Plan Expansion 2010-2024 Preliminar DEF3

Plan de Expansin de Referencia Generacin Transmisin 2010-2024

Plan de Expansin de Referencia Generacin Transmisin 2010 - 2024

Ricardo Rodrguez Yee Director General UPME Beatriz Herrera Jaime Subdirectora de Planeacin Energtica (E) Elabor Subdireccin de Planeacin Energtica Con el apoyo del Comit Asesor de Planeamiento de la Transmisin CAPT, conformado por: Empresas Pblicas de Medelln E.S.P. Cerro Matoso S.A. Codensa S.A. E.S.P. Electricaribe S.A. E.S.P. Empresa de Energa de Boyac S.A. E.S.P. Empresa de Energa de Bogot S.A. E.S.P. Generadora y Comercializadora de Energa del Caribe S.A. E.S.P. Interconexin Elctrica S.A. E.S.P. Isagen S.A. E.S.P. Ministerio de Minas y Energa XM Compaa de Expertos en Mercados S.A. E.S.P. Equipo de trabajo UPME Ambiental Olga Victoria Gonzles Hctor Hernando Herrera Demanda Ismael Len Muoz Jaime Fernando Andrade Mahecha Generacin Dora Liliam Castao Ramrez Haider Enrique Amaranto San Juan Luis Alexander Rico Hidrocarburos Juan Felipe Crdenas Sandra Johana Leyva Roln Vernica Ortiz Cern Transmisin Javier Andrs Martnez Gil Marco Antonio Caro Camargo Ral Gil Naranjo Carmen Andrea Rojas Castellanos Alfonso Segura Lpez Carrera 50 No 26-20 Tel. (571) 2220601- Fax (571) 2219537 Bogot, Colombia Diciembre de 2009

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TABLA DE CONTENIDO1 PROYECCIONES NACIONALES.............................................................................................. 5 1.1 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.3 PLAZO 1.4 PLAZO 2 METODOLOGA ........................................................................................................................... 5 SUPUESTOS DE LA PRESENTE REVISIN............................................................................... 6 PIB y Poblacin.......................................................................................................................... 6 Prdidas de Energa Elctrica del STN...................................................................................... 7 Prdidas de energa elctrica en el sistema de distribucin ...................................................... 7 Cargas Especiales ...................................................................................................................... 8 ESCENARIOS DE PROYECCIN DE ENERGA ELCTRICA Y POTENCIA EN EL CORTO 9 ESCENARIOS DE PROYECCIN DE ENERGA Y POTENCIA MXIMA EN EL LARGO 11

PLAN DE EXPANSIN EN GENERACIN ............................................................................ 14 2.1 2.1.1 2.1.2RECURSOS ENERGTICOS ................................................................................................................

14 Carbn Mineral ........................................................................................................................ 14 Gas Natural .............................................................................................................................. 19Reservas de Gas Natural .................................................................................................................19 Produccin de Gas Nautral..............................................................................................................20 Precios de Gas Natural ...................................................................................................................22 Produccin ......................................................................................................................................25 Precios Combustibles Lquidos utilizados para la generacin trmica ............................................26

2.1.2.1 2.1.2.2 2.1.2.3

2.1.3

Combustibles Lquidos ............................................................................................................. 25

2.1.3.1 2.1.3.2

2.2 CARGO POR CONFIABILIDAD ................................................................................................ 28 2.3 REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIN..................................................................... 29 2.3.1 Proyectos de Generacin en desarrollo ................................................................................... 31 2.4 DEMANDA Y OFERTA DE ENERGA EN CENTRO AMRICA Y ECUADOR..................... 32 2.4.1 Demanda de energa en Centro Amrica ................................................................................. 32 2.4.2 Demanda de energa en Ecuador ............................................................................................. 32 2.4.3 Oferta y proyectos de generacin en Ecuador ......................................................................... 33 2.4.4 Proyectos de generacin en Centro Amrica ........................................................................... 34 2.5 COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIN EN COLOMBIA CONSIDERANDO SOLO PROYECTOS DEL CARGO POR CONFIABILIDAD. ............................................................................. 34 2.6 VISIN DE MEDIANO Y LARGO PLAZO EN LA EXPANSIN DE GENERACIN EN COLOMBIA................................................................................................................................................ 36 2.6.1 Supuestos Principales............................................................................................................... 38 2.6.2 Alternativa 1 ............................................................................................................................. 38 2.6.3 Alternativa 2 ............................................................................................................................. 44 2.7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................................................... 46 3 PLAN DE EXPANSIN EN TRANSMISIN ........................................................................... 48 3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.4.5 3.4.6 3.4.7 EXPANSIN DEFINIDA............................................................................................................. 48 DIAGNSTICO STN Y STR ........................................................................................................ 49 VISIN DE LARGO PLAZO REQUERIMIENTOS AO 2024 ................................................ 52 ANLISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO............................................................................ 54 Anlisis rea Antioquia Choc ............................................................................................. 54 Anlisis rea Atlntico............................................................................................................. 56 Anlisis rea Bogot ................................................................................................................ 59 Anlisis rea Bolvar................................................................................................................ 62 Anlisis rea Cauca Nario.................................................................................................. 65 Anlisis rea Crdoba Sucre ................................................................................................ 70 Anlisis STR Cerromatoso........................................................................................................ 73

Pg. 3


3.4.8 3.4.9 3.4.10 3.4.11 3.4.12 4

Anlisis rea Caldas Risaralda Quindo............................................................................ 74 Anlisis rea Guajira Cesar Magdalena ........................................................................... 78Anlisis conexin Central Termocol ...............................................................................................79

3.4.9.1

rea Nordeste ...................................................................................................................... 80 Anlisis rea Tolima Huila Caquet ............................................................................. 83 Anlisis rea Valle del Cauca ............................................................................................. 84

ASPECTOS AMBIENTALES DEL PLAN................................................................................ 89 4.1 FACTOR DE EMISIN DE CO2 DEL SIN PARA PROYECTOS MDL..................................... 89 4.1.1 Contextualizacin ..................................................................................................................... 89 4.1.2 Metodologa de Clculo ........................................................................................................... 90 4.1.3 Resultados................................................................................................................................. 90 4.2 COSTOS DE GESTIN AMBIENTAL ....................................................................................... 91 4.2.1 Modelo CGA Costos de Gestin Ambiental.............................................................................. 92 GENERALIDADES .......................................................................................................................................... 92 4.2.2 Clculo de los Indicadores de Impacto y de Costos ................................................................. 93 4.3 PERSPECTIVAS DE GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA........................................... 96 4.3.1 Carbn...................................................................................................................................... 96 TECNOLOGAS .............................................................................................................................................. 97 DISPONIBILIDAD DEL RECURSO .................................................................................................................... 99 4.4 VISION AMBIENTAL ESTRATEGICA PARA LA FORMULACIN Y ACTUALIZACIN DEL PLAN DE EXPANSION DE REFERENCIA GENERACION Y TRANSMISION ......................... 101

5

ANEXOS................................................................................................................................. 105 5.1 5.2 5.3 5.4 PROYECCIONES DE ENERGA Y POTENCIA MXIMA..................................................... 105 PROYECCIN ANUAL DE DEMANDA NACIONAL DE ENERGA ELCTRICA ....................................... 113 PROYECCIN ANUAL DE POTENCIA MXIMA NACIONAL ............................................................... 114 EXPANSIN REPORTADA POR LOS OPERADORES DE RED 2009 ................................................... 115

Pg. 4


1 1.1

PROYECCIONES NACIONALES METODOLOGA

Para la elaboracin de las proyecciones de demanda de energa elctrica y potencia se emplea una combinacin de diferentes modelos a fin de obtener la mejor aproximacin a travs del horizonte de pronstico. La demanda de energa elctrica nacional (sin considerar transacciones internacionales) est constituida por la suma de las ventas de energa reportadas por las empresas distribuidoras, la demanda de las cargas industriales especiales y las prdidas de transmisin y distribucin. Demanda = Ventas (distribuidoras) + Cargas Especiales + Prdidas Utilizando modelos economtricos se analiza el comportamiento anual de las series de ventas totales de energa1, ventas sectoriales y demanda de energa con relacin a diferentes variables como Producto Interno Bruto PIB, valores agregados sectoriales nacionales, valor agregado total de la economa, consumo final de la economa, ndices de precios, poblacin, etc. Con los modelos economtricos se proyectan magnitudes de ventas de energa a escala anual. A estos es necesario agregar posteriormente las prdidas de energa a nivel de distribucin, subtransmisin y transmisin. Adems, se adicionan las demandas de energa de cargas industriales (especiales por su tamao) como son Occidental de Colombia OXY, Cerrejn y Cerromatoso, obtenindose as el total de demanda nacional anual. De otra parte, utilizando datos mensuales de demanda de energa elctrica nacional se realiza un anlisis mediante series de tiempo, el cual considerando efectos calendario, permite la obtencin de una proyeccin mensual de la demanda de electricidad, la cual se agrega para llevarla a escala anual. Las proyecciones anuales de demanda de energa para todo el horizonte de pronstico se obtienen aplicando, de manera complementaria, ambas metodologas descritas anteriormente. Posteriormente, se procede a realizar la desagregacin a escala mensual de cada ao de proyeccin. Para esto en el corto plazo se emplea la estructura de distribucin porcentual de los modelos de series de tiempo y para el largo plazo la distribucin media mensual de los datos histricos, aplicando la distribucin mensual descrita por el comportamiento de la serie de demanda de los aos 19991

Las series de ventas, PIB y otras se actualizaron en julio de 2009.

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2008. Finalmente, a este pronstico mensualizado se adicionan elementos exgenos como efectos calendario particulares causados por aos bisiestos, das festivos, etc., obtenindose la proyeccin de demanda de energa elctrica en el horizonte definido. Para la obtencin de la potencia, y dada la dificultad de proyectar un evento que se presenta durante una hora al mes, se parte de la demanda de energa elctrica mensualizada a la que se aplica el factor de carga mensual, el cual se obtiene con base en la informacin de los ltimos aos. Igualmente se introduce una sensibilidad en variacin sobre este factor para lo cual se considera que puede cambiar tanto hacia abajo como hacia arriba. Este aspecto, junto con los escenarios de demanda de energa, permite completar la definicin de los escenarios alto, medio y bajo de potencia. Una vez obtenidas las proyecciones de potencia mensual, para cada ao, se selecciona el valor mximo que ser el valor de potencia mxima anual nacional. Es importante anotar que se considera la perspectiva del operador del sistema. Para esto se cuenta con la valiosa colaboracin del Grupo de Demanda de la empresa XM Compaa de Expertos en Mercados S.A. 1.2 SUPUESTOS DE LA PRESENTE REVISIN

Para esta revisin se actualizaron los supuestos bsicos, como se muestra a continuacin: 1.2.1 PIB y Poblacin Los escenarios empleados para las variables macroeconmicas tuvieron como fuente el Ministerio de Hacienda y Crdito Pblico MHCP, informacin remitida en mayo del presente ao; y el Departamento Nacional de Planeacin DNP. Las proyecciones poblacionales tienen su origen en informacin del Departamento Administrativo Nacional de Estadsticas DANE, en junio de 2009. Ver Grfica 1-1

Pg. 6


8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% -1% 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

PIB ESC.BAJO

PIB ESC.ALTO

PIB ESC.MEDIO

Grfica 1-1 Escenarios de crecimiento del PIB.Fuente: DNP-MHCP.

1.2.2 Prdidas de Energa Elctrica del STN Las prdidas de energa elctrica asociadas al Sistema de Transmisin Nacional mantienen su comportamiento histrico cuantificado en 2.4% del total de las ventas de energa elctrica. Este valor se estima constante a lo largo del horizonte de proyeccin. 1.2.3 Prdidas de energa elctrica en el sistema de distribucin Las prdidas de energa elctrica en el sistema de distribucin corresponden al agregado de prdidas tcnicas y no tcnicas que se presentan en estos niveles de tensin. El escenario de prdidas, que se mantiene de la revisin anterior, se obtiene a partir de la actualizacin de las series histricas de ventas. En la Grfica 1-2 se puede apreciar el comportamiento de las prdidas vistas desde las ventas y desde la demanda De esta revisin se aprecia que las prdidas se estiman de manera preliminar en el 2007 en 13.0% vistas desde la demanda, y en 15.4% vistas desde las ventas. Pg. 7


35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (Preliminares 2008) Prdidas vistas desde ventas Prdidas vistas desde la demanda

Grfica 1-2 Comportamiento histrico de las prdidas de energa elctrica 1.2.4 Cargas Especiales En esta revisin se mantienen las demandas por cargas especiales de acuerdo con la perspectiva de los agentes y la posibilidad de satisfacer la demanda con la infraestructura disponible. Es as como en la Tabla 1-1 se muestra la demanda para el horizonte de pronstico.

Pg. 8


GWh 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

Alto 2,470 2,516 2,523 2,533 2,463 2,398 2,322 2,241 2,135 2,025 1,853 1,812 1,815 1,811 1,811

Medio 2,398 2,404 2,443 2,449 2,446 2,382 2,303 2,210 2,107 1,936 1,812 1,733 1,736 1,732 1,732

Bajo 2,154 2,164 2,168 2,170 2,177 2,205 2,205 2,152 2,046 1,932 1,764 1,644 1,647 1,643 1,643

Tabla 1-1 Escenarios de demanda por cargas especiales 1.3 ESCENARIOS DE PROYECCIN DE ENERGA ELCTRICA Y POTENCIA

EN EL CORTO PLAZO A continuacin, la Grfica 1-3 y la Grfica 1-4 presentan las proyecciones de demanda de energa elctrica y potencia mxima del Sistema Interconectado Nacional para el corto plazo, el cual comprende los aos 2009-2011. En el Anexo A del presente documento pueden consultarse las magnitudes de energa y potencia proyectadas.

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5,300

5,100

4,900

GWh / mes

4,700

4,500

4,300

4,100 Sep-09 Sep-10 Sep-11 Mar-10 Mar-11 Jan-10 Jan-11 Nov-09 Nov-10 May-10 May-11 Nov-11 Jan-12 Jul-10 Jul-11

Alto Nov09

Med Nov09

Baj Nov09

Grfica 1-3 Banda de proyeccin de demanda nacional de energa elctrica 20092011.

Pg. 10


10,500

10,000

9,500

MW9,000 8,500 8,000 Sep-09 Sep-10 Sep-11 Mar-10 Mar-11 Jan-10 Jan-11 Nov-09 Nov-10 May-10 May-11 Nov-11 Jan-12 Jul-10 Jul-11

Alto Nov09

Med Nov09

Baj Nov09

Grfica 1-4 Banda de proyeccin nacional de potencia mxima 2009-2011 1.4 ESCENARIOS DE PROYECCIN DE ENERGA Y POTENCIA MXIMA EN

EL LARGO PLAZO A continuacin, la Grfica 1-5 y la Grfica 1-6 presentan las proyecciones de demanda de energa elctrica y potencia del Sistema Interconectado Nacional para largo plazo, con un horizonte hasta el ao 2031. En el Anexo A del presente documento pueden consultarse los valores anuales de energa y potencia mxima proyectadas.

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160,000 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

GWh / ao

Alto Nov09

Med Nov09

Baj Nov09

Grfica 1-5 Banda de proyeccin de demanda nacional de energa elctrica 20092031

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25,000

20,000

15,000

MW10,000 5,000 0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 Baj Nov09 2030

Alto Nov09

Med Nov09

Grfica 1-6 Banda de proyeccin nacional de potencia elctrica 2009-2031

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2

PLAN DE EXPANSIN EN GENERACIN

El sector elctrico colombiano propici un importante cambio en la actividad de generacin, en donde se dio el proceso de consolidacin a la expansin futura del sistema a travs de la aplicacin del cargo por confiabilidad, con el cual se garantiza parte de la atencin de la demanda de energa del pas en el corto, mediano y largo plazo. El cargo ha implicado para el pas repensar y mejorar aspectos del planeamiento y operacin, as como dar un mayor impulso al desarrollo del mercado, propiciar cambios en los mecanismos regulatorios e incorporar en su desarrollo aspectos financieros. Frente al proceso de planeamiento uno de los cambios sustanciales que se ha experimentado, es que el desarrollo de la expansin se realiza mediante esquemas de mercado, lo que contrasta con los modelos actualmente usados en el planeamiento y aquellos principios de la normatividad vigente que buscan la atencin de la demanda bajo criterios de mnimo costo de inversin, de operacin y de prdidas. El presente Plan de Expansin tiene como objetivos, entre otros, evaluar los requerimientos del sistema en materia de generacin, plantear algunos resultados que se derivan de las actuales polticas implementadas y comportamientos de los mercados en Ecuador y centro Amrica que indudablemente inciden sobre el mercado elctrico colombiano. Se plantean alternativas para determinar la expansin futura, considerando la infraestructura de generacin actual, los proyectos en construccin y por construirse que adquirieron obligaciones de energa asociados al cargo por confiabilidad y las proyecciones de demanda vigentes a la fecha de elaboracin del plan. 2.1 RECURSOS ENERGTICOS

2.1.1 Carbn Mineral En el contexto Latinoamericano, Colombia ocupa el primer lugar en la cantidad de reservas probadas de carbn bituminoso, que ascienden a 6.814 millones de toneladas 20092. El 90% de dichas reservas se encuentran ubicadas en la zona norte del pas, el restante 10% se encuentran en la zona interior del pas. En los departamentos de la Guajira, Cesar y Crdoba, zona norte del pas, se calculan unas reservas probadas de aproximadamente 6.120 millones de2

Fuente Ingeominas, clculos UPME 2009.

Pg. 14


toneladas, con un potencial de aproximadamente 11.585 millones de toneladas, discriminadas entre reservas indicadas y reservas inferidas. Esta regin registra las mayores reservas de carbn trmico del pas, cuya exportacin se facilita por encontrarse en zona costera, los carbones son bituminosos altos en voltiles, de buena calidad desde el punto de vista de su poder calorfico y bajo nivel de azufre por lo que normalmente son exportados a los mercados de Norte Amrica, Centro Amrica y Europa. En la Tabla 2-1 se encuentran la Calidad de los Carbones Zona Norte.

Zona

Area

Sector

Humedad

Cz

MV

CF

PC BTU / Lb

Cerrejn Norte Guajira Cerrejn central Cerrejn Sur Sinclinal La Loma La Loma Cesar La Jagua de Ibirico El Boquern El Descanso Sur La Jagua Cerro Largo San Pedro Sur Cordoba Alto de San Jorge San Pedro Norte Alto San Jorge14,49 14,49 14,49 9,24 9,24 9,24 37,55 37,55 37,55 38,73 38,73 38,73 9.280 9.280 9.280 7,14 5,32 35,7 51,84 12.606 11,39 10,29 10,32 5,61 33,37 36,79 66,63 47,31 10.867 11.616 11,94 6,94 35,92 45,2 11.586

Fuente: Ingeominas Tabla 2-1 Calidad de los Carbones Zona Norte Donde: Cz: Residuo no combustible de origen orgnico e inorgnico. MV: materias Mviles, su contenido determina los rendimientos del coque y sus productos y es criterio de seleccin del carbn para gasificacin y licuefaccin. CF: carbono fijo, es una medida de material combustible slido y permite clasificar los carbones. PC: Poder calorfico, representa la energa de combustin del carbono e hidrgeno y del azufre. Es el parmetro ms importante en la definicin de los contratos de compraventa de carbones trmicos. En la zona del interior del pas las reservas probadas estn alrededor 700 millones de toneladas, en los departamentos de Cundinamarca y Boyac el 57% de estas

Pg. 15


reservas. Esta zona adicionalmente presenta un potencial de 5.160 millones de toneladas (reservas indicadas e inferidas). Las reservas ubicadas en el interior del pas se concentran en los departamentos de Antioquia, Boyac, los Santanderes y Cundinamarca, y las encontradas en la regin occidental se localizan en la parte sur del departamento del Valle, as como en el Cauca. Este tipo de carbn ha sido el de mayor uso en la generacin trmica as como en usos industriales. Los carbones de los Santanderes son bituminosos y antracticos, se caracterizan por tener altos voltiles, comnmente aglomerantes, de buena calidad para uso trmico y metalrgico3. De acuerdo con los estudios de caracterizacin adelantados en las zonas carbonferas del pas4, en la cordillera oriental se encuentran los mejores carbones bituminosos para uso trmico y metalrgico junto con carbones antracticos, tanto para el consumo interno como de exportacin; en la cordillera occidental se hallan carbones bituminosos y sub.-bituminosos en Crdoba, norte de Antioquia, Valle del cauca y Cauca; en la cordillera central existen carbones bituminosos en las zonas carbonferas de Antioquia y antiguo Caldas . En la Tabla 2-2 se encuentran la Calidad de los Carbones Zona Interior del Pas Antioquia y Valle.Zona Area Venecia-Bolombolo Titirib Antioquia Rio Sucio -Quinchia Aranzazu-Santagueda Valle Yumbo-Asnazu Rio Dinde- Quebrada Honda Mosquera - El Hoyo 4,1 20,6 2,69 2,83 8,11 15,56 26,87 22,38 20,63 16,3 31,75 33,82 28,15 36,72 35,18 48,61 18,68 46,79 39,84 40,42 10.713 5.840 11.088 11.138 10.058 Humedad 8,65 7,3 Cz 9,5 7,92 MV 38,11 37,99 CF 43,26 46,84 PC BTU / Lb 10.601 11.767

Fuente: Ingeominas, Cifras, Humedad Cz, MV, CF y PC en promedio. Tabla 2-2 Calidad de los Carbones Zona Interior del Pas Antioquia y Valle

3

La cadena del Carbn Ingeominas, Recursos, Reservas y Calidad.

4

Pg. 16


Zona

Area Jerusalen - Guataqui Guadua-Caparrapi Guatavita-Sesquile-Choconta

Humedad 5,19 4,12 1,98 3,77 4,16 3,92 1,04 4,42 3,56 4,69 9,48 4,29 1,49 5,75

Cz 5,34 5,61 11,23 11,21 10,04 10,43 14,42 14,21 10 12,18 11,4 9,57 8,36 13,1

MV 39,09 22,43 34,88 19,4 30,32 33,53 24,33 35,7 25,19 33,71 38,03 30,19 30,94 38,34

CF 50,38 67,83 51,91 65,6 55,46 52,12 60,21 45,67 61,25 49,42 41,09 55,96 59,25 42,8

PC BTU / Lb 13.044 12.829 12.682 13.215 13.075 12.738 12.993 11.309 11.439 12.420 11.268 13.099 13.859 11.699

Cundinamarca

Tabio -Rio Frio- Carmen de Carupa Chequa-Lenguazaque Suesca-Albarracn Zipaquira-Neusa Paramo de la Bolsa -Macheta Chequa-Lenguazaque Suesca-Albarracn Tunja -Paipa-Duitama

Boyaca Sogamoso-Jerico Betana Umbita-Laguna de Tota

Fuente: Ingeominas, Cifras, Humedad Cz, MV, CF y PC en promedio. Tabla 2-3 Calidad de los Carbones Zona Interior del Pas.Zona Area San Luis Cimitarra Sur Capitanejo-San Miguel Santander Miranda Molagavita Paramo del Almorzadero Pamplona-Pamplonita Herrn-Toledo Salazar Norte de Santander Tasajero Zulia-Chinacota Catatumbo 2,6 3,32 3,99 11,6 12,34 8,91 34,36 33,57 38,37 51,4 50,93 48,73 13.180 12.634 12.459 1,81 0,8 5,18 2,96 2,31 3,76 14,47 8,58 4,71 9,97 7,46 9,46 15,13 32,25 14,23 36,15 26,99 36,81 68,59 58,37 75,88 50,92 63,24 49,96 12.803 14.161 12.889 13.199 14 12.762 Humedad 1,67 4,61 6,33 Cz 15,8 4,61 7,51 MV 37,7 29,77 19 CF 52,46 61,02 67,16 PC BTU / Lb 16.026 13.021 11.782

Fuente: Ingeominas, Cifras, Humedad Cz, MV, CF y PC en promedio Tabla 2-4 Calidad de los Carbones Zona Interior del Pas. En lo que respecta a los precios del carbn mineral, se emple la informacin disponible enviada por los diferentes agentes sobre el comportamiento de los precios para las diferentes regiones, que sirve como base para estimar el precio presente, en cuanto el comportamiento futuro se tomaron en cuenta los escenarios de proyeccin del precio especficos de este mineral estimados en el Energy Outlook 2009 publicado por el Departamento de Energa de Estados Unidos-DOE. Pg. 17


Resultado de esto se presenta en la Grfica 2-1 para el escenario medio3,00

2,50

US$09/MMBTU

2,00

1,50

1,00

0,50

0,00 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 GUAJIRA N.SANTADER BOYAC C/MARCA CRDOBA

Grfica 2-1 Escenario medio de precios de carbn mineral en US$/MBTU de septiembre de 2009 Para esta edicin se incluy tambin un escenario de precios altos. Ver Grfica 2-2.3,50 3,00 2,50

US$09/MMBTU

2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 GUAJIRA N.SANTADER BOYAC C/MARCA CRDOBA

Grfica 2-2 Escenario alto de precios de carbn mineral en US$/MBTU de septiembre de 2009 Pg. 18


2.1.2 Gas Natural La disponibilidad de gas natural para generacin termoelctrica durante el periodo 2010 2024, parte del anlisis realizado por la UPME en el Plan de abastecimiento para el suministro y transporte de gas natural, que corresponde con el primer ejercicio formal de planificacin indicativa que se realiza en el pas para ese sector. El Plan de abastecimiento de gas natural fue realizado con el objeto de orientar las decisiones de los Agentes y del Estado en orden a asegurar la satisfaccin de la demanda nacional de gas natural. El documento, publicado en su versin preliminar en octubre de 2009, aborda la situacin de oferta y demanda de gas natural para el corto, mediano y largo plazo a partir de los pronsticos de demanda, la declaracin de produccin de gas realizada al Ministerio de Minas y Energa, la situacin de reservas de gas, entre otros. Actualmente, el Plan de abastecimiento de gas natural se encuentra en su fase de revisin y ajuste a partir de los comentarios realizados por los agentes en los diferentes escenarios de socializacin. No obstante lo anterior, como un ejercicio de sensibilidad para el presente estudio se ha considerado un escenario de abastecimiento crtico de gas natural que justifica la construccin de una planta de regasificacin de gas natural en La Guajira. 2.1.2.1 Reservas de Gas Natural De acuerdo con la informacin de la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, al 31 de diciembre de 2008 el pas contaba con unas reservas de gas natural de 6,385 Giga pies cbicos GPC, las cuales incluyen reservas probadas, no probadas y gas para consumo propio en la operacin. Del total de las reservas de gas natural, 4,383 GPC correspondan a la categora de reservas probadas disponibles para su uso, y 2,000 GPC a la de reservas no probadas. Ver Grfica 2-3.

Pg. 19


8.000 7.000 6.000 5.000

7.490

7.188 6.336

7.211

7.311

7.612 7.078 6.385

GPC

4.000 3.000 2.000 1.000 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008Reservas probadas Reservas No probadas Operacin Campos

Grfica 2-3 Reservas de Gas Natural 2.1.2.2 Produccin de Gas Natural La produccin de gas natural en Colombia muestra una tendencia creciente en los ltimos aos, pese a la declinacin normal de las reservas remanentes de los campos productores. El aumento de dichos volmenes se debe principalmente a trabajos realizados en los campos maduros, lo que ha permitido maximizar las reservas e incrementar la oferta de gas natural para satisfacer el sostenido crecimiento de la demanda. Las principales fuentes de produccin nacional de gas natural se concentran en los campos Ballena y Chuchupa, en la Costa Atlntica y en Cusiana y Cupiagua, localizados en el Interior del pas. Durante el ao 2008, los campos de La Guajira y Cusiana, fueron responsables del 87% del suministro, de los cuales el 65% corresponde a Guajira y el 22% a Cusiana, que equivalen a 569 MPCD y 94 MPCD, respectivamente. El potencial de produccin de gas natural que se presenta a continuacin corresponde a la informacin reportada por los productores al Ministerio de Minas y Energa en virtud del Decreto 2687 de 2008, y publicada mediante Resoluciones 180261, 180539 y 181828 de 2009 emanadas del mismo Ministerio. En la Grfica 2-4 se presenta el potencial de produccin de los campos productores incluidos en las resoluciones mencionadas. Pg. 20


1.400 1.200 1.000

GBTUD

800 600 400 200 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019Campos de La Guajira Provincia - payoa Campos del Casanare Campos del Sur Gibraltar Campos del Magdalena Medio La Creciente - Guepaj otros

Grfica 2-4 Proyeccin de oferta Nacional de Gas Natural En trminos generales, se destaca la disminucin importante del suministro de los campos de La Guajira que seala una reduccin del 61% en el periodo 2010 2019, la cual no est del todo compensada por la incertidumbre en las importaciones de gas desde Venezuela. Igualmente, la reduccin en el aporte de los campos productores del Sur del pas que alcanza el 90% en el mismo periodo. Este entorno adverso se ve favorecido por el aumento de produccin de los campos del Casanare de acuerdo con las intenciones manifestadas por los productores, para sostener la mxima produccin y as permitir atender el aumento de demanda al menos en el Interior del pas. Ante este escenario de oferta de gas, la UPME a travs del Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte de Gas Natural present en su versin preliminar, una serie de alternativas de abastecimiento externo que buscan garantizar la atencin del 100% de la demanda del sector. El anlisis presentado concluye que ante la incertidumbre asociada al pronto descubrimiento de importantes reservas de gas natural, a la fecha de inicio de las importaciones de gas natural de Venezuela, y a la posibilidad de aumentar dichas importaciones, es recomendable la construccin de una planta de regasificacin de 300 MPCD con capacidad de ampliarse hasta 450 MPCD, ubicada en la Guajira.

Pg. 21


2.1.2.3 Precios de Gas Natural 5 Durante el 2009, la dinmica del mercado del petrleo se desarroll bajo un escenario de recuperacin de precios, con derrumbe de demanda (durante el 2009 se redujo el consumo de petrleo respecto al 2008 en un milln 750 mil barriles diarios aproximadamente). La ocurrencia de este fenmeno podra tener explicacin en que a pesar de esa baja en la demanda, el suministro actual de entre 83 y 84 millones de barriles diarios, exige la produccin de yacimientos con altos costos de produccin. De esta manera, el comportamiento de los precios del petrleo ha generado una tendencia alcista en el precio de los diferentes combustibles lquidos como el New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price (ver Grfica 2-5), referente considerado para el clculo del ndice de variacin del precio de Mximo Regulado de Gas Natural en el pas.350 300 250

Cents US$/Gallon

200 150 100 50 0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price CIF

Grfica 2-5 Precio del New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price 6 En concordancia con la Resolucin CREG 119 de 2005, mediante la cual se establece la metodologa para el clculo de precios para el Gas Natural producido en los campos Guajira y Opn, se determin el pronstico de precios para las principales fuentes de suministro de Gas Natural para el sector termoelctrico. La estimacin indica un encause hacia periodos de precios altos, que posiblemente5 6

Fuente: http://www.jornada.unam.mx/2009/10/25/index.php?section=economia&article=026a1eco

Fuente: EIA DOE

Pg. 22


originen disminucin de la demanda por parte del sector, haciendo ms competitivas otras fuentes de energa para la generacin elctrica (ver Grfica 2-6).10 9 8 7

US$Oct2009/MBTU

6 5 4 3 2 1 0Feb/1997 Feb/1998 Feb/1999 Feb/2000 Feb/2001 Feb/2002 Feb/2003 Feb/2004 Feb/2005 Feb/2006 Feb/2007 Feb/2008 Feb/2009 Feb/2010 Feb/2011 Feb/2012 Feb/2013 Feb/2014 Feb/2015 Feb/2016 Feb/2017 Feb/2018 Feb/2019 Feb/2020 Feb/2021 Feb/2022 Feb/2023 Feb/2024 Feb/2025 Feb/2026 Feb/2027 Feb/2028 Feb/2029 Feb/2030

Historico

Escenario Base

Escenario Bajo

Escenario Alto

Grfica 2-6 Proyeccin de precios de Gas Natural de La Guajira en boca de pozo Tal como se mencion al inicio de esta seccin, como un ejercicio de sensibilidad para el presente estudio se ha considerado conveniente incluir un escenario de abastecimiento crtico de gas natural que justifique la construccin de una planta de regasificacin de gas natural en La Guajira. Para proyectar el precio del gas natural a partir de la planta de regasificacin nacional, se tom como referencia el mercado de Gas Natural Licuado de la cuenca atlntica y especficamente el comportamiento del precio del GNL de importacin para Estados Unidos. Se encontr una alta correlacin entre el comportamiento del precio del GNL importado para Estados Unidos con el precio spot del gas natural en Henry Hub (ver Grfica 2-7 ). De esta manera la proyeccin del precio del LNG se realiz con las tasas de crecimiento de la proyeccin del Natural Gas - Henry Hub Spot Price, disponible en el Anual Energy Outlook 20097.

7

http://www.eia.doe.gov/

Pg. 23


16 14 12 10 8 6 4 2 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Price of U.S. Natural Gas LNG Imports Natural Gas - Henry Hub Spot Price

US$/KPC

Grfica 2-7 Comportamiento precios Gas Natural en Estados Unidos Posteriormente se le descont un costo promedio de transporte desde los pases productores de GNL disponibles en la Cuenca del Atlntico hasta Henry Hub, y se le sumo un costo promedio de transporte desde dichos pases hasta el puerto propuesto para ubicar la planta de regasificacin, La Guajira. Finalmente se le incorpor a dicha proyeccin, un costo estimado de regasificacin. Con los anteriores supuestos, la Grfica 2-8 presenta el resultado de la proyeccin del Precio del GNL importado para el caso Colombiano.

Pg. 24


12

10

8

US$Oct2009/MBTU

6

4

2

0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 LNG Importado + Regasificacin

Grfica 2-8 Proyeccin precio del GNL puesto en La Guajira 2.1.3 Combustibles Lquidos 2.1.3.1 Produccin Colombia cuenta con una capacidad de refinacin que asciende a los 330,000 BPD, de los cuales el 74.5% se procesa en Barrancabermeja, 23.8% en Cartagena, 0.8% lo refina Orito y 0.75% Apiay. De acuerdo con la informacin suministrada por ECOPETROL, durante el ltimo ao, las refineras colombianas se han mantenido en un nivel de utilizacin del 95% de la capacidad instalada, procesando en promedio 315,000 BPD de petrleo crudo. Del total procesado el 75% se carga en la refinera de Barrancabermeja, el 24% en la refinera de Cartagena y el restante 1% entre las plantas de Orito y Apiay. Entre enero y septiembre de 2009, las refineras colombianas han producido en promedio 9 millones de barriles mensuales de combustibles lquidos (gasolinas, ACPM, Fuel Oil, Jet, GLP y otros). Del total de combustibles lquidos producidos, el 34% corresponde a gasolinas, el 25% a ACPM, el 21% a Fuel Oil y el 20% restante a GLP, Jet-Quero y otros. Ver Grfica 2-9.

Pg. 25


10000000 9000000 8000000 7000000 6000000Bbl

5000000 4000000 3000000 2000000 1000000 0ene-08 may-08 ene-09 may-09 mar-08 mar-09 jul-08 sep-08 nov-08 jul-09 sep-09

GLP

GASOLINAS

ACPM

JET-QUER0

FUEL OIL

OTROS

Grfica 2-9 Produccin de Combustibles Lquidos El aumento en la produccin de combustibles lquidos en lo corrido del ao 2009, se debe a los trabajos que se realizaron principalmente en la refinera de Barrancabermeja tendientes a incrementar su disponibilidad mecnica y aumentar el factor de conversin. La operacin y expansin de la capacidad refinadora de crudo ha estado en cabeza de ECOPETROL, operadora de las refineras de Barrancabermeja y Cartagena, de conversin media, Orito y Apiay, estas ltimas de menor capacidad y tecnologa. Entre enero y septiembre de 2009 en las refineras colombianas se han producido en promedio 72,500 BPD de ACPM, 60,000 BPD de Fuel Oil y 23,500 BPD de Jet Fuel, estos volmenes son consumidos principalmente por el sector transporte, el sector industrial y para la generacin trmica. 2.1.3.2 Precios Combustibles Lquidos utilizados para la generacin trmica Los precios internos de los combustibles lquidos fluctan de acuerdo con los precios internacionales, especficamente con el mercado de la Costa del Golfo y la TRM; la tendencia seguida por los precios de los hidrocarburos refleja la afeccin generada por la crisis financiera y la recesin experimentada desde septiembre de 2008. Ver Grfica 2-10.

Pg. 26


500 450 400 350

USDcent/Gal

300 250 200 150 100 50 0ene-99 may-00 sep-01 ene-03 may-04 sep-05 ene-07 may-08 sep-09 ene-11 may-12 sep-13 ene-15 may-16 sep-17 ene-19 may-20 sep-21 ene-23 may-24 sep-25 ene-27 may-28 sep-29

ACPM

JET FUEL

FUEL OIL

Grfica 2-10 Precio proyectado del ACPM Jet Fuel y Fuel Oil En el ltimo ao, el mercado internacional se ha caracterizado por un desbalance entre oferta y demanda, en el que si bien se han generado restricciones desde la produccin para motivar el alza de los precios, la dbil demanda ha contrarrestado todas las acciones encaminadas al fortalecimiento del sector, restringiendo adicionalmente las inversiones para proyectos que aseguren la produccin futura de hidrocarburos. A diferencia del Jet Fuel y el Fuel Oil, debido a la intervencin del Gobierno Nacional como medida para moderar los precios de los combustibles, el Ingreso al Productor (IP) del ACPM en el ao 2009 no se rigi por la tendencia internacional, por el contrario, se condicion al mantenimiento del precio mximo de venta. En la ltima dcada, las tasas de variacin del IP para los combustibles lquidos han incrementado a una tasa promedio anual de 7.83%, 6.50% y 12.81% para el ACPM, el Jet Fuel y el Fuel Oil, respectivamente, alcanzando en el ao 2008 valores mximos de 381.81 USDCent/gal, 389.33 USDCent/gal y 193.84 USDCent/gal. Los escenarios de proyeccin de precios, consideran la recuperacin paulatina de la demanda en el corto plazo (precios bajos) y una participacin ms importante de los combustibles lquidos no convencionales; se espera que la economa inicie su recuperacin finalizando el 2010 y se retorne a una tendencia moderada de crecimiento en la demanda de hidrocarburos en los prximos aos, conllevando a Pg. 27


una recuperacin de los precios, dando lugar a tasas de crecimiento interanuales de 4.60%, 4.69%, 5.72% para el ACPM, Jet Fuel y Fuel Oil, respectivamente para el periodo 2009 2030. 2.2 CARGO POR CONFIABILIDAD

Para garantizar la disponibilidad de recursos destinados a abastecer la demanda de energa en condiciones de escasez y asegurar la expansin de generacin del sistema, se introdujo el cargo por confiabilidad. Se asignaron a travs de obligaciones de energa firme -OEF- 3,008.88 GWh para el periodo 2012 2013, estas obligaciones fueron asignadas a las siguientes plantas, ver en la Tabla 2-5.PROYECTO GECELCA 3 TERMOCOL AMOYA TOTAL RECURSO CARBN FUEL OIL HIDRO CAPACIDAD MW 150 201.6 78 429.6 OEF GWh ao 1,116.90 1,677.71 214.27 3,008.88

Tabla 2-5. Obligaciones de energa firme en la primera subasta de energa del cargo por confiabilidad8. Para plantas con un perodo de construccin mayor a cuatro aos y que podran entrar entre el 2014 al 2018, se implement el mecanismo GPPS, Generacin con periodo de planeacin superior. La asignacin de la obligacin de energa firme, OEF, para las plantas GPPS se realiz para un periodo de 20 aos a partir del ao en que fue asignada la primera OEF del respectivo proyecto. Bajo ste esquema hasta el 2018 entraran las siguientes plantas, ver en la Tabla 2-6.CAPACIDAD MW 60 135.2 396 800 400 1,200 2,991.20 OBLIGACIN DE ENERGA FIRME GWh-ao 2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019 49 50 50 50 50 183 184 184 184 184 400 850 1,350 1,650 1,650 400 800 1,550 2,300 2,350 -321 641 962 962 ----1,085 6,281 1,032 2,205 3,775 5,146

PROYECTO CUCUANA MIEL II EL QUIMBO SOGAMOSO PORCE IV ITUANGO TOTAL

RECURSO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO

Tabla 2-6. Obligaciones de energa firme a travs del proceso de sobre cerrado del cargo por confiabilidad9.8

Datos tomados de XM Los Expertos en Mercados.

Pg. 28


2.3

REGISTRO DE PROYECTOS DE GENERACIN

En la actualidad el registro de proyectos de generacin tiene una capacidad inscrita de 14,383.5 MW de los cuales 8,500.5 MW corresponden a proyectos hidrulicos con capacidad mayor o igual a 20 MW, 2,884.6 a proyectos de carbn mineral, 2,520.5 MW a proyectos de gas natural, 305 MW a proyectos de fuel oil, 127.9 MW a proyectos hidrulicos con capacidad menor a 20 MW, 25 MW a proyectos de cogeneracin y 20 MW a proyectos elicos. Tabla 2-7 se presentan los proyectos que en la actualidad se encuentran registrados de acuerdo a la tecnologa, localizacin y promotor del proyecto.P ROYECTO CA P A CIDA D (M W) LOCA LIZA CIN (municipio y departamento ) P ROM OTOR FA SE

Trmico a Gas Natural. Capacidad registrada: 2,520.5 M W Termo candelaria Termo co l M erilectrica CC Termo Flo res IV GT 23 Termo andina 1 Repo tenciaci n Unidad Cimarr n CC - Endesa 1 Termo Upar Termo Lumb Termo Yariges 586 21 0 1 03 1 60 1 00 98.5 38 400 300 300 225 Cartagena Santa M arta B arrancabermeja B arranquilla B arranquilla San P edro Yo pal Tauramena M anaure La P az M ariquita B arrancabermeja Santander de Quilichao P uerto Libertado r Dibulla P uerto Libertado r Dibulla P uerto Libertado r A mag San Cayetano Galapa To cancip B elencito Venecia Venecia Galapa B o lvar M agdalena Santander A tlntico A tlntico Sucre Casanare Casanare Guajira Cesar To lima Santander Termo candelaria S.C.A . Grupo P o lo bras S.A . M erilectrica E.S.P . Termo flo res S.A . E.S.P Termo barranquilla S.A . E.S.P . P ro elctrica Generado ra Cimarr n S.A . Emgesa S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3

Trmico a Carb n. Capacidad registrada: 2,884.6 M W Termo cauca Termo bijao Gecelca 2 Gecelca 3 Gecelca 4 Gecelca 7 Termo San Fernando Tasajero II Termo caribe 1 Termo zipa 6 Termo suamo x Sinifan 1 Sinifan 2 Termo caribe 2 1 00 460 1 50 1 50 1 00 1 00 1 65 1 55 350 1 54.6 300 1 75 1 75 350 Cauca C rdo ba Guajira C rdo ba Guajira C rdo ba A ntio quia N. Santander A tlntico Cundinamarca B o yac A ntio quia A ntio quia A tlntico Termo cauca E.S.P . M erilectrica E.S.P . Gecelca Gecelca Gecelca Gecelca Ca. de Generaci n del Cauca S.A . E.S.P . Termo tasajero S.A . E.S.P . Zo na Franca B /quilla Emgesa S.A . E.S.P . A ceras P az del Ro Carbo elctrica de Sinifan S.A . E.S.P . Carbo elctrica de Sinifan S.A . E.S.P . Zo na Franca B /quilla 2 2 2 2 3 4 2 2 2 2 2 2 2 2

9

Idbidem.

Pg. 29


P ROYECTO

CA P A CIDA D (M W)

LOCA LIZA CIN (municipio y departamento ) Trmico a Fuel Oil. Capacidad registrada: 305 M W

P ROM OTOR

FA SE

Gecelca 1 4 Gecelca 1 5 Gecelca 1 3 Termo dial 1 Termo co l

1 0 50 1 0 25 21 0

Dibulla So ledad Dibulla -Santa M arta

Guajira A tlntico Guajira A tlntico M agdalena

Gecelca Gecelca Gecelca Jo s A lejandro A lzate Grupo P o lo bras S.A .

2 2 2 2 2

Hidro elctrica (M ayo res a 20 M W). Capacidad registrada: 8500.5 M W P o rce III A mo y M iel II Cucuana So gamo so El Quimbo P o rce IV A ndaqu P escadero Ituango Chapasia Espritu Santo B ugalagrande Caaveral Encimadas El Do ce CUSIA NA EL P LA CER LA ESTA CION M A RA CA IB O LA GA ITA NA LIM ONCITO VERGEL M ITA CA SA N M IGUEL 660 80 1 50 48 820 400 400 687 2400 800 700 40.5 68 94 360 1 94 65 99 86 59 52 99 99 40 Tulu A guadas - So nso n A guadas - So nso n Taraz y Valdivia P ajarito Rio B lanco Rio B lanco A taco P lanadas Ibague Rio B lanco Rio B lanco San Luis y San Francisco A no ra A malfi Chaparral Saman Ro ncesvalles B etulia - Gir n Gigante, Garz n A no r, A malfi Santa Ro sa Ituango M iraflo res, P ez -A ntio quia To lima Caldas To lima Santander Huila A ntio quia P utumayo A ntio quia B o yac A ntio quia Valle Caldas A ntio quia Caldas A ntio quia A ntio quia B o yaca To lima To lima To lima To lima To lima To lima To lima A ntio quia EP M Isagen S.A . E.S.P . Gesti n Energtica S.A . E.S.P . Epsa S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . Emgesa S.A . E.S.P . EP M Isagen S.A . E.S.P . Hidro elctrica P escadero Ituango S.A . Emgesa S.A . E.S.P . HM V Ingeniero s LTDA Epsa S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . HM V Ingeniero s LTDA Epsa Epsa Epsa Epsa Epsa Epsa Epsa Epsa ENERM ONT S.A . E.S.P 3 3 2 2 3 2 2 2 2 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Hidro elctricas (M eno res a 20 M W). Capacidad registrada: 1 27.9 M W A maime Co ello 1 ,2,3 Caruquia Guanaquitas Trasvase Guarin B arro so Trasvase M anso P CH de Neusa SA NTIA GO El P o pal SA N B A RTOLOM E OIB ITA 1 9.9 3.7 9.5 9.5 -1 9.9 -2.9 2.8 1 9.9 1 9.9 1 9.9 P almira, Cerrito Chico ral Santa Ro sa de O G mez P lata Victo ria Salgar Saman Co gua, Tausa Santo Do mingo Co co rn Oiba y Guadalupe Guapo ta, Chima Valle To lima A ntio quia A ntio quia Caldas A ntio quia Caldas Cundinamarca A ntio quia A ntio quia Santander Santander Epsa S.A . E.S.P . Energtica HM V Ingeniero s LTDA Guanaquitas S.A E.S.P . Isagen S.A . E.S.P . B arro so S.A Isagen S.A . E.S.P . Ingameg GENERA M OS ENERGIA S.A E.S.P HM V Ingeniero s LTDA ENERM ONT S.A . E.S.P ENERM ONT S.A . E.S.P 2 2 2 2 2 1 2 1 1 1 1 1

E lico . Capacidad registrada: 20 M W Jo uktai 20 Uribia Guajira WA YUU S.A . 1

Co generaci n. Capacidad registrada: 44.9 M W Co generaci n IP SA M ayagez 1 9.9 25 El Cerrito Candelaria Valle del Cauca Ingenio P ro videncia S.A Valle del Cauca M ayagez S.A . 3 3

Tabla 2-7. Proyectos inscritos en el registro de proyectos de generacin. Pg. 30


2.3.1 Proyectos de Generacin en desarrollo A continuacin en la Tabla 2-8 se presentan los proyectos contemplados en los diferentes anlisis del plan y los cuales han comenzado su proceso de construccin. En dicha tabla algunos de los proyectos que fueron asignados en las obligaciones de energa firme poseen una capacidad superior y fecha de entrada diferente. Sin embargo, algunas de esas caractersticas fueron reportadas posteriormente a los procesos de asignacin de energa firme por los promotores de los proyectos.PROYECTO CARUQUIA GUANAQUITAS TRAS. GUARIN AMAIME FLORES IV PORCE III TRAS. MANSO EL MANSO AMOY MIEL II CUCUANA GECELCA 3 TERMOCOL EL QUIMBO SOGAMOSO PORCE IV TIPO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO GAS VAPOR HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO TERMICO TRMICO HIDRO HIDRO HIDRO NMERO DE UNIDADES 1 1 -2 1 4 -1 2 2 2 1 1 2 3 2 CAPACIDAD (MW) A Instalar 9.9 9.9 -19.9 160 660 -27 78 135.2 60 150 210 420 800 400 Por Unidad 9.9 9.9 --160 165 165 165 165 -27 39 67.6 30 150 210 420 800 200 200 300 300 300 300 FECHA DE OPERACIN COMERCIAL Dec-09 Jul-10 Jun-10 Dec-10 Dec-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jun-11 Jan-11 Jan-11 Jul-11 Jan-13 Dec-14 Dec-12 Dec-12 Dec-14 Nov-13 Feb-15 May-15 Mar-17 Jun-17 Sep-17 Dec-17

ITUANGO

HIDRO

4

1,200 4,378.80

TOTAL MW COGEN: Cogeneracin

TRAS: Trasvase

Tabla 2-8. Proyectos en Colombia a ser considerados en el plan de expansin.

Pg. 31


2.4

DEMANDA Y OFERTA DE ENERGA EN CENTRO AMRICA Y ECUADOR

2.4.1 Demanda de energa en Centro Amrica Como se observa en la Tabla 2-9, Costa Rica y Guatemala con excepcin de Mxico son los principales consumidores futuros de energa elctrica, seguido por Honduras, Panam, El Salvador y Nicaragua.AO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 PANAM GWh COSTA RICA NICARAGUA HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA GWh GWh GWh GWh GWh

6838 7274 7625 7954 8369 8739 9150 9526 9909 10316 10716 11118 11492 11882 12366

10043 10556 11096 11636 12218 12834 13485 14176 14909 15682 16500 17364 18277 19243 20265

3350 3523 3683 3844 4016 4202 4397 4597 4810 5040 5275 5526 5788 6053 6330

7354 7814 8253 8692 9160 9640 10130 10632 11144 11674 12217 12820 13456 14107 14645

5840 6091 6359 6626 6911 7208 7518 7842 8178 8530 8897 9279 9678 10094 10528

8898 9193 9752 10312 10878 11451 12013 12580 13169 13779 14415 15075 15808 16571 17370

Tabla 2-9. Demanda de energa empleada en pases de Centro Amrica en el plan de expansin de Colombia. 2.4.2 Demanda de energa en Ecuador Para los anlisis planteados en ste plan de expansin se consider la demanda media de energa para Ecuador, ver Tabla 2-10.

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AO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

GWh

17085 18396 19367 20380 21398 22435 23495 24585 25711 26877 28084 29333

Tabla 2-10. Demanda de energa empleada en Ecuador en el plan de expansin de Colombia. 2.4.3 Oferta y proyectos de generacin en Ecuador Junto a los recientes cambios logrados a nivel institucional, el gobierno del Ecuador, est promoviendo el desarrollo de nuevos proyectos hidrulicos de gran y mediana escala, as como algunos proyectos de energa renovable, los cuales buscan como poltica reducir al mximo el consumo de electricidad trmica producida a base de combustibles fsiles los que son subsidiados10. Entre otras estas son algunas de las razones para el impulso y desarrollo de nuevos proyectos como Sopladora de 312 MW, Coca Codo Sinclair de 1,500 MW, Toach Pilatn de 228 MW y Jubones de 380 MW aproximadamente. En el plan de expansin de referencia de generacin 2009-2023 de la UPME se haba considerado para los diferentes anlisis una expansin en Ecuador de 506.5 MW, no obstante, a lo largo del ao anterior como de ste se han logrado avances en algunos de estos proyectos razn por la cual se han incorporado en estos anlisis. A continuacin en la Tabla 2-11 se presentan los proyectos empleados en los anlisis de interconexin con el sistema ecuatoriano.

10

Apartes tomados del CONELEC, Plan maestro de electrificacin del Ecuador 2007-2016.

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PROYECTO MAZAR EDC PILALO 3 SIGCHOS BABA SOPLADORA EDC OCAA COCA CODO ARENILLAS TOTAL MW

TIPO HIDRO TRMICO HIDRO HIDRO HIDRO HIDRO TRMICO HIDRO HIDRO TRMICO

CAPACIDAD (MW) 160 234 9.3 18 42 312 88 26 1500 150 2,539.30

FECHA DE OPERACIN COMERCIAL Feb-10 Jan-10 Jan-10 Jan-10 Apr-10 Jan-11 Mar-11 abril-12 Nov-17 Jan-17

Tabla 2-11. Proyectos en Ecuador a ser considerados en el plan de expansin. 2.4.4 Proyectos de generacin en Centro Amrica A continuacin en la Tabla 2-12 se muestra un resumen de la capacidad de los proyectos que se consideraron en la simulacin para cada uno de los diferentes pases del rea de Centro Amrica.RECURSO PANAM COSTA RICA NICARAGUA HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA HIDRO 1021.9 327.7 287 210.8 453.1 1334.1 TRMICO 400 1595 308 700 875 949

Tabla 2-12 Capacidad en MW en Centro Amrica a ser considerados en el plan de expansin. 2.5 COMPORTAMIENTO CONSIDERANDO CONFIABILIDAD. Antes de analizar la expansin necesaria en el sistema colombiano se presenta a continuacin el comportamiento del sistema colombiano sin tener una expansin adicional a la prevista de acuerdo a la asignacin de obligacin de energa firme del cargo por confiabilidad, escenario de demanda alta, sin interconexiones elctricas existentes o futuras. DE SOLO LA GENERACIN DEL EN COLOMBIA POR

PROYECTOS

CARGO

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Los resultados obtenidos y mostrados a continuacin del modelo MPODE (Modelo de Programacin Dinmica Dual Estocstica) corresponden al costo marginal del sistema colombiano, ver Grfica 2-11,e ndices de confiabilidad 11 mostrados en la Tabla 2-13.50 DEM ALTA

40

30US$/MWh

20

10

0

Nov-09

Nov-10

Nov-11

Nov-12

Nov-13

Nov-14

Nov-15

Nov-16

May-10

May-11

May-12

May-13

May-14

May-15

May-16

Grfica 2-11. Costo marginal del sistema colombiano en US$/MWh sin considerar expansin diferente a los proyectos en construccin y los de cargo por confiabilidad.MES/AO 03/2020 01/2022 02/2022 03/2022 04/2023 No. CASOS 1 1 1 1 1 VEREC 2.16% 1.11% 21.23% 4.70% 2.09% VERE 0.02% 0.01% 0.21% 0.05% 0.02%

Tabla 2-13. Comportamiento de los ndices de confiabilidad con los proyectos asignados en la obligacin de energa firme.

CREG Resolucin 025 de 1995. Lmite de confiabilidad de energa: Es el mximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de energa. Este nivel de riesgo se mide con el ndice valor esperado de racionamiento de energa (VERE), expresado en trminos de porcentajes de la demanda mensual de energa y tiene un valor del 1.5%. Adicionalmente, se tiene el ndice valor esperado de racionamiento de energa condicionado (VEREC), correspondiente al valor esperado de racionamiento en los casos en que se presenta, cuyo valor lmite es el 3% de la demanda de energa y el nmero de casos con racionamiento, cuyo lmite es 5 casos.

11

May-17

Nov-17

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Por otra parte en la Grfica 2-12 se presenta la evolucin de la capacidad instalada contra la demanda de potencia para los escenarios alto, medio y bajo. Se considera la capacidad efectiva de las plantas existentes y la fecha de inicio de obligaciones para aquellas plantas con compromisos de energa firme. Se puede apreciar que tomando como referencia las actuales proyecciones de demanda, respecto al plan anterior, se aumenta el nivel de confiabilidad de energa y el nivel de reserva del sistema en lo referente a potencia.21100

EL QUIMBO - MIEL

16100

MW

15100 14100 13100 12100 11100 10100 9100

Dec-09

Dec-10

Dec-11

Dec-12

PORCE III

17100

FLORES 4 - AMOY

Dec-13

Dec-14

CUCUANA

18100

Dec-15

Dec-16

Dec-17

PORCE IV

19100

GECELCA 3 - TERMOCOL

Dec-18

PESCADERDEM. BAJA

20100

-

CAP. INSTALADA

DEM. ALTA

DEM. MEDIA

Grfica 2-12. Comportamiento de la capacidad instalada Vs la demanda de potencia considerando como fechas de entrada las reportadas por el cargo por confiabilidad. 2.6 VISIN DE MEDIANO Y LARGO PLAZO EN LA EXPANSIN DE GENERACIN EN COLOMBIA De acuerdo con los anlisis preliminares en cuanto a las necesidades de expansin en generacin del sistema se identifica que est prcticamente definida por la asignacin de energa firme por lo menos hasta el 2017, incluso tomando como referencia el escenario de demanda alta. Esta situacin se presenta dadas las nuevas condiciones econmicas que influyen en las proyecciones de demanda ms recientes.

Dec-19

Jun-10

Jun-11

Jun-12

Jun-13

Jun-14

Jun-15

Jun-16

Jun-17

Jun-18

Jun-19

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En la actual versin preliminar del plan se analizaron dos alternativas, la primera de ellas conserva la tendencia presentada en los resultados del cargo por confiabilidad y la segunda contempla el retiro de unas unidades que han estado operando en el sistema hace aproximadamente treinta aos (211 MW). Un buen referente para determinar la expansin requerida, es confrontar las proyecciones de demanda de energa del sistema colombiano con las obligaciones de energa firme que pueden aportar las plantas existentes como futuras en construccin, suponiendo que dichas obligaciones se mantendrn constantes a lo largo del periodo de anlisis. La Grfica 2-13 relaciona las obligaciones de energa firme que podra tener al final de cada ao el sistema colombiano y los diferentes escenarios de proyeccin de energa (alto, medio y bajo) usados en ste plan. Se puede observar que el escenario de demanda alto es atendido hasta el 2017 y que a partir de este ao alguna porcin de dicha demanda no estara cubierta. En el caso en que el sistema colombiano evolucione siguiendo el escenario medio, ste estara cubierto hasta el 2020 y en el escenario bajo hasta el 2024.120000

100000

80000GWh-ao

60000

40000

20000

0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024EF D ALTA D MEDIA D BAJA

Grfica 2-13. Demanda de energa Vs. Obligacin de energa firme 12La grfica fue construida bajo el supuesto que las obligaciones de energa firme asignadas se mantienen constantes.12

Pg. 37


2.6.1 Supuestos Principales A continuacin se especifican los supuestos bsicos considerados en los diferentes escenarios y casos a ser considerados en el plan de expansin: Hidrologas de enero de 1938 a noviembre de 2009. ndices de indisponibilidad segn base de informacin de XM. Proyectos asignados en el cargo por confiabilidad as como reportados a la UPME. Fecha de entrada en operacin comercial de los diferentes proyectos, de acuerdo a la suministrada por los diferentes promotores. Interconexin Colombia con Ecuador Interconexin con Centro Amrica de 300 MW a partir de enero de 2014. Proyectos a ser considerados en el plan de expansin, en el caso colombiano de acuerdo a la Tabla 2-8, Ecuador a la Tabla 2-11 y Centro Amrica a la Tabla 2-12. Proyeccin de precios de gas natural, carbn mineral, fuel oil nmero 2 y 6, y jet fuel de noviembre de 2009. 2.6.2 Alternativa 1 Conserva la tendencia presentada en los resultados del cargo por confiabilidad, es decir que el sistema se expande de acuerdo a aquellos recursos con los cuales se tiene mayor disponibilidad. Esta alternativa tiene como base la incorporacin de plantas que actualmente se hallan en construccin, las derivadas del proceso del cargo por confiabilidad, escenario de demanda alta, precios de combustibles medios, interconexin con Ecuador y la entrada en operacin en enero de 2014 de la interconexin con Centro Amrica (capacidad de 300 MW). Estas capacidades se mantienen constantes a lo largo del periodo de anlisis. Bajo los principales supuestos y las anteriores consideraciones, en el periodo 2009 - 2024, la Alternativa 1 muestra que el sistema requiere para cumplir los ndices de confiabilidad una expansin adicional de 300 MW con entrada en operacin a partir del ao 2022. Esta estrategia preserva la tendencia presentada en el mediano plazo, es decir participacin de recursos hdricos en la generacin de energa elctrica. La expansin requerida para esta alternativa y estrategia por ao como por energtico se presenta a continuacin en la Tabla 2-14.

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AO 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 SUBTOTAL TOTAL

HIDRO 9.9 193.9 795.2 1,220 400 1,200

GAS 160

CARBN

COGEN 38

COMB. LIQ

150

210

300

4,119

160

150 4,677

38

210

Tabla 2-14. Capacidad requerida en MW para la alternativa 1 en el periodo 2009 2024. La Grfica 2-14 presenta la evolucin del costo marginal del sistema colombiano para la alternativa propuesta. Dicho costo tiene implcito el valor del cargo por confiabilidad y se halla expresado en dlares de diciembre de 2008.

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70

60

50

US$/MWh

40

30

20

10

0

Grfica 2-14. Costo marginal de la energa para el escenario de demanda alta La Tabla 2-15 que a continuacin se presenta, muestra el valor de los ndices de confiabilidad de los casos en que ocurre el mayor dficit para la Alternativa 1. Los ndices se evaluaron de acuerdo con lo establecido en la resolucin CREG 025 de 1995. Los aos no relacionados no presentan dficit de energa.MES/AO 01/2022 02/2022 03/2022 No. CASOS 1 2 1 VEREC 8.32% 13.40% 1.78% VERE 0.08% 0.27% 0.02%

Tabla 2-15. ndices de confiabilidad del sistema colombiano ante demanda alta. Otro de los elementos importantes es identificar los posibles niveles de exportacin e importacin de energa que se presentan con los pases que se tiene interconexiones. Las grficas que hacen relacin con las exportaciones e importaciones de energa se presentan hasta el ao 2017, ya que resultados posteriores a dicho ao son inciertos debido a la incertidumbre que se tiene sobre la entrada de nuevos proyectos de generacin en otros pases.

Nov-09 May-10 Nov-10 May-11 Nov-11 May-12 Nov-12 May-13 Nov-13 May-14 Nov-14 May-15 Nov-15 May-16 Nov-16 May-17 Nov-17 May-18 Nov-18 May-19 Nov-19 May-20 Nov-20 May-21 Nov-21 May-22 Nov-22 May-23 Nov-23 May-24 Nov-24DALTA

Pg. 40


La Grfica 2-15 muestra las exportaciones desde el sistema colombiano hacia el ecuatoriano para la Alternativa 1, experimentando un notable descenso hacia mayo de 2014 y mayo de 2017.

200

160

120

GWh-mes

80

40

0

Nov-09

Nov-10

Nov-11

Nov-12

Nov-13

Nov-14

Nov-15

Nov-16

May-10

May-11

May-12

May-13

May-14

May-15

May-16

CO -> EC D.ALT

Grfica 2-15.Exportaciones de energa a Ecuador bajo escenarios de demanda alta, media, baja. As mismo, la Grfica 2-16 deja ver las importaciones de energa desde Ecuador, considerando la entrada de los nuevos proyectos y que se conserva la tendencia actual de precios de combustibles que presentan las plantas de generacin del vecino pas.

May-17

Nov-17

Pg. 41


40 35 30 25

CO CA D.ALT

Grfica 2-17. Exportaciones de energa a Centro Amrica bajo escenario de demanda alta en Colombia. As como en la interconexin con Ecuador, en caso de la interconexin con Centro Amrica tambin se presentan algunas importaciones de energa, stas se pueden apreciar en la Grfica 2-18.

Jul-17

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40 35 30 25

CO 90 % TRs Torca > 85 %

Torca - Aranjuez 115 KV > 90 %

VALLEHidro sin Tvalle y Sin Temcali. Pance 3 y 4 superan el 80% Yumbo 2 supera el 80% Yumbo 1, 3, 4 superan el 75% Juanchito 1, 2 superan el 80% No se presentan tensiones en Linea doble circuito Juanch_Juanch 115 kV 1 y 2: con barras por debajo de 0.97 pu o las tensiones en barras estan por cargabilidad del 68%. encima del 0.97 p.u. En Tr. Pance: alta cargabilidad en los otros de Pance > al 110 %. En Tr. Juanchi: alta cargabilidad en los otros de Juanch > al 100 %. En Lin. Juanch_Paez 230: alta cargabilidad lin Panc_Santand 115kV> al 105 % y Tr.Pance > 100%. En Lin 1 Juan_Juan 115: alta cargabilidad en la otra > 30%. EPSA y EMCALI presentaron su plan conjunto de Expansin proponiendo: 1) El desacople de la barra Yumbo 115 2)Una nueva subestacin 230/115kV para inyectar energa a Cali y Valle y descargar los trafos existentes.

con Tvalle y Temcali Pance 3 y 4 superan el 90% Juanchito 1, 2 superan el 70%

No se presentan tensiones en Linea doble circuito Juanch_Juanch 115 kV 1 y 2: con barras por debajo de 0.97 pu o las tensiones en barras estan por cargabilidad del 60%. encima del 0.97 p.u.

Tabla 3-2 Diagnstico de las reas

Pg. 51


TRANSFORMADORES

LNEAS

BAJOS VOLTAJES NORDESTE: SANTANDER

CONTINGENCIAS

AVANCES

Se consider cerradas las lneas Bucaramanga y Palos superan el Palenque Termobarranca y 83% Palenque Lizama

En Palos se presenta sobrecarga en Bucaramanga que supera el 50%, tensiones por debajo de 0.9 P.U en San Gil, cargabilidad superior al 90% en la lnea Bucaramanga - Realminas ESSA presentel estudio para la y Bucaramnga TFlorida. conexin de la Subestacin En Bucaramanga se presenta Piedecuesta sobrecarga en Palos que supera el 58%,tensiones por debajo de 0.88 P.U en San Gil cargabilidad superior al 90% en la lnea Florida - Palos En Cucuta: se acercan al 100 % de cargabilidad San Mateo. En San Mateo sobrecarga del 6% en Cucuta, tensiones por debajo del 0.88 P.U en Tibu, La Insula, San Mateo, Zulia y Cucuta.

NORDESTE: NORTE DE SANTANDERSe consider Insula-Cucuta y Tib-Convencin cerradas

NORDESTE: BOYACTR Paipa 1 y 2 en 92% Barbosa 115 kV < 0.95 p.u. En Paipa-180 MVA: sobrecarga que Est pendiente la presentacin del supera el 190% en Paipa-90 MVA estudio por parte del OR

CAUCA - NARIOEn Jamondino: racionamiento total en Nario en caso de no poder cerrar los enlaces Popayn-RioMayo y Ver los anlisis de corto y mediano Catambuco-Zaque. plazo En Paez y San Bernandino sobrecargas en la lnea Pance Santander.

Jamondino220/115 kV superior el Popayn-RioMayo y CatambucoTumaco 115 kV = 0.9 p.u. 97 % Zaque se consideraron abiertas

CALDAS - RISARALDA - QUINDIOLa cargabilidad de los transformadores es dependiente de la generacin en el STR. Los Transformadores de la Esmeralda y Enea supera el 70% y la Hermosa supera el 65 % En Tr. Hermosa: alta cargabilidad en los de Esmeralda > al 100 %. En Tr. Esmeralda: alta cargabilidad en el otro de Esmeralda > al 105 %. En Tr. Enea: alta cargabilidad en Esmeralda > al 100 %. En Tr. SanFelipe: Se atiende demanda parcialmente. Se raciona cerca del 6 % demanda area CQR. En el Plan anterior se aprob la construccin de la subestacin Armenia 230/115 kV con transformacion 150 MVA. Ver los anlisis de corto y mediano plazo

Tensiones en Armenia, Regivit, Se considera la lnea Manzanares Dorada y Tebaida 115 kV < 0.97 - Victoria 115 kV, normalmente p.u pero no inferior a los lmites cerrada minimos

TOLIMA - HUILA - CAQUETMirolindo 220/115 kV cerca del 95% Se consider Cajamarca-Regivit y Lanceros, Natagaima, Prado y Diamante-Flandes Normalmente Tulun 115 kV < 0,93 p.u. Abiertas Ante una contingencia en Mirolindo se requiere cerrar el enlace Flandes- Se aprob la ampliacin de Diamante para atender parcialmente transformacin en Mirolindo la demanda

Tabla 3-3 Diagnstico de las reas 3.3 VISIN DE LARGO PLAZO REQUERIMIENTOS AO 2024

Se realizaron anlisis para el ao 2024 con el fin de obtener seales de expansin y as orientar el mediano y corto plazo. Se cuenta con la expansin de generacin definida mediante las subastas del cargo por confiabilidad y el resultado del plan de generacin que identific la necesidad de incorporar una planta trmica a carbn en el largo plazo con el fin de cumplir con los criterios de planeamiento. Se realizaron sensibilidades incorporando centrales adicionales en Antioquia y en el sur del pas. Algunos de los problemas encontrados obedecen al obvio agotamiento de la red ya que, en cuanto a expansin de redes, se considera lo reportado por cada Operador de Red (OR) en el mediano plazo.

Pg. 52


En Antioquia la generacin interna del STR no es suficiente para atender la demanda del rea. Se observan necesidades de expansin de lneas y transformadores de conexin al STN. Se hace necesario llevar el STN al Choc ya que se presentan serias violaciones de tensin en condiciones normales de operacin. Las compensaciones capacitivas no son suficientes, lo que podra implicar tener que llevar la red de transmisin a Quibd o Certegui. Esta condicin se debe revisar en el mediano plazo, considerando contingencias de todos los enlaces asociados. En general, la expansin de la red del STN es muy dependiente de la expansin de generacin en Antioquia, especialmente ante la posible entrada de la segunda fase de Ituango, lo que implica una definicin estratgica de la red. Para la conexin de la primera fase de Ituango se consideran tres enlaces a 500 kV: uno a Cerromatoso, uno a Primavera y otro a una subestacin en el rea de influencia de la ciudad de Medelln (Occidente). Este ltimo enlace implica elevado flujo de potencia activa y reactiva, causando problemas de transporte y tensin. Al considerar, de manera complementaria el enlace desde Medelln hacia Virginia o hacia San Marcos se evita el problema de concentracin en Medelln y se alivia el flujo desde San Carlos hacia Virginia. El alto flujo entre Ituango y Medelln implica altas exigencias de transformacin STN/STR. La alta concentracin en Occidente hace que la Tasajera evacue hacia Bello, ocasionando sobrecarga de esta lnea. Se debe analizar la conveniencia de complementar la propuesta del enlace Ancn Guayabal Bello llevndolo hasta Tasajera 220 kV. Al considerar la segunda etapa de Ituango (total 2400 MW) seran necesarios dos enlaces entre Ituango y Medelln, adicionalmente otro enlace hacia Cerromatoso y uno ms hacia Nueva Esperanza. Este ltimo con una longitud cercana a los 350 km. Las exigencias de transformacin STN/STR seran mayores. Resalta la importancia de llegar con el STN al centro de la carga en Antioquia y estudiar la infraestructura existente del STN con el fin de una adecuada evacuacin de la generacin. Respecto al rea Bogot se mantienen los altos flujos por Primavera Bacat, an contando con el enlace a 500 kV desde el Valle. Se presentan altos requerimientos de transformacin STN/STR y de reactivos. Puede ser conveniente un enlace adicional a 500 kV para el rea, el cual podra ser desde Ituango o desde Sogamoso o desde Primavera. Se consider en operacin la propuesta de la subestacin Norte conectada desde Chivor, la cual presentara un elevado flujo. Las lneas desde Chivor y Guavio hacia Bogot presentan prdidas de reactivos. En el Meta se deber contar con un nuevo punto de conexin al STN de tal manera que se soporte el suministro al STR y se eliminen riesgos ante fallas de las lneas asociadas. Pg. 53


En Bolvar se requiere ampliar la capacidad de de transporte del STN. En Atlntico el STR presenta importantes requerimientos. La solucin para Valledupar debe ser estructural, de largo plazo. En Santander se requiere una nueva conexin al STN pero deber estar acompaada de redes a 115 kV que permitan distribuir la carga. Se requiere una solucin de alto impactos sobre la transformacin de Barranca ya que ampliaciones u obras cerca de Bucaramanga no tienen un considerable impacto. El Sur del pas, sin generacin adicional a Betania y Quimbo, requiere compensacin capacitiva. Las exportaciones a Ecuador dependern en gran medida de la expansin de generacin de este pas. Se requiere compensacin capacitiva en Mirolindo, tcnicamente no se encuentra necesario el segundo circuito Betania Mirolindo. La instalacin de generacin adicional en el Sur del pas, como podra ser el proyecto Andaqu, permitira mantener altos niveles de exportacin. En Nario se requiere energizar total o parcialmente la lnea Jamondino Junn Tumaco a 230 kV ya que se presentan serias violaciones de tensin. Para la versin final del Plan se analizarn alternativas complementarias en todas las reas, de tal manera que permitan coordinadamente la expansin de las conexiones de los STR al STN. 3.4 ANLISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO

3.4.1 Anlisis rea Antioquia Choc Problemtica: Alta cargabilidad en los transformadores de Bello 220/110 kV ante mximos despachos en Guatap, La Tasajera y la cadena Guatrn. Violaciones por sobrecarga ante contingencias de transformacin en Bello. Supuestos: Se mantiene un escenario de generacin alto en todo el horizonte. En contingencia: mxima cargabilidad de transformadores 130 % y 110 % para lneas. En el Plan de expansin del ao anterior se consideraron varias alternativas para solucionar la problemtica citada. Se encontr que las alternativas que ofrecen un mejor desempeo elctrico son las siguientes: Alternativa 1. Tercer transformador Bello 220/110 kV 180 MVA.

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Alternativa 2. Lnea Bello-Guayabal-Envigado 220 KV + Transformador Guayabal 220/110 kV 180 MVA. Alternativa 3. Lnea Bello-Guayabal-Ancn 220 KV + Transformador Guayabal 220/110 kV 180 MVA. En Tabla 3-4 se presenta el comportamiento del sistema bajo las alternativas planteadas.

Tabla 3-4 Comportamiento del sistema bajo las alternativas planteadas. Con la reevaluacin de la demanda, el tercer banco representa una solucin hasta el 2015. No obstante, dicha alternativa hace que los flujos provenientes de Guatap, La Tasajera y Guatrn se concentraran en Bello y se origine un cuello de botella. Los corredores Bello Guayabal Ancn o Bello Guayabal Envigado, representan una solucin integral a los problemas citados. Ninguna de las alternativas estudiadas tiene un impacto significativo en la cargabilidad de los transformadores de Occidente (ver Tabla 3-5).

Tabla 3-5 Cargabilidad de los transformadores de Occidente bajo cada una de las alternativas estudiadas. De acuerdo con los anteriores resultados, se plantea la siguiente alternativa en el orden sealado: Instalar el tercer transformador 220/110 kV180 MVA en Bello a la mayor brevedad. Contar con el corredor Bello Guayabal Ancn 220 kV en 2015. Trasladar el tercer transformador de Bello a la subestacin Guayabal en 2015. Analizar adecuaciones (reconfiguraciones) a la red de 110 kV. Pg. 55


En el Largo Plazo se debe tener en cuenta que con la entrada en operacin de Ituango en el 2017, se tiene previsto un nuevo punto de inyeccin para el STR de Antioquia, especficamente en Medelln.

Se continuarn los anlisis para determinar la mejor solucin y los anlisis econmicos que permitan determinar la viabilidad del proyecto. Se invita al OR EPM a participar de la revisin de los resultados y a presentar ante la UPME el estudio correspondiente. De otro parte, respecto al rea del Choc, se observa nuevamente que las tensiones en las subestaciones Certegu, Itsmina y Quibdo a 115 kV, presentan reduccin progresiva. Se invita al OR DISPAC a revisar las seales emitidas por la UPME e iniciar el estudio correspondiente de una solucin a los problemas en el corto y mediano plazo. 3.4.2 Anlisis rea Atlntico Para los anlisis realizados en el presente Plan se considero el acople de barras en Malambo y la lnea Malambo Veinte de Julio operando normalmente cerrada, con el fin de evitar expansin adicional en Sabanalarga. Se tuvo en cuenta la entrada del segundo transformador en Flores de 150 MVA con entrada en operacin abril de 2010. Adicionalmente, se consideraron las solicitudes de conexin de nuevas cargas, para verificar el comportamiento de la red en el mediano plazo: Conexin de Juan Mina al STR. Nueva subestacin a nivel de 110 kV y una lnea de 8 km a Nueva Barranquilla 110 kV para atender 30 MW de una zona franca y nuevos desarrollos en la zona. La UPME solicito al ELECTRICARIBE aclarar y justificar por qu no conectarse a nivel de 34.5 kV, a lo cual el OR present anlisis que sealan que la conexin a este nivel de tensin sera insuficiente, solo se podran alimentar hasta 27 MW y se requerira una nueva expansin en el mediano plazo. Adicionalmente, al considerar 34.5 kV desde Silencio, se adelantara la saturacin de los transformadores de TEBSA 220/110 kV. El OR adjunto al estudio copia de las solicitudes de carga de cada uno de los usuarios. Conexin Zona Franca La Cayena al STN. Transformacin 220/34.5 kV de 50 MVA en Nueva Barranquilla y una lnea a 34.5 kV para atender una carga cercana a los 17 MVA a partir del 2010. Al estudio remitido por el transportador responsable de la conexin en nueva Barranquilla (Transelca), se adjuntaron las solicitudes de carga de cada uno de los usuarios que conforman la zona franca. La solicitud se present de tal manera que la agrupacin de varios usuarios (empresas) como zona franca fuese considerada como un nico usuario y as los activos requeridos para su conexin al STN sean considerados como Activos de Conexin.

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El proyecto Juan Mina involucra los mismos usuarios (empresas) que conforman la Zona Franca La Cayena. Conexin de SIDUNOR al STR. Nueva subestacin a 110 kV seccionando la lnea Oasisi Termoflores con tramo subterrneo para atender inicialmente 15 MW y posteriormente, atender 5 MW adicionales en 2015. Esta obra implica Activos de Uso. En la Grfica 3-1 se pueden observar las tres solicitudes arriba mencionadas.Las Flores 110kV

Flores2 150 MVAFlores2 Sidunor

Flores1 150 MVAFlores1

Oasis

Centro 110 Nva Silencio 110 B/quilla Z Franca 34.5 Vte Julio 110 J Mina110 Cordialidad El Ro

NC

Malambo

Tebsa 110

Nva Baranoa 110

Tebsa 220 Sabanalarga 110

Sabanalarga 220

Grfica 3-1 Diagrama Unifilar rea Atlntico Para el ao 2010 con las cargas anteriormente sealadas, se encontr que sin tener en cuenta generacin en la zona el transformador de TEBSA 180 MVA se encuentra cerca del 93% y los transformadores de 100 MVA cerca del 85%. Ver la Grfica 3-2.

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100 90

%cARGABILIDAD TRASNFORMADORES

80 70 60 50 40 30 20 10 0

TEBSA1100MVA

TEBSA2100MVA

TEBSA3180MVA

NBQUILLA

FLORES1150MVA

2010SinGeneracinenla Zona

2010ConGeneracinenla Zona

Grfica 3-2 Cargabilidad Transformadores rea Atlntico Con la entrada de la nueva carga de SIDUNOR y ante condiciones de generacin mxima en FLORES, se presentan sobrecargas en las lneas Sidunor Oasis y Oasis Termoflores cercanas al 25% y al 37%, respectivamente. Se invita al OR a revisar esta condicin y verificar si ello implica actualizar la capacidad operativa de dicha lnea. Ver Tabla 3-6.Ao 2010Generacin en 115 kV Sin Generacin en la Zona

Red AtlnticoCon Generacin en la Zona Tebsa 180 MVA en 68.5% Tebsa 100 MVA en 55% Nva Barranquilla 50.85% Flores 1 y 2 24.4% Sidunor - Oasis 125% Sidunor - Tflores 137%

Condicin Normal de Operacin

Tebsa 180 MVA en 93% Tebsa 100 MVA en 85% Nva Barranquilla 52.13% Flores 1 y 2 57.32%

N-1 Tebsa 180 MVA Tebsa 100 MVA en 166% N-1 Tebsa 100 MVA Tebsa 180 MVA en 126.7% Tebsa 100 MVA en 123.4%

Tabla 3-6 Resultado Anlisis rea Atlntico Para el ao 2015, de no ejecutarse una ampliacin, los transformadores de TEBSA de 100 MVA estarn al 99% de cargabilidad mientras que el transformador de 180 MVA presentara una sobrecarga del 8%.

FLORES2150MVA

SABANA100MVA

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Antes de la versin final del Plan de Expansin la Unidad emitir los conceptos de conexin de cada una de las cargas mencionadas para la zona. Para esto se tendrn en cuenta criterios de eficiencia tcnica y econmica, definiciones respecto a usuarios agrupados y definiciones de Activos de Uso y Activos de Conexin. 3.4.3 Anlisis rea Bogot Problemtica: Bajas tensiones en las subestaciones del norte de la sabana de Bogot (alta demanda de tipo industrial); violaciones de tensin ante algunas contingencias. Transformadores de conexin al STN cerca del 90%. Violaciones por sobrecarga ante contingencias en transformacin. Violaciones de tensin en Meta ante la contingencia Guavio Reforma 230 kV. En la Tabla 3-7 se presenta el comportamiento del sistema bajo condiciones normales de operacin y de contingencia.

Tabla 3-7 Resultados Anlisis rea Bogot Ao 2009 La falla de los enlaces Bacat Cha 115 kV y Noroeste Tenjo 115 kV, ocasionan violaciones de tensin en las subestaciones Zipaquir, Termozipa, Comsisa, Ubat y Simijaca. Lo anterior evidencia una dbil conexin entre Bogot y el norte de la sabana. Las contingencias a nivel de 500 kV generan bajas Pg. 59


tensiones en Ubat y Simijaca. Es importante mencionar que la compensacin salitre evita el colapso del rea ante la falla Primavera Bacat 500 kV. La contingencia Guavio Reforma 230 kV genera violaciones de tensin en las subestaciones Reforma, Villavicencio, Ocoa, Barzal, Puerto Lpez, Suria y Granada, dado que solamente el enlace Tunal - Villavicencio 230 kV queda soportando al Meta. Los anlisis de los esperado para 2009 y 2010 muestran que la prdida de un transformador en Circo o en Reforma, ocasiona violaciones por sobrecarga en el banco que queda en operacin. En la Tabla 3-8 se presenta el desempeo del sistema en al ao 2011. Se analiza el efecto de desplazar la entrada de Nueva Esperanza hasta el 2012.

Tabla 3-8 Resultados Anlisis rea Bogot Ao 2011 El cierre de la lnea Chiquinquir Simijaca 115 kV bajo las contingencias a nivel de 500 kV y la falla de los enlaces Bacat Cha y Noroeste Tenjo, empeora las tensiones post falla en el norte de la sabana de Bogot (El flujo de reactivos es de Bogot hacia Boyac).

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Si se desplaza la entrada de Nueva Esperanza considerando un escenario de despacho en las menores, se debe contar con el 3 transformador 230/115 kV en Noroeste, pero no se detecta la necesidad del 5 transformador 230/115 kV en Torca. Continuarn los anlisis con diferentes escenarios de despacho de las plantas menores y su probabilidad de ocurrencia, con el fin de determinar si debe o no entrar el 5 transformador en Torca frente a la falta de Nueva Esperanza. El desplazamiento de Nueva Esperanza puede tener efectos sobre la transformacin de Circo. Con Nueva Esperanza en servicio a partir del 2011 y con despacho de las plantas menores, dichas violaciones desaparecen y no se detectan en el ao 2012. Se debe indicar que el 5 transformador en Torca no impacta significativamente la transformacin de Circo. Los problemas de tensin en las subestaciones del norte de la sabana de Bogot y en el departamento del Meta, son independientes de la entrada de Nueva Esperanza. Es decir, implican solucin independiente. En el 2012, contando con Nueva Esperanza y la expansin en transformacin en Noroeste, se presentan nuevamente violaciones de tensin en las subestaciones del norte de la sabana de Bogot ante algunas contingencias. Como solucin se plantean las siguientes alternativas: Alternativa 1. Compensacin Capacitiva de 90 MVAr en Tenjo y El Sol. Alternativa 2. Nueva subestacin Norte 230/115 kV 168 MVA con doble circuito Chivor Norte Bacat 230 kV. Alternativa 3. Sensibilidad a la Alternativa 2, omitiendo el doble circuito Chivor Bacat 230 kV. La Tabla 3-9 presenta el comportamiento del sistema bajo condiciones normales de operacin y contingencia para cada una de las alternativas estudiadas.

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Tabla 3-9 Resultados Anlisis rea Bogot Ao 2012 Las compensaciones no representan solucin efectiva y de largo plazo. Ubat, Simijaca y Cha violan el lmite (0.9 p.u.) an con la compensacin. Con la Alternativa 2 y despacho en las plantas menores, la cargabilidad de los transformadores Bacat 500/115 kV y Torca 230/115 kV se reduce. Las ampliaciones en Bacat y Torca se podran desplazar. As mismo, los perfiles de tensin en el norte de la sabana de Bogot en condiciones normales mejoran sustancialmente. No se aprecia una diferencia considerable en los voltajes cuando se realiza la sensibilidad de no contar con el doble circuito a Bacat 230 kV. Sin embargo, la cargabilidad del transformador en la nueva subestacin del norte de Bogot y los enlaces a 115 kV asociados pueden aumentar considerablemente y el enlace Sol Zipaquira 115 kV puede sobrepasar su lmite segn la contingencia. Se invita al OR CODENSA a elaborar y presentar ante la UPME los estudios asociados a la problemtica de tensiones en el norte de Bogot, de esta manera llegar conjuntamente a la mejor solucin. En este trabajo se deber tener en cuenta el impacto que podra tener la nueva subestacin propuesta sobre la transformacin de Bacat, Torca y Circo. Frente a una solucin como la propuesta se debe considerar tambin el tiempo que tardara la obra en ser ejecutada, dada la actual experiencia con Nueva Esperanza. De otra parte, se invita al OR EMSA a elaborar y presentar el plan de expansin del rea, especialmente por las necesidades de transformacin y de soporte de tensin ante diferentes eventos, de tal manera que se llegue a la mejor solucin de manera conjunta. Pg. 62


3.4.4 Anlisis rea Bolvar Mediante resolucin 180609 de noviembre 26 de 2009 el Ministerio de Minas y Energa modific la fecha de entrada en operacin del proyecto El Bosque para mayo 20 de 2011. Los anlisis realizados por la UPME consideraron en operacin, desde el 2009, el banco de condensadores de 43.2 MVAr en Ternera 66 kV. En este sentido, el operador del sistema, XM, informo a la Uni

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