Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 11 de junio de 2014 SITUACIÓN ELÉCTRICA Y...

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10 de abril de 2023

SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Gerencia Centro Nacional de Despacho

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

Marzo de 2009


10 de abril de 2023

Situación Actual

3

Volumen de los embalses a 8 de marzo de 2009Volumen Util Diario

Nombre %

ANTIOQUIAMIEL I 59.0MIRAFLORES 51.2PENOL 94.6PLAYAS 96.2PORCE II 25.3PUNCHINA 73.0RIOGRANDE2 25.4SAN LORENZO 50.4TRONERAS 23.6total Antioquia 81.7

CARIBEURRA1 44.9total Caribe 44.9

CENTROAGREGADO BOGOTA 54.9BETANIA 96.5MUNA 94.5PRADO 77.9total Centro 57.1

Nombre %

ORIENTECHUZA 58.8ESMERALDA 42.1GUAVIO 53.8total Oriente 52.1

VALLEALTOANCHICAYA 11.1CALIMA1 86.9SALVAJINA 49.8total Valle 63.7

Total -SIN- 64.8

Embalses Agregado BogotáNEUSA 69.7SISGA 59.4TOMINE 51.8

4

Evolución del embalse agregado. Período 2003-2009

*Datos a 8 de marzo de 2009

Durante 2008, las reservas útiles del embalse agregado (línea verde) estuvieron en niveles relativamente altos, en comparación con los valores registrados desde 2003. A fines de noviembre de 2008 ellas alcanzaron su valor máximo (aunque similares a las observadas en 2006), a partir de lo cual empezaron a descender de manera paulatina, lo cual es típico para esta época del año. En lo que va corrido de 2009, las reservas alcanzan el mayor nivel observado para este período.

0.0

10.0

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

%Útil

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*Ene 61.6 70.8 72.5 69.0 74.1 70.9 75.6Feb 50.4 58.9 62.7 57.0 60.6 62.7 67.1Mar 42.0 50.8 50.6 54.3 51.0 56.5 64.8Abr 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 81.5

mesVolumen en %útil

5

Aportes hidrológicos a 8 de marzo de 2009

Q, m3/seg Q, %media

A. SAN LORENZO 48.3 201.1CONCEPCIÓN 4.8 100.9DESV. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) 8.5 115.3GRANDE 32.2 137.1GUADALUPE 17.1 129.6GUATAPE 44.3 187.9MIEL I 203.1 251.3NARE 43.5 128.8PORCE II 99.6 199.2SAN CARLOS 18.6 109.5TENCHE 5.1 179.7

TOTAL REGIÓN 157.19

Q, m3/seg Q, %media

BATA 14.0 70.7BLANCO 0.0 0.0CHUZA 3.4 58.8GUAVIO 14.4 47.4

TOTAL REGIÓN 54.25

Valores acumulados

ANTIOQUIA

ORIENTE

SERIE

SERIEValores acumulados

Q, m3/seg Q, %media

BOGOTA N.R. 5.4 54.5MAGDALENA BETANIA 425.9 122.7PRADO 47.2 83.1

TOTAL REGIÓN 91.31

Q, m3/seg Q, %media

ALTOANCHICAYA 35.0 94.9CALIMA 12.2 127.5CAUCA SALVAJINA 159.4 115.6DIGUA 21.4 100.0FLORIDA II 8.2 100.0


Q, m3/seg Q, %media

SINU URRA 168.5 129.1


CENTRO



VALLE


CARIBE

123.71TOTAL SIN (%MEDIA)

6

Anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM)

Fuente imagen: CPC-NCEP-NOAA.

Las imagen muestran la evolución del campo térmico superficial sobre el océano mundial, expresado en anomalías de la TSM, durante la semana del 22 al 28 de febrero de 2009. En resumen, continúa observándose el debilitamiento de las anomalías negativas de la TSM y su transición hacia condiciones neutrales en el Pacífico tropical, aunque en algunas zonas de las latitudes medias (concretamente, entre 20°S y 50°S) persiste un leve calentamiento estacionario, que se ha venido intensificando paulatinamente. Se recomienda permanecer atentos a su posterior evolución.

7

Las imagen corresponde a los resultados de la corrida mas reciente del sistema de modelación del NCEP (National Centers for Environmental Prediction, adscrito a la NOAA), CFS (Coupled Forecasting System Model), con resolución trimestral. Según este modelo, parecería estarse gestando un leve calentamiento que aumentaría su magnitud hacia finales del horizonte (nov/2009), por lo que conviene permanecer muy atentos a su evolución.

Pronóstico NWS/NCEP (NOAA)

8

Consumos de gas en la costa (GBTUD)Consumo Gas Costa [GBTUD]

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9

Gas Costa Pmvil Mensual

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Consumos de gas en el interior (GBTUD)Consumo Gas Interior [GBTUD]

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Gas Interior Pmvil Mensual 2

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Recibos en Ballenas Vs Gen. Térmica a gas en el Interior

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9

MP

CD

Recibos en Ballenas

Capacidad de Transporte

Consumo termoelectrico

La información de recibos en Ballena es tomada del BEO de TGI


10 de abril de 2023

Análisis Energético de Mediano Plazo


10 de abril de 2023

Estudio energético de Mediano PlazoSupuestos

13

•DEMANDA: Se definen unos escenarios de crecimiento, los cuales tienen una

relación directa con el crecimiento macroeconómico esperado para el país.

•HIDROLOGÍA: Asociada con la dinámica climática e hidrológica del país.

Incertidumbre en las variables de Planeación

Debido a la complejidad del problema es imposible manejar la incertidumbre

en todas las variables, por lo que dentro del análisis de incertidumbres en

este estudió se puso especial atención al manejo de la demanda, los aportes

hidrológicos y los intercambios con el Ecuador.

14

Demanda Real

3,600

3,800

4,000

4,200

4,400

4,600

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En

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En

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Jul-

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Sep

-09

Oct

-09

No

v-09

Dic

-09

Real Esc. Medio Esc. Bajo Esc. Alto

GWh/mesEsc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto

2008 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 %

•El Año 2008 creció 1.6% respecto a 2007

15

Pronostico de Demanda

INFORME DEMANDA DEL SIN a enero de 2009

• Mensual (Enero y Febrero/2009 vs Enero y Febrero/2008 )

La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 1% en enero de 2009 y 0.3 % en

Febrero 2009, al compararla con el mismo mes del año anterior.

• Crecimiento 2008

Durante el año 2008 la demanda de energía eléctrica tuvo un crecimiento del 1.6% con respecto al

año anterior, siendo éste el menor crecimiento de los últimos ocho años.

Año GWh Crecimiento GWh Crecimiento Diferencia

2008 53953 53869

2009 55398 2.7% 54408 1.0% 990

2010 57435 3.7% 55224 1.5% 2211

2011 59392 3.4% 56328 2.0% 3064

Escenario bajo UPME * Escenario XM

16

Aportes históricos, escenarios mediano plazo de febrero/2009

Datos a 15 de febrero de 2009

La imagen muestra el comportamiento de los aportes energéticos registrados (verde), junto con los escenarios utilizados en el planeamiento de mediano plazo (esperado (azul), contingencia (rojo) y contingencia superior (naranja)), cuyo primer año fue preparado por el Subcomité Hidrológico en enero de 2009. Durante febrero los aportes continúan por encima de los promedios históricos por décimo mes consecutivo.

0

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Ene

-11

[%media]

Historia Caso Esperado Caso Contigencia Superior

17

Supuestos básicos

Variable Supuesto

Expansión generación y Transmision

Fuente UPME

Costos de combustibles Fuente UPME - Diciembre de 2008

Costa 240 GBTUD

Interior 85 GBTUD hasta junio de 2010

120 GBTUD de julio en adelante

Mantenimientos Solicitados en el Sistema Nacional de Consignaciones

Restricción de gas

18

Supuestos Sensibilidades

Casos determinísticos

Información base para caso Estocástico

Variable Caso XM1 Caso XM2 Caso XM3 Caso XM4 Caso XM5 Caso CNO (Elec)

Hidrologia Pronostico SHyPH Pronostico SHyPH Pronostico SHyPHContingencia

superior SHyPH3 meses pronosticoresto contingencia

3 meses pronosticoresto contingencia

Demanda Escenario bajo de la UPME

Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2 % 2011

Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2

% 2011

Escenario bajo de la UPME

Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2 %

2011Escenario bajo de la UPME

Info Ecuador Oficial Oficial

Crecimiento del 2% en la demanda.

Solo Mazar en el horizonte y atrasado 6

meses.Reducción del 40 % costo de combustibles líquidos.

Oficial

Crecimiento del 2% en la demanda.

Solo Mazar en el horizonte y atrasado 6 meses.

Reducción del 40 % costo de combustibles líquidos.

Oficial

Exportaciones Ecuador Coordinado Ecuador Coordinado

Ecuador Coordinado (limitado 5GWh/día Col-

Ecu0 GWh/dia Ecu - Col)

Ecuador CoordinadoEcuador Coordinado (limitado

5GWh/día Col-Ecu0 GWh/dia Ecu - Col)

Ecuador Coordinado


10 de abril de 2023

Estudio energético de Mediano PlazoResultados de casos determinísticos

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Evolución Embalse SINEvolución Embalse (%)

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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 Caso CNO

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Generación Hidráulica [GWh/día]

Generación Hidráulica (GWh/día)

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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 caso CNO'

22

Generación térmica GWh/día

Generación Térmica (GWh/día)

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Consumo Gas Interior [GBTUD]

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Consumo Gas Costa [GBTUD]

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Estudio Energético de Mediano PlazoResultados Caso Estocástico

26

Balance Energético del SINValores promedio de 100 series

Balance Energetico del SIN

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GW

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Menores Cogen GasCasnare carbon

GasCosta Deficit TerInt Comsus

co:Hydro Colombia Energia afluente

27

Evolución de la reserva almacenada total del SIN

EMBALSE SIN (%)

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1

Q.Sup

Q.Inf

Prom.

28

Consumo de gas termoeléctrico en el interior (GBTUD)Verano 2009/2010

Valor Máximo

Valor Mínimo

Percentil 75

Mediana

Percentil 25

Promedio

• En todas las semanas del verano 09/10 se observa que al menos un caso alcanza el máximo asumido de 85 GBTUD

•En los meses de Enero a Marzo 2010, entre un 15% y 25% de los casos se alcanza el valor máximo

0

10

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29

Consumo de gas termoeléctrico en la costa (GBTUD)

GAS COSTA

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GB

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Q.Sup Q.Inf Prom.


10 de abril de 2023

Conclusiones y Recomendaciones

31

Conclusiones

• Las diferentes sensibilidades realizadas muestran que a lo largo del horizonte se atiende satisfactoriamente la demanda del SIN más la exportaciones a Ecuador y Venezuela, cumpliéndose los criterios de confiabilidad energética establecidos para el SIN.

• En los diferentes casos, la generación térmica promedio alcanza los 35 GWh/día en algunas semanas de abril de 2009 con participación de recursos a carbón y gas de la costa primordialmente. Para el verano 2009/2010 estos niveles aumentan y se sitúan entre 45 y 50 GWh/día por varias semanas y con una participación mayor de gas del interior.

• No se observa generación considerable con combustibles líquidos. Estos resultados dependen en forma directa de la disponibilidad de los recursos con gas y carbón.

• Se observa que en algunos de los casos el consumo de gas en la costa y el interior, en el verano 2009-2010, alcanza los niveles máximos de disponibilidad considerados (240 y 85 GBTU respectivamente en cada Zona)

32

Recomendaciones

• Dado el comportamiento mostrado por la demanda doméstica del SIN durante el 2008, el primer mes del 2009 y ante las perspectivas actuales de evolución de la economía mundial se recomienda realizar un seguimiento constante a la demanda para evaluar la posibilidad de revisión de los escenarios vigentes de UPME.

• Es de vital importancia que la ampliación contemplada del gasoducto Ballenas - Barranca de 190 a 260 MPCD se disponga para el verano 2009/2010 y reduzca los riesgos que esta limitación puede representar para la atención de la demanda en ambos sectores. 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.

• Aunque los consumos de combustibles líquidos para generación termoeléctrica son marginales en los estudios presentados, su uso es factible en escenarios hidrológicos extremos combinados con alta indisponibilidad de la generación térmica con otros energéticos. Por lo tanto, es importante establecer, con la infraestructura actual, la logística necesaria de suministro y transporte de combustibles líquidos en dichos escenarios.

• En julio 22 de 2009 y por 13 días, EMGESA tiene programada la salida a mantenimiento de toda la central de Guavio (1200 MW). Es conveniente que los agentes tengan en cuenta esta indisponibilidad en la programación futura de nuevas consignaciones de unidades de generación y elementos de transmisión, facilitando de esta manera la función de coordinación de mantenimientos.


10 de abril de 2023

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