XM Compañía de Expertos en Mercados 25 50 75 100 125 ... el CND confirmará con el Centro de...

XM Compañía de Expertos en Mercados

Gerencia Centro Nacional de Despacho

Todos los derechos reservados para XM S.A. E.S.P

2

Contenido

• Sistema eléctrico colombiano

• Operación y administración del mercado

� Despacho Económico Coordinado y Despacho Ideal

� Despacho de Recursos de Generación

� Restricciones Operativas Demanda Venezuela

� Proceso redespacho de generación

• Cifras del Mercado Eléctrico


3

Sistema Energético Colombiano


4Estructura del Mercado de Electricidad - Cifras

GENERACIÓN

OPERACIÓN

ADMINISTRACIÓN

TRANSMISIÓN

Mercados de Otros Países

TIEGENERACIÓN

DISTRIBUCIÓN

COMERCIALIZACIÓN

CLIENTES

MO

NO

PO

LIO

NA

TU

RA

L

Exportaciones Importaciones Exportaciones Importaciones

2009 1.076,7 20,8 107.711,7 1.118,5

2010 797,7 9,7 73.812,0 565,0

Total desde 2003 9.437,7 225,7 777.956,5 9.102,7

Transacciones Internacionales de Electricidad -TIE-

AñoEnergía (GWh) Valor (miles USD)

Variables 2009 2010 Variación Crec.

BOLSA 2.503.255 2.378.933 -124.323 -5,0%

CONTRATOS 6.670.480 6.986.575 316.095 4,7%

C x C 1.620.050 1.451.636 -168.415 -10,4%

Cargos por uso STN 1.177.211 1.186.547 9.336 0,8%

TRANSACCIONES (Millones de pesos)


5

Participación en la generación

Capacidad de Generación

84%de la capacidad es administrada por

6 generadores:ENDESA(Emgesa), EPM, Isagen,

Gecelca, Colinversiones(EPSA), AES (Chivor)

Hidráulica - 63%

Térmica - 32%

Menor_Cogen. - 5%

Composición de la generación en 2010

Demanda Anual - 2010

Energía 56.1 TWh

Potencia 9.1 GW

Capacidad de generación - 2010

Tipo MW ParticipaciónHidráulica 8,525.0 62.9%Térmica 4,362.0 32.2%

Gas 2,757.0Carbón 984.0Fuel - Oil 434.0Combustoleo 187.0ACPM 0.0

Menores 602.3 4.4%Hidráulica 500.5Térmica 83.4Eólica 18.4

Cogenerador 54.9 0.4%

Total SIN 13,544.2


6

Operación y Administración del Mercado


7

Operación y administración del Mercado

ProgramaciónPlaneación

Coordinación, Supervisión y Control

25

50

75

100

125

150

175

200

225

Dic

-99

Abr-00

Ago-

00

Dic

-00

Abr-01

Ago-

01

Dic

-01

Abr-02

Ago-

02

Dic

-02

Abr-03

Ago-

03

Dic

-03

Abr-04

Ago-

04

Dic

-04

Abr-05

Ago-

05

Dic

-05

Abr-06

Ago-

06

Dic

-06

Abr-07

Ago-

07

Dic

-07

Abr-08

Ago-

08

Dic

-08

Abr-09

Ago-

09

Dic

-09

Abr-10

Ago-

10

Dic

-10

Abr-11

Real 0 25 50 75 100

% M

edia

His

tórica

Aportes

Registro

Liquidación y facturación ASIC-LAC

Gestión Financiera


8

� Si es un transmisor debe registrar sus activos.

� Si es un distribuidor debe tener cargos aprobados

por la CREG.

� Si es un generador debe registrar fronteras

comerciales, contratos y/o participar en la Bolsa.

Además debe presentar Garantías.

� Si es un comercializador debe registrar contratos

y/o fronteras comerciales. Además debe presentar

Garantías.

Registro: ¿Cómo participar en el mercado?


9

Insumos

Planeación de la operación

Mediano Plazo5 semanas - 2 año

Largo Plazo 5 – 10 años

Señales: Uso recurso primarios, expansión, inversiones,…..

Generaciones de seguridad, protecciones, consignas, obras para reducir restricciones, mantenimientos, …..

Confiabilidad, Calidad y Economía futura

Experiencias operativas

GeneraciónTransmisiónDemandaCombustiblesDisponibilidad Interconexiones

InternacionalesClima e HidrologíaPlanes de expansiónEscenarios Futuros

PlaneaciónEléctrica (Obligatoria)Energética (Indicativa)


10

Despacho Económico con Calidad, Confiabilidad y Mínimo Costo

Programación de la operación

1 semana

24 horas

Insumos

Mantenimientos� Generación� Transmisión

Disponibilidad y PrecioDemandaTendencia preciosIntercambios Internacionales

y TIE´s

Experiencias operativas

Programación Semanal

Programación Diaria

Programación


11

Redespacho

Supervisión y Control en tiempo real

Análisis Postoperativo

Controlar Tensión

Análisis Eventos

Análisis Energético

Redespacho

Coordinación, supervisión y control de la operación

Coordinar Maniobras

Análisis Eléctrico Redespacho

Controlar Frecuencia


12

Proceso comercialLIQUIDACIÓN DE ENERGÍA

Demanda Comercial

Energía en Bolsa

Energía en Contratos

Medidas Agentes

Cobertura en Contratos

Prioridad en contratos:� Pague lo contratado� Pague lo demandado

Para la liquidación se diferencia la bolsa

nacional de la internacional

ContratosLargoPlazo


13Proceso comercial FACTURACIÓN

Otros Cargos�Restricciones�AGC�Penalización por

Desviaciones�Cargo por

Confiabilidad++++

FacturaciónCentralizada

Facturaciónentre agentes

Todos los conceptos son de liquidación HORARIA, excepto el Cargo por Confiabilidad, que

es DIARIA

Energía en Bolsa

Energía en Contratos


1414

Proceso comercial


15

Despacho Económico Coordinado y Despacho Ideal


1616

Despacho Económico Coordinado y Despacho Ideal

Insumos Oferta de precio y disponibilidad

Pronostico de demanda

Modelamiento de la red

Características técnicas de las unidades de gen

Proceso Min (Pofe * Gen) + Pap Cumpliendo criterios de Calidad / Seguridad y

Confiabilidad

ResultadosDespacho de los

recursos de generación hora

a hora

Programación de las TIE

Programación de int para Dem internacional

Despacho Económico Coordinado Día t-1

InsumosOferta de precio / disponibilidad

real

Demanda Real + Pérdidas

SinModelamiento de

la red

Características técnicas de las unidades de gen

Proceso Min (Pofe * Gen) + Pap

ResultadosDespacho de los

recursos de generación ideal

hora a hora

Precio de Bolsa

Despacho Ideal Día t+1


1717

Liquidación de los Generadores


1818

Liquidación de los Comercializadores


1919

Liquidación del Costo de Restricciones de la Red


20

Despacho de Recursos de Generación


2121

Subprocesos

OFERTAS

DESPACHO NACIONAL

DESPACHO TIE’S

DESPACHO TIE’S + DI

ASIGNACIÓN AGC


2222

Subprocesos

OFERTAS

� Oferta de Precio

� Oferta de Precio de Arranque y Parada

� Declaración de Disponibilidad.

� Configuración de Rampas (Combustible)

� Declaración de Mínimos Obligatorios

� Declaración de Pruebas.

� Declaración de Disponibilidad para Reserva Rodante (AGC).


2323

Subprocesos

ASIGNACIÓN AGC

Disp.

DespachoAGC

AGC

T(h)

Gen (MW)

MT.AGC

DespachoAGC

AGC

T(h)

Gen (MW)

PRECIO DE OFERTA BAJO PRECIO DE OFERTA ALTO

MT.AGC

Disp.


2424

Subprocesos

DESPACHOS

Precio Disponibilidad

Demanda Total

Recurso A

Recurso B

Recurso C

Recurso D

Recurso E

Recurso F

MW/h

Periodo

Restricciones Eléctricas

Generaciones Obligatorias

Recurso A

Recurso B

Recurso C

Recurso D


2525

SubprocesosDESPACHO TIE’S + DI

•Resolución CREG 155 de 2008

“ARTÍCULO 49º. Programación de Transacciones de Electricidad con Países con los cuales no se tenga una Integración de Mercados Regulatoriamente. Para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones de integración regulatoria mínimas, para garantizar

la operación de un Mercado de Corto Plazo coordinado, el CND una vez finalizado el proceso de

despacho económico coordinado a que hace referencia el artículo 7º de esta Resolución,

procederá a la programación en el despacho programado de las solicitudes de suministro de los

operadores del país importador, la cual deberá finalizar a más tardar a las 15:05 horas.”


2626

SubprocesosDESPACHO TIE’S + DI

Precio Disponibilidad

Demanda NacionalRecurso A

Recurso B

Recurso C

Recurso D

Recurso E

Recurso F

MW/h

Periodo

Restricciones Eléctricas

Generaciones Obligatorias

Recurso A

Recurso B

Recurso C

Recurso D

Demanda Nal +Ties

Demanda Nal +Ties + DI


27

Restricciones Operativas Demanda Venezuela


2828

Enlace Corozo – San Mateo 230 kVNORDESTE

RED 230 / 115 kV

CONVENCIONES

500 kV

230 kV

115 kV

34.5 kV

<=13.8 kV

Merilectrica

SochagotaGuatiguara

Chivor

Paipa

Barranca

Bucaramanga

Los Palos

Tasajero

Belen (Cucuta)

San Mateo(Cucuta)

Corozo(Venezuela)

Ocaña

Toledo Samore

Banadia

Caño Limon

Palenque

Real de Minas

San Silvestre

Lizama

San Gil

ConvencionTibuZulia

La Fria(Venezuela)

Sevilla

Ayacucho Aguachica

Belencito

San Antonio

Tunja

BarbosaChiquinquira

Cimitarra

Sabana deTorres

San Alberto

Yopal

Boavita

Paz de Ariporo

Duitama(115 kV)

Tame

Malena

PlayasLa Sierra

Termocentro

Jaguas

Comuneros

Primavera

CementosBoyaca

Bavaria(Boyaca)

Sogamoso(115 kV)Hornasa

Sideboyaca

Florida(Bucaramanga)

Tbucaflori

Insula

TSideboyaca

Paipa1, 2 y 3

Paipa 4

Termoyopal 1 y 2

Cementos Argos

La Cira Infantas

Unidades para el Soporte de tensiones

Tasajero

Paipa IV

Meriléctrica


2929

Enlace Cuestecitas – Cuatricentenario 230 kV

COSTA ATLÁNTICARED 220

CONVENCIONES500kV220kV110kV

Ternera

Termocandelaria

Cartagena

Fundación

Santa Marta

Guajira

Cuestecitas

Valledupar

Sabanalarga3 * 450 MVA

Nueva Barranquilla

Tebsa

90 MVA

55 MVA

2 * 100 MVA

2 * 100 MVA180 MVA

El Copey41 MVA 100 MVA

100 MVA60 MVA

GCM

ATLÁNTICO

ATLÁNTICO

BOLIVAR

Cartagena

Ternera

Sabanalarga

Sabanalarga

Tebsa

El Copey Valledupar

Fundación

Santa Marta

Cuestecitas

Sabanalarga

Bolivar

Cuatricentenario

Unidades para el Soporte de tensiones

Guajira 1

Guajira 2


3030

Bloques de Despacho

• Dadas Las restricciones que puede presentar el Despacho Económico debidoa la dinámica de La topología de la red por mantenimientos o indisponibilidaden los elementos del sistema, se pueden presentar limitaciones a lascantidades de potencia solicitadas.

• Para darle firmeza a Los intercambios de energía entre Colombia y Venezuelaes necesario definir rangos de generación factibles según la carga a conectar.


3131

Comunicación


3232

Comunicación

•Acuerdo CNO 436 de 2008

PRIMERO. Para efectos de determinar la demanda a ser atendida como exportación en una interconexión Internacional, para aquellos países con los cuales no se tengan las condiciones

de integración regulatoria , diariamente y antes de las 12:30 horas para el Despacho

Económico, el CND confirmará con el Centro de Despacho del país importador en la

interconexión internacional, el pronóstico de demanda para el día siguiente, teniendo en cuenta

las restricciones operativas y la máxima capacidad técnica de transporte de la interconexión.


3333

Comunicación


34

Proceso Redespacho de Generación


35

Criterios de redespacho35

El código de operación de la resolución CREG 025/1995, contiene los criterios,procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el planeamiento eldespacho económico, la coordinación, la supervisión y el control de la operación integradadel Sistema Interconectado Nacional (SIN), procurando atender la demanda en formaconfiable, segura y con calidad de servicio, utilizando los recursos disponibles de lamanera mas conveniente y económica para el país.

Res 051/2009: El CND encuentra para las veinticuatro (24) horas del despacho, undespacho programado considerando las características técnicas de las plantas y/ounidades de generación, las restricciones del SIN y con los requerimientos de AGC segúnla reglamentación vigente.

Res 025/1995: Este despacho económico puede ser modificado durante la ejecución delmismo con el fin de tener en cuenta los cambios en las condiciones de operación delsistema; esta modificación se denomina redespacho.

La operación integrada del SIN está definida como la forma de operación en la cual losrecursos de generación centralmente despachados se utilizan para cubrir la demandacumpliendo con los criterios adoptados, de seguridad, confiabilidad y calidad de servicio, ydespacho por orden de mérito de costos.


36

Criterios de Redespacho36

Res 025/1995: Numeral 4.3 Períodos de Tiempo para el Envío yProcesamiento de la Información para Efectuar el Redespacho

La información para Redespacho la suministran los agentes al menos unahora y media (1 ½ horas) antes de iniciar la vigencia de la modificación.

El CND informa a las empresas generadoras y CRDs, al menos con mediahora (½ hora) de anticipación, telefónicamente con grabación permanente,las modificaciones al programa de generación de las unidades, y si sepresentan, los cambios en los límites de transferencias de las áreasoperativas.

Debe concretarse al agente a declarar el número de períodos horarios en loscuales se encontrará indisponible, ya que de no hacerlo, no queda claro si elCND aceptó una “indisponibilidad condicionada” a que el agente informe elmomento de terminación y se hace indefinido el período de tiempo durante elcual el programa de redespacho debe considerar el recurso indisponible. Porlo tanto, no se deben aceptar redespachos hasta nueva orden.


37

Resumen Causales de Redespacho37

Indisponibilidad total de una unidad.

Aumento en la disponibilidad declarada por un agente generador por solicitud del CND.

Cambios topológicos que impliquen cambios en los límites de transferencias delas áreas operativas.

Cambios mayores a 20 MW en la demanda ocasionados por eventos fortuitos

Estado de emergencia del Sistema de Transporte de gas

Empate de Unidades de Generación

Desviaciones al Programa No Cumplido

Pruebas de disponibilidad

Modificación de combustible principal a alterno

Redespacho a las TIE (Topología, Precios, Generación, Incumplimiento comercial)


3838

Exportaciones hacia Venezuela

Actualmente se tiene un esquema de Demanda Internacional (DI) haciaVenezuela por los enlaces Cuestecitas – Cuatricentenario 220 kV y Corozo – San

Mateo 230 kV en las subáreas GCM y Nordeste respectivamente.

Se programó por primera vez en lo corrido del año el día 04 de abril por Corozo-San Mateo transferencia de 70 MW.

Posteriormente, para el día 15 de junio inició transferencia de potencia entre 100y 120 MW entre los períodos 10 y 24, por la interconexión Cuestecitas-Cuatricentenario.


3939

Generación de Seguridad Asociada

Por condiciones eléctricas de la red asociadas a la interconexión porCuestecitas-Cuatricentenario se debe programar una Guajira para un intercambiomenor a 100 MW y 2 Guajiras para intercambios mayores a 100 MW.

Para el caso de la interconexión por Corozo-San Mateo se programa engeneración de seguridad en Tasajero dependiendo del valor de la exportación.

En ambos casos, aunque las transferencias no son los 24 períodos del día, losrecursos que cubren la seguridad de Venezuela, por sus Tiempos Mínimos deGeneración (TMG), deben generar de manera permanente aún cuando estánfuera de mérito o inflexibles para el SIN.


4040

Redespachos por Venezuela

En lo corrido del año se ha modificado el programade Generación debido a modificaciones deexportación a Venezuela un total de 408 períodos,de los cuales 151 han sido por aumento de latransferencia y los 257 restantes por disminución.

Los redespachos suelen ser a 0MW o un perfilplano durante el día.


4141

En total han sido programados por Despacho 168 GWh de DI a Venezuela desde el mes de abril.

MWh

mes0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto

0 0 0

10150

21750

44550

51060

40520

Despacho hacia por Venezuela


4242

En total se han presentados redespachos en aumento por unvalor de 13,7 GWh y en disminución de 19,9 GWh.

MWh

mes

0

2000

4000

6000

8000

10000


0 0 0700 490

9890

2600

0

-8000

-6000

-4000

-2000

0


0 0 0

-1610 -1400

-7580-7855

-1450

MWh

mes



4343

OPSIS Caracas ha informado algunas veces que ellos nopueden tomar valores que varíen durante el día, porejemplo:

Venezuela Pi Pi+1 Pi+2 Pi+3

DI 70 50 70 60

En esas situaciones suelen solicitar redespacho a cerodurante todos los períodos porque la carga se debetransferir una sola vez para un valor fijo de intercambio. Sinembargo la generación de seguridad debe permanecer enlínea por restricciones de las unidades térmicas



44

Cifras del mercado


4545

Volumen de los embalses (Agosto-2011)

Datos hasta el 24 Ago

Total Acumulado -SIN- 83.86%


4646

Demanda de energía del SIN - Agosto 2011 (*parcial)

Julio 2.3%:Bajo crecimiento industria manufactureray efecto calendario con un comercial menos.

Agosto 3.2%*:Aumento de las cargas del STN por operaciónde Cerromatoso a un 80% aprox.

ago-2009 ago-2010 sep-2010 oct-2010 nov-2010 dic-2010 ene-2011 feb-2011 mar-2011 abr-2011 may-2011 jun-2011 jul-2011 ago-2011

GWh 4649.4321 4771.8102 4664.8452 4818.6965 4615.7353 4707.2319 4666.6299 4358.996 4801.2055 4587.4526 4855.4771 4693.7 4817.0438 3346.0629

Crec 2.3% 2.6% -0.3% 1.7% 0.2% -0.7% 2.0% -1.1% -1.8% -0.5% 1.4% 2.3% 2.3% 3.2%

2.3%2.6%

-0.3%

1.7%

0.2%

-0.7%

2.0%

-1.1%

-1.8%

-0.5%

1.4% 2.3%

2.3%

3.2%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

GWh



4747

Exportaciones


0

2

4

6

8

10

121-

ago-

0916

-ago

-09

31-a

go-0

915

-sep

-09

30-s

ep-0

915

-oct

-09

30-o

ct-0

914

-nov

-09

29-n

ov-0

914

-dic

-09

29-d

ic-0

913

-ene

-10

28-e

ne-1

012

-feb

-10

27-f

eb-1

014

-mar

-10

29-m

ar-1

013

-abr

-10

28-a

br-1

013

-may

-10

28-m

ay-1

012

-jun-

1027

-jun-

1012

-jul-1

027

-jul-1

011

-ago

-10

26-a

go-1

010

-sep

-10

25-s

ep-1

010

-oct

-10

25-o

ct-1

09-

nov-

1024

-nov

-10

9-di

c-10

24-d

ic-1

08-

ene-

1123

-ene

-11

7-fe

b-11

22-f

eb-1

19-

mar

-11

24-m

ar-1

18-

abr-

1123

-abr

-11

8-m

ay-1

123

-may

-11

7-ju

n-11

22-ju

n-11

7-ju

l-11

22-ju

l-11

6-ag

o-11

21-a

go-1

1

GW

h -

Día

Exporta Ecuador

Exporta Venezuela


4848

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado(Parcial Agosto -2011)

Datos hasta el 22 de Agosto

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de julio de 2011


49

Precios de Bolsa promedio por hora49



50Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y Mínimos por día

50



5151

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