995 Jul 24, 1998 Abr 19, 2001 Ene 14, 2004 Oct 10, 2006 Jul 06, 2009

New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % (Cents per Gallon) WTI Spot Price FOB (Dollars per Barrel)New York Harbor Kerosene- Jet Fuel Spot Price FOB (Cents per Gallon)

22

Proyecciones de precios de Suministro de combustibles para distintas tecnologías (US$/MBTU)

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

2008 2009 2010 2011 2012 2013

US

D$

/MB

TU

Fuel Oil, ACPM JET

Gas Natural

Carbón

23

Costos de Producción de recursos térmicos

Costo de producción recursos Térmicos (US$/MWH)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Gas No Interconectado Carbón Gas Costa Gas Interior FO

24

Franja de variación de los Aportes Hídricos

Aporte Hídricos (GWh/dia)

0

50

100

150

200

250

300

350

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-

09

03-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

17-M

ar-0

9

07-A

br-

09

28-A

br-

09

19-M

ay-0

9

09-J

un

-09

30-J

un

-09

21-J

ul-

09

11-A

go

-09

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-

09

24-N

ov-

09

15-D

ic-0

9

05-E

ne-

10

26-E

ne-

10

16-F

eb-1

0

09-M

ar-1

0

30-M

ar-1

0

20-A

br-

10

11-M

ay-1

0

01-J

un

-10

22-J

un

-10

13-J

ul-

10

03-A

go

-10

24-A

go

-10

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-

10

P95 P5

Estudio energético de Mediano PlazoResultados

26

Resultados. Balance Energetico medio GWh/día

Balance Energetico del SIN [GWh/dia]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-0

9

03-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

17-M

ar-0

9

07-A

br-0

9

28-A

br-0

9

19-M

ay-0

9

09-J

un-0

9

30-J

un-0

9

21-J

ul-0

9

11-A

go-0

9

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-0

9

24-N

ov-0

9

15-D

ic-0

9

05-E

ne-1

0

26-E

ne-1

0

16-F

eb-1

0

09-M

ar-1

0

30-M

ar-1

0

20-A

br-1

0

11-M

ay-1

0

01-J

un-1

0

22-J

un-1

0

13-J

ul-1

0

03-A

go-1

0

24-A

go-1

0

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-1

0

Menores Cogen GasCasnare carbonDeficit GasCosta TerInt Comsusco:Hydro Demanda Energia afluente Demanda sin export

27

Resultados. Generación térmica media GWh/día

Térmica del SIN [GWh/dia]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

02

-Dic

-08

23

-Dic

-08

13

-En

e-0

9

03

-Fe

b-0

9

24

-Fe

b-0

9

17

-Ma

r-0

9

07

-Ab

r-0

9

28

-Ab

r-0

9

19

-Ma

y-0

9

09

-Ju

n-0

9

30

-Ju

n-0

9

21

-Ju

l-0

9

11

-Ag

o-0

9

01

-Se

p-0

9

22

-Se

p-0

9

13

-Oct

-09

03

-No

v-0

9

24

-No

v-0

9

15

-Dic

-09

05

-En

e-1

0

26

-En

e-1

0

16

-Fe

b-1

0

09

-Ma

r-1

0

30

-Ma

r-1

0

20

-Ab

r-1

0

11

-Ma

y-1

0

01

-Ju

n-1

0

22

-Ju

n-1

0

13

-Ju

l-1

0

03

-Ag

o-1

0

24

-Ag

o-1

0

14

-Se

p-1

0

05

-Oct

-10

26

-Oct

-10

16

-No

v-1

0

Cogen GasCasnare carbon GasCosta TerInt Comsus

28

Resultados. Franja de Variación de la Generación Hidráulica [GWh/día]

Generacion Hidro(GWh/dia)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-

09

03-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

17-M

ar-0

9

07-A

br-

09

28-A

br-

09

19-M

ay-0

9

09-J

un

-09

30-J

un

-09

21-J

ul-

09

11-A

go

-09

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-

09

24-N

ov-

09

15-D

ic-0

9

05-E

ne-

10

26-E

ne-

10

16-F

eb-1

0

09-M

ar-1

0

30-M

ar-1

0

20-A

br-

10

11-M

ay-1

0

01-J

un

-10

22-J

un

-10

13-J

ul-

10

03-A

go

-10

24-A

go

-10

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-

10

Hid P95 Hid P5 Hid P50

29

Resultados. Franja de Variación de la Generación térmica [GWh/día]

CARBON [GWh/Día]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

02-D

ic-08

23-D

ic-08

13-E

ne-0

903

-Feb

-09

24-F

eb-0

917

-Mar

-09

07-A

br-0

928

-Abr

-09

19-M

ay-0

909

-Jun

-09

30-J

un-0

921

-Jul

-09

11-A

go-0

901

-Sep

-09

22-S

ep-0

913

-Oct

-09

03-N

ov-0

924

-Nov

-09

15-D

ic-09

05-E

ne-1

026

-Ene

-10

16-F

eb-1

009

-Mar

-10

30-M

ar-1

020

-Abr

-10

11-M

ay-1

001

-Jun

-10

22-J

un-1

013

-Jul

-10

03-A

go-1

024

-Ago

-10

14-S

ep-1

005

-Oct

-10

26-O

ct-1

016

-Nov

-10

GAS COSTA[GWh/Día]

0

5

10

15

20

25

30

35

02-D

ic-08

23-D

ic-08

13-E

ne-0

9

03-F

eb-0

924

-Feb

-09

17-M

ar-0

9

07-A

br-0

928

-Abr

-09

19-M

ay-0

909

-Jun

-09

30-J

un-0

9

21-J

ul-0

911

-Ago

-09

01-S

ep-0

922

-Sep

-09

13-O

ct-0

903

-Nov

-09

24-N

ov-0

9

15-D

ic-09

05-E

ne-1

0

26-E

ne-1

016

-Feb

-10

09-M

ar-1

0

30-M

ar-1

020

-Abr

-10

11-M

ay-1

001

-Jun

-10

22-J

un-1

0

13-J

ul-1

003

-Ago

-10

24-A

go-1

014

-Sep

-10

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

016

-Nov

-10

TERMICAS INTERIOR [GWh/Día]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

02-D

ic-08

23-D

ic-08

13-E

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903

-Feb

-09

24-F

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917

-Mar

-09

07-A

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-Abr

-09

19-M

ay-0

909

-Jun

-09

30-J

un-0

921

-Jul

-09

11-A

go-0

901

-Sep

-09

22-S

ep-0

913

-Oct

-09

03-N

ov-0

924

-Nov

-09

15-D

ic-09

05-E

ne-1

026

-Ene

-10

16-F

eb-1

009

-Mar

-10

30-M

ar-1

020

-Abr

-10

11-M

ay-1

001

-Jun

-10

22-J

un-1

013

-Jul

-10

03-A

go-1

024

-Ago

-10

14-S

ep-1

005

-Oct

-10

26-O

ct-1

016

-Nov

-10

COMBUSTIBLES SUSTITUTOS[GWh/Día]

0.00

0.01

0.01

0.02

0.02

0.03

0.03

0.04

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-0

9

03-F

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24-F

eb-0

9

17-M

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9

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br-0

9

28-A

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9

19-M

ay-0

9

09-J

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9

30-J

un-0

9

21-J

ul-0

9

11-A

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9

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-0

9

24-N

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9

15-D

ic-0

9

05-E

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0

26-E

ne-1

0

16-F

eb-1

0

09-M

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0

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ar-1

0

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0

11-M

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0

01-J

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0

22-J

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0

13-J

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0

03-A

go-1

0

24-A

go-1

0

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-1

0

30

Franja de variación de la evolución del embalse agregado

EMBALSE SIN (%)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%02

-Dic

-08

23-D

ic-0

8

13-E

ne-0

9

03-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

17-M

ar-0

9

07-A

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928

-Abr

-09

19-M

ay-0

9

09-J

un-0

9

30-J

un-0

9

21-J

ul-0

9

11-A

go-0

9

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-0

9

24-N

ov-0

9

15-D

ic-0

9

05-E

ne-1

026

-Ene

-10

16-F

eb-1

0

09-M

ar-1

0

30-M

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0

20-A

br-1

0

11-M

ay-1

0

01-J

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0

22-J

un-1

0

13-J

ul-1

0

03-A

go-1

0

24-A

go-1

0

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

026

-Oct

-10

16-N

ov-1

0

31

Franja de variación del consumo de gas [GBTUD]GAS COSTA(GBTUD)

0

50

100

150

200

250

300

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-

09

03-F

eb-0

9

24-F

eb-0

9

17-M

ar-0

9

07-A

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09

28-A

br-

09

19-M

ay-0

9

09-J

un

-09

30-J

un

-09

21-J

ul-

09

11-A

go

-09

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

ct-0

9

03-N

ov-

09

24-N

ov-

09

15-D

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9

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ne-

10

26-E

ne-

10

16-F

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0

09-M

ar-1

0

30-M

ar-1

0

20-A

br-

10

11-M

ay-1

0

01-J

un

-10

22-J

un

-10

13-J

ul-

10

03-A

go

-10

24-A

go

-10

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-

10

P95 P5 PROMEDIO

TERMICAS INTERIOR(GBTUD)

0

20

40

60

80

100

120

140

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

13-E

ne-

09

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eb-0

9

24-F

eb-0

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17-M

ar-0

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09

28-A

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09

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ay-0

9

09-J

un

-09

30-J

un

-09

21-J

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09

11-A

go

-09

01-S

ep-0

9

22-S

ep-0

9

13-O

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9

03-N

ov-

09

24-N

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09

15-D

ic-0

9

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ne-

10

26-E

ne-

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16-F

eb-1

0

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0

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ar-1

0

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br-

10

11-M

ay-1

0

01-J

un

-10

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un

-10

13-J

ul-

10

03-A

go

-10

24-A

go

-10

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-

10

P95 P5 PROMEDIO

32

Indices de confiabilidad

ÍNDICE DE CONFIABILIDAD

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

10.0%

02-D

ic-0

8

23-D

ic-0

8

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ne-

09

03-F

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9

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9

17-M

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9

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9

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un

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un

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09

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go

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ep-0

9

22-S

ep-0

9

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ct-0

9

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ov-

09

24-N

ov-

09

15-D

ic-0

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10

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ne-

10

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0

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ul-

10

03-A

go

-10

24-A

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-10

14-S

ep-1

0

05-O

ct-1

0

26-O

ct-1

0

16-N

ov-

10

0

1

2

3

4

5

NUMERO DE CASOS VERE VEREC

Vere,VereC %

Numero de casos

Estudio energético de Mediano PlazoConclusiones y Recomendaciones

34

Conclusiones• El estudio de mediano plazo estocástico muestra que en el verano 2008/2009, se

atiende satisfactoriamente la demanda del SIN más la exportaciones a Ecuador y Venezuela, registrando niveles de generación térmica que en promedio pueden superar entre 40 GWh/día en algunas semanas del presente verano. Para el verano 2009/2010 estos niveles son similares y se sitúan entre 40 y 50 GWh/día por varias semanas.

• Las reservas agregadas del SIN se espera desciendan entre 40-45% de total útil en ambos veranos.

• En términos promedio, no se observan altos consumos de combustibles líquidos. Sin embargo, en los escenarios extremos en el verano 2009/2010 se aprecian valores diferentes de cero y cuya magnitud real dependerá de la disponibilidad de los recursos con gas y carbón.

• Se observa que para el percentil 95 de los consumos gas en la costa y el interior, en ambos veranos, se alcanzan los niveles máximos de disponibilidad considerados (240 y 85 GBTU respectivamente en cada Zona)

35

Recomendaciones• Ante escenarios similares a los modelados, la variable hidrológica y la

disponibilidad de gas, jugarán un papel determinante en la atención de la demanda en el verano 2009 - 2010, por lo anterior se recomienda hacer un seguimiento constante a estas variables.

• Contar con la ampliación contemplada (total o parcial) del gasoducto Ballenas - Barranca de 190 a 260 MPCD para el verano 2009-2010 (Diciembre 2009), reduce la vulnerabilidad en la atención de la demanda del SIN ante eventos hidrológicos extremos. De igual forma, se requiere que las obras programadas en el mediano plazo para aumento en producción (Gibraltar, Cusiana y otros) se ejecuten en los tiempos previstos.

• Dado el cambio de tendencia que se ha dado en el comportamiento de la economía mundial y nacional y los precios de los combustibles fósiles, es conveniente seguir monitoreando tanto la demanda como el precio de los combustibles.

• Aunque no observan problemas para atender la demanda del SIN más exportaciones en el mediano plazo, es recomendable realizar un seguimiento continuo a las variables energéticas en caso presentarse un aumento considerable y prolongado de las exportaciones internacionales.

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