ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA · 2012-11-14 · 5. Disponibilidad de infraestructura...

ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA

Ángela Inés Cadena – Javier Martínez

Noviembre 1 de 2012

AGENDA

1. Proyecciones de la demanda de energía

2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica

3. Expansión de la generación

4. Expansión de la transmisión

5. Reflexiones finales

Abastecimiento de la demanda de E. E.

Metodología de proyecciones de la demanda

de energía

Pasado y Presente

del

Sistema Energético

Modelos

Econométricos

Modelo

Analítico

Macroeconomía

Proyecciones

Integradas de

Demanda

IMPACTOS

Económicos,

Ambientales

I

T

E

R

AC

I

O

N

Flujo de Energía,

Políticas Energéticas,

Sustitución-URE

PIB, IPC,

Población,

Ingreso

Series Históricas de

Consumo,

Precios y Tarifas.

Tecnologías Existentes

Tasas de crecimiento

AÑO BASE

Contexto internacional

Perspectivas de crecimiento energético (Fuente: EIA-DOE 2011)

53% en 27 años

18% en países OECD y 67% en los

no OECD

12% de los líquidos son crudos no

convencionales

El carbón crece en países no OECD Asia

E = (E /PIB) x (PIB /POP) x POP

Perspectivas de crecimiento demanda de

energía primaria mundial

2009-2020 2021-2030

OECD 0.7% 0.3%

No OECD 3.0% 1.7%

China 3.9% 1.6%

Latinoamérica 2.5% 1.5%

COLOMBIA 2.3% 1.5%

Crecimiento Demanda Primaria de Energía

Fuente: World Energy Outlook 2011 y UPME

Durante las dos

últimas décadas, el

crecimiento de la

demanda primaria de

energía mundial ha

estado promovida por

las economías

emergentes asiáticas.

La perspectiva para el

futuro es que siga esta

tendencia de

ascendente demanda

de las economías en

desarrollo, frente a la

desaceleración de las

ya desarrolladas.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1990 2009 2020 2030

Gto

e

Transporte Internacional

Otros No OECD

Africa y Medio Oeste

LATINOAMÉRICA

India

China

Otros OECD

Unión Europea

Estados Unidos

NO OECD

OECD

Perspectivas de crecimiento eléctrico (Fuente: EIA-DOE 2011)

ELC crece en 84% en el periodo de

análisis

CARG RNW: 3.1% (ELC: 2.3%). 19% a 23%

En su mayoría (82%) HYDRO (55%) y WIND

(27%)

E = (E /PIB) x (PIB /POP) x POP

Perspectivas de crecimiento demanda

energía eléctrica en el mundo

Fuente: World Energy Outlook 2011 y UPME

2009-2020 2021-2030

OECD 1.4% 0.9%

No OECD 5.0% 2.7%

China 6.6% 2.9%

Latinoamérica 2.7% 2.1%

COLOMBIA 3.7% 3.5% (Prelim)

Crecimiento Demanda de Energía Eléctrica

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

1990 2009 2020 2030

TW

h

Otros No OECD

Africa y Medio Oeste

LATINOAMÉRICA

India

China

Otros OECD

Unión Europea

Estados Unidos

NO OECD

OECD

El crecimiento de la

demanda de energía

eléctrica mundial está

impulsada por los países

en vía de desarrollo,

entre los cuales

sobresalen China e

India.

Considerando el avance

de cobertura y desarrollo

logrado, se prevé que en

la presente década el

crecimiento de la

demanda de energía

eléctrica de

Latinoamérica (2.7%)

sería inferior a la de

China (6.6%), India

(6.3%), África (3.4%) y

países de Oriente Medio

(4.0%).

Crecimiento esperado de las emisiones (Fuente: EIA-DOE 2010)

CO2 = (CO2 /E) x (E /PIB) x (PIB /POP) x POP

Proyecciones de la demanda de energía

0

50

100

150

200

250

300

350

20

00

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02

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04

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06

20

08

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10

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12

20

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16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

Mil

lon

es B

EP

Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón

Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados

Historia Proyección

Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%

Fuente: UPME

3.10%

3.48%

2.69% Diesel

Electricidad

Gas Natural

Prospectiva Energética – Escenario base

Oferta de hidrocarburos

Factores de éxito y variables críticas

FACTORES DE ÉXITO DEL SECTOR DE

HIDROCARBUROS

1. Aumento de la inversión en el sector promovida por un marco

regulatorio favorable y promoción internacional

2. Apertura de oportunidades de inversión bajo distintos

esquemas de negocio

3. Éxito exploratorio e incremento del conocimiento geológico

4. Modernización de ECOPETROL e incorporación de recurso

humano calificado

5. Disponibilidad de infraestructura heredada de la década

pasada, previo a la declinación de producción

6. Mayor productividad por la inclusión de nuevos esquemas de

perforación

7. Aumento de factor de recobro en cuencas maduras por el uso

de nuevas tecnologías

8. Mercado internacional favorable y altos precios de crudo

9. Mejora en seguridad del país.

VARIABLES CRÍTICAS ACTUALES Y FUTURAS

1. Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas)

2. Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuencas de

Los Llanos)

3. Potencial de no convencionales (gas asociado al carbón, shale

gas, shale oil, arenas bituminosas)

4. Factor de recobro de hidrocarburos

5. Precio internacional de energéticos (precio de referencia del

barril de crudo)

6. Política estatal petrolera (government take)

7. Factores medio ambientales (restricción de la actividad de E&P

por razones ambientales)

8. Factores socio culturales, nivel de conflicto (restricción de la

actividad de E&P por razones sociales

Fuente: Estudio ADL


Escenario de referencia (base)

Hallazgos

Hidrocarburos

Convencional

Potencial No

Convencionales*

Potencial

Crudos

Pesados*

Factor

de Recobro

Precio

Internacional

Energéticos

Política

Estatal

Petrolera

Factores

Ambientales

Factores

Socio

Culturales

Marginal

2.5 TPC

2,900 MBls

5%

Nulo

0 TPC

0 MBls

30%

Marginal

500 MBls

15%

Status Quo

< 26%

30%

< 50

USD/barril

10%

Favorable a

Inversión

(Status Quo)

35%

< Requisitos vs.

Otros Países

Petroleros

20%

Desarrollo en

eq. con la

Comunidad

30%

Modesto

3 TPC

3,600 MBls

40%

Shales /CBM

2 TPC

1,000 MBls

40%

Bajo

800 MBls

30%

Medio

26% - 29%

40%

50-75

USD/barril

30%

> Government.

Take

35%

Equilibrio

Legislación y

Des.

Sustentable

50%

Oposición

Aisladas a

Proyectos

40%

Alto

5 TPC

11,000 MBls

40%

Shales/CBM/

Arenas

10 TPC

10,000 MBls

20%

Medio

1,200 MBls

40%

Alto

29% - 35%

20%

75-125

USD/barril

50%

Intervención

Leve

20%

Restricción

Radical (priori-

dad ambiental)

30%

Limitada

Concertación

30%

Extraordinario

10 TPC

>15,000 MBls

5%

Todos

> 20 TPC

> 20,000 MBls

10%

Alto

> 13,000 MBls

15%

Máximo

> 35%

10%

>125

USD/barril

10%

Intervención

Severa

10%

Fuente: Estudio ADL


Escenarios de incorporación de reservas

SUPUESTOS

ESCENARIOS

Escasez

Base

Abundancia

1. Reservas probadas en producción

Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre

de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios.

2. Reservas a adicionar por recuperación mejorada (EOR)

31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada , objetivo según los escenarios

Oíl: 314 MBls, (considerando 30% de ejecución)



3. Descubrimientos no Desarrollados

Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS

(reservas probables según escenario)

Oíl: 1,390 MBls Gas: 0.9 TPC



4. Recursos por descubrir (Yet to Find)

Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario

Crudo Convencional: 2,869 MBls Crudo Pesado: 804 Bls

Gas: 1 TPC

Crudo Convencional: 3,551 MBls Crudo Pesado: 1,205 MBls

Gas: 3 TPC

Crudo Convencional:

10,991 MBls Crudo Pesado: 13,026 MBls Gas: 5 TPC

5.No Convencionales

Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de

recursos no convencionales en cada escenario

Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC

Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC

Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC

Shale Oil -

Tar Sands – Shale Gas - Coal Bed Methane -

Shale Oil: 1,000 MBls

Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC

Shale Oil: 4,000 MBls

Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC

Fuente: Estudio ADL

Producción de petróleo


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

13

20

14

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15

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20

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20

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25

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20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

Mil

es

Bar

rile

s D

ía (

KB

PD

)

Existentes Recuperación Mejorada Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales

Fuente: Estudio ADL

Producción de gas natural


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

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20

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20

26

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20

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30

20

31

20

32

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33

20

34

20

35

Mil

lon

es

Pie

s C

úb

ico

s D

ía (

MP

CD

)

Existentes Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales

Fuente: Estudio ADL

AGENDA







Proyecciones de la demanda de energía

eléctrica Información histórica

comportamiento de la

demanda

Información socioeconómica, PIB, crecimiento de la población

Información sobre

precios de energéticos

y sustitutos

Estudios específicos de

consumo e información

de agentes

Información sobre

tecnología y

equipamiento

Depurado filtrado de información,

selección de variables principales

Resultados Variables externas

Almacenamiento de datos de corridas para soporte

Documento de salida

Seguimiento al comportamiento de la

demanda comparándola con la real

Presentaciones y

difusión

Chequeo coherencia

Requerimiento

de ajustes

Modelamiento: econométrico, analítico, optimización, simulación

Presentación de

resultados preliminares a agentes

no

si

Seguimiento de la demanda de energía

eléctrica

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

ene-0

0

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0

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0

ene-0

1

may-0

1

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1

ene-0

2

may-0

2

sep-0

2

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3

may-0

3

sep-0

3

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4

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4

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4

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5

may-0

5

sep-0

5

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6

may-0

6

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6

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7

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7

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7

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8

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8

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8

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9

may-0

9

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9

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0

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0

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0

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1

may-1

1

sep-1

1

ene-1

2

may-1

2

sep-1

2

GW

h -

mes

Histórico de la demanda energía eléctrica mensual

Fenómeno La Niña

Crisis económica

Desconexión

Cerromatoso

Fenómeno El Niño

Corto plazo: Modelo econométrico - Series de tiempo

Modelo ARIMA

Efecto calendario

Variables externas esporádicas

Modelo ARIMAX

Demanda eléctrica mensual de corto plazo

• Festividades

• Años bisiestos

• Climáticas

• Coyuntura económica

• Cambio en la demanda

Modelos

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6% ju

n-11

jul-1

1

ago-

11

sep-

11

oct-

11

nov-

11

dic-

11

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12

feb-

12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

ago-

12

sep-

12

Var

iaci

ón

Variación Mes Variación Acumulada Año Variación Acumulada 12 m


eléctrica

4250

4350

4450

4550

4650

4750

4850

4950

5050

5150

jun-

11

jul-1

1

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11

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11

oct-

11

nov-

11

dic-

11

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12

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12

mar

-12

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12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

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12

sep-

12

GW

h-m

es

ESC ALT ESC MED ESC BAJ DEE Real LCS LCI

Revisión periódica UPME


eléctrica

8000

8200

8400

8600

8800

9000

9200

9400

9600

9800

10000

jun-

11

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1

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11

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11

oct-

11

nov-

11

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11

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12

feb-

12

mar

-12

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12

may

-12

jun-

12

jul-1

2

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12

sep-

12

MW

LCS ESC ALT ESC MED ESC BAJ LCI PMAX Real

Revisión periódica UPME

Seguimiento a la demanda de potencia

Demanda Eléctrica = Ventas (distribuidoras) + Cargas especiales + Pérdidas

• Histórico de ventas (SUI) • PIB (MHCP, BANREP, DANE) • Población (DANE)

• Cerromatoso • Cerrejón • OXY • La Cira –Infantas • Rubiales • Ecopetrol • Drummond • Panamá

• Pérdidas del STN • Pérdidas de distribución

Demanda Eléctrica Demanda Corto Plazo Demanda Largo Plazo U =

Largo plazo: Modelo lineal multivariable

Modelos

Supuestos Preliminares

Variables económicas

Se considera crecimiento económico de 4.8% para los próximos 5 años, como

referencia.

Variables demográficas

Se mantienen los supuestos del DANE.

Variables climáticas

Según los últimos pronósticos, se considera una menor afectación del Fenómeno El

Niño para último trimestre de 2012 y primer trimestre de 2013.

Las variables climáticas se analizan únicamente a muy corto plazo.

Variables eléctricas

Se mantiene supuestos de pérdidas (%) en el STN y en distribución.

Cargas especiales

Actualización de los escenarios por mayor declinación de OXY.

Se considera la entrada de Rubiales en 2013.

Se considera la entrada de Drummond a partir 2015.

Se considera la entrada de Ecopetrol y Panamá desde 2016

Cira-Infantas declina desde 2014

CerroMatoso y Cerrejón con incremento leve.

Proyección Preliminar Largo Plazo

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

GW

h -

añ

o

Esc Alto Esc. Medio Esc Bajo

Entre los años 2012 y 2020 se espera una tasa media anual de crecimiento de 3.8%, y en el

periodo 2021 a 2031 de 3.5%.

Otros escenarios: transporte eléctrico

AGENDA







Largo Plazo

Mediano Plazo

Corto Plazo

•Inclusión en el SIN de FNCE

•Sostenibilidad del sector hidro-energético

•Línea base de desarrollo de generación sostenible

•Generación distribuida

• Análisis impacto medidas de eficiencia energética en la generación

• Análisis alternativos FNCE

• Abastecimiento de gas (importaciones – exportaciones )

• Interconexiones internacionales

• Comportamiento del sistema - Proyectos en desarrollo

• Análisis de confiabilidad ante periodos críticos, disponibilidad de recursos y retrasos

• Análisis de la generación de pequeña escala

Plan de expansión de generación

Consideraciones

Alternativas y escenarios

El plan de expansión se elabora considerando

escenarios que configuran diferentes alternati-

vas de comportamientos de las principales

variables que tienen incidencia en el

planeamiento y en la toma de decisiones de los

diferentes agentes

Proyecciones de demanda y potencia de energía eléctrica

Proyecciones precios energéticos

Hidrología

Características técnicas de las plantas

Interconexiones internacionales

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

GW

h /

añ

o

ESC ALT ESC MED ESC BAJ

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

20

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20

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20

30

US

$/M

BT

U

C/MARCA BOYACÁ N. SANTANDER CÓRDOBA GUAJIRA

CURVA DE DURACION DE CAUDALES

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

% DEL TIEMPO QUE ES EXCEDIDO

CA

UD

AL

(m3

/s)

Curva de Duración

Valor 50% del Tiempo 24,43 m3/s

Valor 95% del Tiempo 11,3 m3/s

PANAMA

GUAJIRA

SANTANDER

SUCRE

BOLIVAR

ATLANTICO MAGDALENA

CESAR

CASANARE

NORTE

SANTANDER

ANTIOQUIA CHOCO

CORDOBA

CALDAS

TOLIMA

META

CUNDINAMARCA BOYACÁ

ARAUCA

HUILA

CAQUETA

NARIÑO

CAUCA

VALLE

PUTUMAYO

QUINDIO

RISARALDA

SANTA MARTA

BARRANQUILLA

FUNDACIÓN

COPEY

VALLEDUPAR

CUATRICENTENARIO

GUAJIRA

CUESTECITA

FLORES

TEBSA

CARTAGENA

CANDELARIA

URABÁ

CERROMATOSO

OCAÑA

URRÁ

CHINU

SAN MATEO

CUCUTA

CAÑOLIMÓN

TASAJERO

POMASQUI

BANADIA

JAMONDINO

MOCOA

ALTAMIRA

SAMORÉ

TOLEDO

SABANALARGA

BETANIA

SAN

BERNARDINO

MIROLINDO

JUANCHITO

SALVAJINA PAEZ

PANCE

A.ANCHICAYA YUMBO

SAN MARCOS

LA VIRGINIA

LA ENEA

SAN FELIPE

MIEL 1

REFORMA

CIRCO

PARAISO GUACA

LA MESA

BALSILLAS

GUATIGUARÁ

PAIPA

SOCHAGOTA

BARRANCA

TERMOCENTRO

MERILECTRICA

COMUNEROS

BUCARAMANGA

PALOS

MALENA

LA SIERRA

PURNIO

SALTO PORCE II

ORIENTE

GUATAPÉ

SAN CARLOS

COROZO

VENEZUELA

ECUADOR

CIRA INFANTA

TORCA

COLOMBIA

SILENCIO TERNERA

PORCE 4 PORCE 3

OCCIDENTE

ITUANGO

QUIMBO

ALFÉREZ

NUEVA

ESPERANZA

S.MATEO

SALITRE

NOROESTE

GUAVIO

JAGUAR

PRIMAVERA

Ecopetrol

BACATÁ

NUEVA

GRANADA

TUNAL

MIEL 2

LA HERMOSA

CARTAGO ARMENIA

BOLIVAR BOSQUE

TERMOCOL

CHIVOR

CHIVOR 2

NORTE

CHOCÓ

ECUADOR 500

PANAMÁ II

230 kV

SOGAMOSO

GUAYABAL

GUADALUPE IV

BARBOSA

JAGUAS

PLAYAS

LA TASAJERA

BELLO

MIRAFLORES

ENVIGADO

ANCON SUR

ESMERALDA

GUAVIARE

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA

SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA

SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA

SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA

SUBESTACIÓN STN 500 kV

SUBESTACIÓN STN 220 kV

220 kV

500 kV

RED STN DEFINIDA

RED 500 kV PROPUESTA

RED 220 kV PROPUESTA

CONEXIÓN HVDC 2 POLOS

SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA

Capacidad instalada y a instalar (subastas) v.s.

Proyección de demanda de potencia

Expansión de la generación

Expansión del CxC:

Como resultado de la primera subasta (2008) se instalarán 2,900 MW, de los cuales

2,534 son hidráulicos.

Como resultado de la segunda subasta (2011/2011) se instalarán 1,082 MW, de los

cuales 582 son hidráulicos.

En total, se instalarán 3,982 MW.

Análisis de la Expansión de Generación, aplicando criterios de la Resolución CREG

025/95:

Escenario de referencia: Colombia autónomo.

Solo con proyectos del CxC se identifican requerimientos de expansión a partir del

año 2021.

Los requerimientos adicionales a la expansión definida mediante el CxC, en el largo

plazo (2025), corresponden a 3,700 MW.

Al año 2025 se alcanzarían los 21,380 MW.

Energía Firme vs Proyección de demanda de

Energía

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

ene-

12

ene-

13

ene-

14

ene-

15

ene-

16

ene-

17

ene-

18

ene-

19

ene-

20

ene-

21

ene-

22

ene-

23

ene-

24

ene-

25

ene-

26

ENFICC D ALTA D MEDIA D BAJA

GW

h-a

ño

El periodo de planeación de las subastas del CxC debe ser al menos de 5 años

para alcanzar a definir y ejecutar las obras de transmisión.

La próxima subasta del CxC podría darse entre el 2014 y 2015

AGENDA







Siete (7) Proyectos en

Ejecución:

1.Nueva Esperanza 500/230 kV

(Bogotá)

2.El Bosque 220 kV (Cartagena)

3.Sogamoso 500/230 kV (Santander)

4.Armenia 230 kV (Eje Cafetero)

5.Alférez 230 kV (Cali)

6.Quimbo 230 kV (Huila)

7.Termocol 220 kV (Santa Marta)

El Bosque

220 kV

Nueva Esperanza

500/230 kV

Sogamoso

500/230 kV

Quimbo

230 kV

Alférez

230 kV

Armenia

230 kV

Termocol

220 kV


Ejecución:


(Bogotá)







Proyectos en Proceso de

Convocatoria:

1.Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá

230 kV (Boyacá / Cundinamarca)

El Bosque

220 kV

Nueva Esperanza

500/230 kV

Sogamoso

500/230 kV

Quimbo

230 kV

Alférez

230 kV

Armenia

230 kV

Termocol

220 kV

Chivor – Chivor II

– Norte - Bacatá

230 kV


Ejecución:


(Bogotá)







Proyectos en Proceso de

Convocatoria:

1.Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá

230 kV (Boyacá / Cundinamarca)

Cinco (5) proyectos aprobados

(Próximas Convocatorias):

1.Caracolí 220 kV (Barranquilla)

2.Bolívar – Termocartagena 220 kV

(Cartagena)

3.Chinú – Montería – Urabá 220 kV

(Córdoba – Sucre)

4.Bello – Guayabal – Ancón 220 kV

(Medellín)

5.Suria 230 kV (Meta)

Propósito: Atender demanda y

eliminar restricciones.

El Bosque

220 kV

Nueva Esperanza

500/230 kV

Sogamoso

500/230 kV

Quimbo

230 kV

Alférez

230 kV

Armenia

230 kV

Termocol

220 kV

Chivor – Chivor II

– Norte - Bacatá

230 kV

Caracolí

220 kV

Suria 230 kV

Bello –

Guayabal –

Ancón 220 kV

Chinú –

Montería -

Uraba 220kV

Bolívar –

Termocartagena

220 kV

NUEVOS PROYECTOS

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

A-unica

Relación Beneficio/CostoProyecto Ituango

Red propuesta:

Nueva S/E Ituango 500 kV.

Nueva S/E Medellín 500/230 kV – 900

MVA

Doble circuito Ituango – Cerro 500 kV.

Línea Ituango – Primavera 500 kV.

Línea Ituango – Medellín 500 kV.

Reconfiguración de la línea Occidente –

Ancón 230 kV en Occidente – Medellín y

Medellín – Occidente.

Nueva línea Medellín – Ancón 230 kV.

Beneficios

Confiabilidad energética para el país a

través del cargo por confiabilidad.

Incremento del límite de importación al

área Caribe.

Conexión de Ituango

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

A2 A3 A4

Relación Beneficio/CostoAlternativas Area Costa

Refuerzo Caribe – 500 kV

Aumento del límite de importación Red propuesta:

Línea Cerromatoso – Chinú 500 kV.

Línea Chinú – Copey 500 kV.

Segundo transformador 500/220 kV – 450

MVA en la subestación Chinú.

Beneficios

Incremento del límite de importación al área

Caribe.

Reducción de la generación requerida en el

largo plazo en el área Caribe y

subsecuentemente, reducción de

Restricciones.

Red propuesta:

Nueva S/E Alférez 500 kV.

Transformación Alférez 500/230 kV – 900

MVA .

Línea Medellín – Virginia 500 kV.

Línea Virginia – Alférez 500 kV.

Línea San Marcos – Alférez 500 kV.

Reconfiguración de la línea Pance –

Juanchito 230 kV en Pance – Alférez y

Alférez – Juanchito.

Beneficios

Incremento del límite de importación al área

Suroccidental.

Reducción de la generación requerida en el

largo plazo en el área Suroccidental y

subsecuentemente, reducción de

Restricciones

Refuerzo Suroccidental – 500 kV

Aumento del límite de importación

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

A1 A2 A3 A4

Relación Beneficio/CostoAlternativas Area Suroccidental

Análisis tarifario

0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

2.7

3

dic

-17

dic

-18

dic

-19

dic

-20

dic

-21

dic

-22

dic

-23

dic

-24

dic

-25

dic

-26

dic

-27

dic

-28

dic

-29

dic

-30

dic

-31

[$/K

hh

]Variación de la Componente (T) Vs. Sobrecostos asociados a la no ejecución de proyectos de Expansión

Delta Componente T en demanda máxima debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]

Delta Componente T en demanda máxima debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]

Costo de las Restricciones y de la Energía No Suministrada sin expansión en las áreas Suroccidental y Caribe [$/Kwh]

Delta Componente T en demanda media debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]

Delta Componente T en demanda mínima debido a la red definida para el área Suroccidental [$/Khh]

Delta Componente T en demanda media debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]

Delta Componente T en demanda mínima debido a la red definida para el área Caribe [$/Khh]

CONEXIÓN DE PROYECTOS

SUBASTA CxC 2011

Ubicación: Chaparral, Tolima.

Capacidad: 45 MW.

Conexión Ambeima 45 MW

SAN FELIPE

MIROLINDO

Diacemento Papayo

Brisas

Cajamarca

Flandes

La Guaca

Lanceros

Natagaima

Doncello

Florencia

PRADO

AMOYA

Bote

Sesur

Pitalito

Tenay

ALTAMIRA

Regivit

Seboruco

La Mesa

CUCUANA

Mariquita

BETANIA

POPAYAN

Lérida

Oriente

Salado

Hobo

T-Hobo

JAMONDINO

MOCOA

Nva.Cajam

AMBEIMA

Melgar

A Alférez

TULUNI

Obra:

Conexión a Tuluní 115 kV.

Apertura de la línea Betania – Mirolindo 230 kV.

Refuerzos a nivel de 115 kV: normalización de la

subestación Natagaima y nuevo circuito Tuluní –

Natagaima.

Beneficios:

Confiabilidad energética derivada del cargo por

confiabilidad.

Reducción de restricciones en el STR, las cuales sin

expansión, se pueden materializar bajo ciertos

escenarios de despacho.

Eliminación de la Energía No Suministrada (ENS)

cuando se presentan contingencias en elementos

radiales.

Costo de la Red:

40 USD M$

Entrada en operación:

Septiembre del año 2015.

Conexión Ambeima 45 MW

Ubicación: Municipio de San Cayetano, Norte de Santander.

Segunda unidad, con una capacidad instalada es de 160 MW.

Conexión Tasajero II de 160 MW

CAÑOLIMON

Cimitarra

PAIPA

Barbosa

V.Donato

BARRANCA

BUCARAMANGA

PALOS

GUATIGUARA

TOLEDO

OCAÑA

SAN MATEO

CUCUTA

COROZO

SAMORE

BANADIA

CONVENCION

CADAFE

SEVILLA

ZULIA

TIBU

Realminas

Palenque

Florida

San Gil PRIMAVERA

S.ALBERTO

SABANA

LIZAMA

S.SILVESTRE

AGUACHICA

AYACUCHO

CIRA

INFANTA

WILCHES

LA INSULA

TASAJERO

SOCHAGOTA

Málaga

Central

COMUNEROS

ECOPETROL

N AGUACHICA

SOGAMOSO

PRIMAVERA

Obra:

Conexión a la subestación Cúcuta 230 kV, a

través de una línea exclusiva.

Beneficios:

Confiabilidad energética derrivada del cargo por

confiabilidad.

Soporte de tensión en el área Nordeste, lo cual

garantiza la confiabilidad y seguridad del área.

Posibilita técnicamente los intercambios de

energía con Venezuela a través del corredor San

Mateo – Corozo 230 kV.

Costo de la Red:

Al ser “Activos de Conexión” no implica costos

que se trasladen a tarifa.

Fecha de entrada en operación:


Conexión Tasajero II de 160 MW

Ubicación: Municipio Puerto Libertador, Córdoba.

Capacidad instalada: de 250 MW.

Conexión Gecelca 3.2 de 250 MW

CERROMATOSO 500

CAUCHERAS

CHORODO ANTIOQUIA

APARTADO

TIERRA-ALTA

URABA

URRA

CERROMAT CC

CERRO 110

SAN JERONIMO

OCCIDENTE

GECELCA 3

PLANETA

CAUCASIA

CERRO 220

APARTADO2 - 44

APARTADO - 44

GECELCA 3.2

CHINU

MONTERIA

Obra:

Conexión a la subestación Cerromatoso 500 kV.

Beneficios:

Confiabilidad energética derivada del cargo por

confiabilidad.

Costo de la Red:

Al ser “Activos de Conexión” no implica costos que se

trasladen a tarifa.

Fecha de entrada en operación:


Conexión Gecelca 3.2 de 250 MW

Antecedentes y descripción:

Ubicación: Municipio de la Loma,

Cesar.

Capacidad solicitada: 120 MW (perfil de

consumo plano).

La fecha de entrada en operación de

la conexión: noviembre del año 2015

(bajo revisión).

CONEXIÓN DRUMMOND 120 MW

CONEXIÓN DRUMMOND 120 MW

ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3

ASPECTOS RELACIONADOS:

Conexión a Copey 500 kV Conexión Drummond: 80 km

Costo a cargo de Drummond: $ de 80 km (Activo de conexión por ser exclusivo para

Drummond)

Derivación en Drummond 500 kV Activo uso: 2 km convocatoria

Conexión Drummond: 0 km Costo a cargo de Drummond: $0

(Activo de Uso por servir a Drummond y al SIN)

Derivación Pailtas 500 kV Activo uso: 1 km convocatoria Conexión Drummond: 80 km

Costo a cargo de Drummond: 80 km (Activo de uso por la derivación y de conexión

para Drummond)

Aspectos Técnicos

Viable técnicamente Mejor desempeño eléctrico No se está negando a Drummond el libre acceso al STN La UPME ya emitió concepto aprobatorio de esta conexión (dic/2010)

Viable técnicamente Algunas desventajas frente a la conexión directa a Copey relacionadas con los impactos en voltaje por contingencias en 500 kV. Nueva solicitud de Drummond en sep/2011.

Viable técnicamente Atiende la demanda de Drummond y adicionalmente la de Pailitas y sus zonas aledañas. Solicitud de Electricarribe en nov/2011. Solicitud CENS en ene/2012.

Relación B/C

(B) / (Cero costo en tarifa) = Infinito

(B) / ($der iva1) > 1

(B + Bpailitas) / ($deriva2 + $pailitas) > 1

Tarifa Componente T

($/kWh)

( $STN + Ø ) (kWhred + 120MW*t)

Reduce Tarifa

( $ STN + $der iva1 ) (kWhred + 120MW*t)

Reduce Tarifa

( $ STN + $deriva2 ) (kWhred+120MW*t+60MW*t)

Reduce tarifa

Expansión No asocia expansión adicional No asocia expansión adicional Asocia demanda adicional Pailitas y viabiliza

futuras conexiones

Implicaciones

Mayor relación B/C Mayor reducción componente T Inversión y construcción a cargo de Drummond, es decir, no se traslada a la tarifa. Menor tiempo de construcción (no implica convocatoria, el tiempo es de Drummond); según Drummond posibles “Problemas por servidumbres y orden público”. AOM a cargo de Drummond

B/C > 1 pero no es la mayor Reducción en componente T pero no es la mayor Implica tiempo para convocatoria STN La inversión se traslada a la tarifa de todos los usuarios del SIN Drummond no tiene que invertir en 500 kV Mínimos problemas de servidumbre y orden público para el T ransmisor seleccionado y ninguno para Drummond AOM a cargo del Transmisor

B/C > 1, agrega otros beneficios Reducción componente T Implica tiempo de convocatoria Posibles “Problemas de servidumbre y orden público para Drummond” Inversión de uso se traslada a tarifa Inversión línea 80 km y su AOM a cargo de Drummond Viabiliza expansión futura

Antecedentes

Conexión Rubiales. Línea de 283 km a 230 kV (Meta) con 3 subestaciones. Inversión a cargo de PEL (Rubiales).

Cira-Infantas. Línea de 30 km a 230 kV. Inversión a cargo de Ecopetrol.

Derivación San Carlos – Cerro en 500 kV para entrar a Primavera. Se ejecutó por necesidades del SIN, no por solicitud de un usuario. La inversión se trasladó a la tarifa de todos los usuarios del SIN.

Derivación Primavera – Ocaña en 500 kV y obras a 230 kV para conectar Sogamoso. Red de uso que permite evacuar la generación, asegurar confiabilidad (Cargo por Confiabilidad) y solucionar problemas en los Santanderes. Inversión a cargo de colombianos.

Ecopetrol - Mocoa de 20 km a 230 kV + SVC (costoso). Futuro. Inversión a cargo de Ecopetrol.

No hay antecedentes de derivaciones en 500 kV solo para conectar una carga.

Termocol fue una derivación porque físicamente no fue posible la alternativa inicialmente definida.

Para que Drummond se haga cargo de la inversión de la obra de uso (Alternativa 2) se debe ajustar la reglamentación (Res. CREG 011/2009), pero la obra debe salir igualmente a convocatoria.

Actualmente se llevan a cabo los análisis técnicos asociados al dimensionamiento de los reactores de línea a 500 kV..

Se estudia la posibilidad de incluir un SVC en el área Caribe para el soporte de tensión.

Se explorarán alternativas de conexión para la demanda regulada del Operador de Red Electricaribe, cuando se cuente

con este nuevo punto de inyección a nivel de 500 kV.

Expansión de la Transmisión

Refuerzo Oriental (Bogotá)

Soluciones de Corto y Mediano Plazo:

Compensación estática localizada en 115 kV y 230 kV.

Compensación dinámica (SVC o STATCOM)

Solución de Largo Plazo:

Instalación de un nuevo punto de conexión a 500 kV.

Nueva línea de transmisión a 500 kV. Se analizan alternativas desde Sogamoso o

Primavera o Suroccidental

AGENDA







Análisis del esquema de planeamiento y ejecución de los proyectos de transmisión:

Se identificaron 14 problemas y 28 causas.

A cada causa se le asignó el riesgo asociado y una solución propuesta.

Responsabilidades en todos los niveles.

Soluciones identificadas:

Mayores requerimientos de información de demanda.

Información de planeamiento de manera oportuna: agentes del mercado.

Reglamentación etapas preliminares a las convocatorias del STR (RCREG 0198/2011).

Elaboración por parte de la UPME de una guía detallada de presentación de los

proyectos del STR y conexiones.

Alertas tempranas de los proyectos: posibilidades y restricciones físicas y ambientales.

Plazos adecuados para cada una de las etapas

Planeación y definición de obras de manera anticipada.

Socialización de proyectos con autoridades ambientales, sociales y entes territoriales.

Mejorar la calidad de estudios (ambientales y de conexión) por parte de los agentes.

Mejorar la coordinación interistitucional.

Sistemas de información conjuntos y abiertos.

Reflexiones finales

Reflexiones finales

Las proyecciones de demanda deben revisarse y afinarse en forma permanente.

Se requiere contar con información precisa a nivel nacional y regional.

El periodo de planeamiento de las subastas del cargo por confiabilidad deben

ser al menos de 5 años para alcanzar a definir las obras de conexión y a

ejecutar las mismas.

Planeamiento con mayor anticipación. Para esto, se requiere mejor información

de los usuarios, los OR y demás involucrados.

Criterios de planeamiento que consideren la probabilidad de contar con

elementos indisponibles en el sistema (red degradada) (N-1)-1 probabilístico..

Implementación de las soluciones como resultado de la revisión al esquema de

planeamiento.

Flexibilidad en la regulación para la incorporación de nuevos agentes y nuevas

opciones (repotenciaciones, unidades constructivas, nuevas tecnologías, etc).

Cambio técnico - Smart Grids

Transmisión

http://www.gedigitalenergy.com/IndSolutions/ind_WideAreaMonitoring.htm

- Elementos importantes en la red de transmisión: - Implementación de PMUs.

- Sistemas de administración – análisis de información (tiempo real).

- Sistemas de control – monitoreo – protección de área amplia (WAMS, WACS).

- Sistemas de manejo de energía (EMS).

- Centros de control “avanzados”.

Impacto en la red de transmisión de la

implementación de RI a nivel de distribución:

- Proyecciones de demanda.

- Pronóstico de recursos distribuidos

intermitentes (reservas).

- Respuesta de la demanda: reducción del

pico.

“Una red inteligente es un sistema de aplicaciones de información y

comunicaciones integradas con la generación, transmisión,

distribución, y las tecnologías de uso final de energía eléctrica” Adaptado de: NARUC Webinar (2010). Dynamic prices in a smart grid world.

http://www.gedigitalenergy.com/IndSolutions/ind_WideAreaMonitoring.htm

Tomado de: European Commission (2006). European SmartGrids Technology Platform.

Url: http://europa.eu.int/comm/research/energy.

Algunos elementos:

- Recursos de energía distribuidos (DER):

generación, almacenamiento.

- Infraestructura de medición avanzada.

- Automatización de la distribución.

- Respuesta de la demanda.

- Eficiencia energética.

Impactos de generación local:

- Reducción de pérdidas.

- Mejoramiento del perfil de voltaje (manejo de energía reactiva).

- Reducción de cargabilidad de alimentadores y transformadores de frontera.

- Diferir expansión a nivel de SDL y STR*.

* Restricciones a la expansión de ORs (ambientales, POT, limitación de espacio, etc.)

Smart Grids – Distribución

http://europa.eu.int/comm/research/energy

Smart Grids – Respuesta de la demanda

• Potencial para reducción del pico de potencia.

• Menores requerimientos de capacidad para atender la demanda (pico principalmente)

y alivia las restricciones de generación y transmisión

• Mejoras en la confiabilidad y seguridad al dar un mayor margen de maniobra al

operador del sistema.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

TRE FRCC MRO NPCC RFC SERC SPP WECC Other

NERC Region

Rep

ort

ed

Peak L

oad

Red

ucti

on

(M

W)

Commercial and Industrial Residential Wholesale Other

Fuente: FERC, 2010

U.S. Total = 58,339 MW

2010

Reflexiones finales

Implementación de tecnologías no convencionales en la expansión de redes:

infraestructura compartida, subestaciones subterráneas, de varios pisos y

compactas. Se requiere complementar la regulación.

Incorporación de dispositivos FACTS. Actualmente se están definiendo.

Expansión en transmisión v.s. generación localizada, como solución a grandes

requerimientos en la red y las dificultades de expansión. Incorporación de RNW.

Una regulación que posibilite este cambio técnico y una aproximación

innovadora en las empresas y agentes.

ABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA · 2012-11-14 · 5. Disponibilidad de infraestructura...

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