PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COLOMBIA

Transcripción

1 PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COLOMBIA Unidad de Planeación Minero Energética Santa Cruz, Bolivia 3 y 4 de Noviembre de 2016

2 Reseña Institucional Dirección y políticas Planeación Regulación Vigilancia Operación del SIN Unidad de Planeación Minero Energética Comisión de Regulación de Energía y Gas Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Centro Nacional de Despacho y Liquidador Consejo Nacional de Operación Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión

3 Reseña Institucional Cadena de prestación del servicio Generación Transmisión: red troncal Distribución y comercialización Usuarios finales Fuente: WEB interactiva EPM Sistema de Transmisión Nacional (STN): Red Troncal, autopista eléctrica. Redes a 220 mil voltios y superiores (500 mil voltios). Sistema de Transmisión Regional (STR): Redes departamentales Redes a 115 mil voltios. Sistema de Distribución Local (SDL): Red local, municipal o rural. Redes a , , 220 y 110 voltios.

4 ESTADO DE COBERTURA DEL SERVICIO DE EE - PIEC Total Nacional Viviendas con servicio Viviendas sin servicio Deficit de cobertura % (Dato preliminar 2014)

5 PLAN ENERGÉTICO NACIONAL PEN 2050 Documento con ideas sobre el desarrollo futuro del sector energético colombiano, base para la elaboración e implementación de una política energética DEMANDA FINAL TOTAL BASE (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL ME (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL T1 (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL T2 (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros DEMANDA FINAL TOTAL EE (PJ) Diesel Oil Gas Natural Electricidad Gasolina Motor Otros Fuente: UPME, BECO, 2015.

6 PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

7 20 años METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN Unidad de Planeación Minero Energética Dotación de recursos naturales Incentivos regulatorios Registro de proyectos y estudios de conexión Costos por tecnología Restricciones ambientales Minimización de costo de operación y de inversión Construcción de escenarios con optimización de costo total Proyecciones de demanda Precios Parámetros técnicos Cálculo de indicadores de confiabilidad y de desempeño

8 20 años Unidad de Planeación Minero Energética Riesgos identificados para el Plan de Expansión Demanda Financieros Oferta Riesgos Técnicos y gestión Ambientales Sociales

9 20 años PRODUCTO INSTITUCIONAL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO Unidad de Planeación Minero Energética Capacidad Micro 50 kw, Capacidad Mini : 500 kw

10 20 años PRODUCTO INSTITUCIONAL POTENCIAL SOLAR Y EOLICO Unidad de Planeación Minero Energética

11 20 años INDICADORES DE DESEMPEÑO Unidad de Planeación Minero Energética Indicador Definición Expresión matemática Resiliencia hidráulica Establece la dependencia de la demanda nacional respecto al recurso hidroeléctrico (energía y potencia).,. 1,. 1,, Costo Marginal Análogo al precio futuro de bolsa. 1. 1, max Emisiones de CO 2 Las emisiones de CO2 dependen de la generación térmica por recurso y su consumo de combustible. 1.,,, Costo Nivelado de Generación Refleja el costo de la inversión y operación excluyendo la conexión a la red. El mismo se encuentra normalizado respecto al escenario más costoso. 1 max,,., NOTA: Los valores de los indicadores, salvo para las emisiones, oscilan entre 0 y 1. Entre más cercano esté a la unidad, el desempeño de cada escenario es positivo.

12 20 años BALANCE ENERGÍA EN FIRME VS. PROYECCIÓN DEMANDA DE ENERGÍA (Con atrasos) Unidad de Planeación Minero Energética Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proyecto FPO Ituango Dic 19 Gecelca 3.2 Jul 17 Termonorte 19/06/2021, Energía [GWh-día] oct.-16 ene.-17 abr.-17 jul.-17 oct.-17 ene.-18 abr.-18 jul.-18 oct.-18 ene.-19 abr.-19 jul.-19 oct.-19 ene.-20 abr.-20 jul.-20 oct.-20 ene.-21 abr.-21 jul.-21 oct.-21 ene.-22 abr.-22 jul.-22 oct.-22 ene.-23 abr.-23 jul.-23 oct.-23

13 20 años Unidad de Planeación Minero Energética Restricción a hídricas a gran escala Restricción a eólicas y solares Impuesto a emisiones de CO 2 Esc. Base DETERMINÍSTICO Esc. 1 LIMITACIÓN A RENOVABLES Esc. 2 VERDE Esc. 3 RESTRICTIVO Esc. 4 LIBRE MERCADO SI SI NO SI NO SI SI SI SI NO NO NO

14 20 años Cargo por Expansión Recurso Unidad de Planeación Base Minero Energética confiabilidad adicional Total Hidráulica Gas Carbón Menores Cogeneración Eólica Solar Geotérmica Otros Total % % % % % CASO BASE % Hidráulica Gas CASO BASE Representa la actualización del escenario 12 del Plan de Expansión Se sustenta principalmente en nuevos proyectos eólicos y térmicos a base de carbón % % % Carbón Menores Cogeneración Eólica Solar Geotérmica Otros

15 años Unidad de Planeación Minero Energética RESULTADOS ESCENARIOS DE LARGO PLAZO COSTOS TOTALES BASE LIMITACIÓN A RENOVABLES VERDE RESTRICTIVO LIBRE MERCADO M USD ESC 0.0 ESC 1.0 ESC 2.0 ESC 3.0 ESC 4.0 Costo Operación Costo Inversión

16 20 años Unidad de Planeación Minero Energética BASE Esc 0.0 0,8 LIBRE MERCADO Esc 4.0 0,6 0,4 0,2 0-0,2-0,4 LIMITACIÓN A RENOVABLES Esc 1.0 RESTRICTIVO Esc 3.0 VERDE Esc 2.0 Resiliencia Hidráulica Costo Nivelado de Generación Costo Marginal Emisiones

17 PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN

18 Unidad de Planeación Minero Energética Sistema de Transmisión hoy

19 Unidad de Planeación Minero Energética Plan de Expansión

20 Unidad de Planeación Minero Energética Obras del STN Plan 2016 Interconexión Arauca Casanare 2021 Aproximadamente USD 35 Millones Compensación Caribe Nueva Granada Interconexión Arauca Casanare Nueva Subestación Nva Granada 2022 Costos: Aproximadamente USD 106 Millones Compensación Caribe 2018 Costo STN y STR Aproximadamente USD 7,7 Millones

21 Unidad de Planeación Minero Energética METODOLOGÍA DE PLANEACIÓN DE LARGO PLAZO (30 AÑOS). Escenarios de proyecciones discretas de demanda para 15 áreas eléctricas con tendencia histórica Incrementos de generación proporcional a la demanda, a partir del escenario base y registro de proyectos de generación Proyección de Demanda Expansión de Generación Simulación del Sistema Valoración de riesgos Flujos D.C. y optimización con programación lineal de costos totales de transporte (TOTEX y restricciones) con cuantificación de riesgos. Consideración de aspectos sociales y ambientales en la definición de la expansión

22 PROYECCIONES DE DEMANDA A LARGO PLAZO (30 AÑOS) Unidad de Planeación Minero Energética BOLIVAR ATLANTICO ATLANTICO MAGDALENA GCM CESAR GUAJIRA VENEZUELA PANAMA CORDOBA SUCRE CORDOBA SUCRE BOLIVAR NORTE SANTANDER NORTE SANTANDER Se establecen 15 sub áreas: Atlántico Bolívar GCM Córdoba Sucre Antioquia Choco Norte de Santander Santander Boyacá Casanare Meta Guaviare CQR THC Bogotá Cundinamarca Valle Cauca Nariño Putumayo ECUADOR ANTIOQUIA CHOCO CHOCO CAUCA NARIÑO PUTUMAYO CAUCA VALLE VALLE RISARALDA ANTIOQUIA CQR CALDAS QUINDIO TOLIMA HUILA THC CAQUETA PUTUMAYO SANTANDER ARAUCA SANTANDER BOYACÁ BOYACA CASANARE CASANARE BOGOTA CUNDINAMARCA META GUAVIARE COLOMBIA META GUAVIARE ARAUCA

23 Metodología General Unidad de Planeación Minero Energética Red definida Establecer escenarios de generación y demanda Escenarios de generación Para i=1:n Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y multiplicidad de escenarios Escenarios de demanda Para j=1:m Escenarios de generación (i) y demanda (j) Estimación del Flujo programación lineal Prueba soluciones K para escenarios (i,j) Sobrecarga elementos No Soluciones k para escenario demanda (j) generación (i) Si Establece solución k Escenarios de generación y demanda de largo Plazo y multiplicidad de escenarios Toma de decisión definición corredor

24 Unidad de Planeación Minero Energética PLAN INDICATIVO TRANSITORIO DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

25 5. Unidad de Planeación Minero transitorio Energética de abastecimiento - resultados GBTUD Balance oferta baja demanda media Oferta Esc. Bajo Oferta Esc. Medio Oferta Esc. Alto Demanda Esc. Bajo Demanda Esc. Medio Demanda Esc. Alto Resultados i. Cruce oferta y demanda en febrero de ii. Se requiere fuente adicional de suministro para garantizar abastecimiento de gas natural en escenario medio de demanda, desde iii.el esfuerzo exploratorio actual es insuficiente para disponer de una fuente local que pueda atender las necesidades de gas. iv.se observan condiciones para que adicional provenga de fuentes externas. v. Diversificación de fuentes de suministro, cumpliendo criterios de confiabilidad y seguridad de abastecimiento Fuente: MME, UPME y Agentes

26 Unidad de Planeación Minero Energética 8. Transporte Sistema nacional actual Fuente: TRANSPORTADORES, UPME

27 9. Confiabilidad Unidad de Planeación Minero Energética Nuevo esquema Para garantizar seguridad de abastecimiento y confiabilidad: Cambio en la dirección de los flujos adaptándose a las nuevas condiciones de oferta, optimizando el uso de infraestructura. Minimización de costos operativos No atrapa gas Toda la demanda debe remunerar infraestructura de confiabilidad Fuente: UPME

28 Unidad de Planeación Minero Energética MUCHAS GRACIAS