PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS

Transcripción

1 PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS Gerencia CND Documento XM-CND-008 Febrero 14 de 2018

2 Panorama energético colombiano Principales supuestos

3 Supuestos análisis largo plazo ( ) Modelo optimización Horizonte Casos Simulados (estocásticos) Demanda Interconexiones Internacionales Modelamiento de Combustibles por planta Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas). Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía, ni los contratos take or pay de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica, ni las de producción y transporte de gas. 5 años / Resolución mensual 1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas. 2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima) Escenario medio UPME: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA. Revisión Julio de lio_2017.pdf Anexos Julio Se modelan 6 bloques de demanda. Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta intercambios de energía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes. Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Flores4, Candelaria1-2, Proeléctrica, Meriléctrica Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira1y2 y Gecelca. Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Sierra, Dorada, Emcali Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento Leame_LP_AS.pdf en este mismo directorio.

4 Supuestos análisis largo plazo ( ) Precios Combustibles Generaciones Determinísticas Disponibilidad Consideraciones especiales Modelo AS Plantas Subasta y GPPS Carbón: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Gas Natural: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL). Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Se consideró la capacidad de las plantas menores, actualizada con la información reportada para la Subasta de Energía Firme Se incluyeron proyectos del Plan de Expansión como San Miguel y Carlos Lleras Restrepo, así como Termonorte, Porvenir y Ambeima, la cual perdió la obligación de energía firme. Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información hasta enero/18 Se modelaron como hidráulicos los proyectos Amoyá, Cucuana, Sogamoso y Quimbo. Se produjo generación estocástica dependiente de la hidrología- de plantas menores hidráulicas con suficiente información histórica de su generación. La Junca y La Tinta salieron del anterior conjunto. En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se dejaron con su capacidad plena. Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I. Se modela la planta térmica Gecelca 3 de manera explícita; Termocol se supone no entrando en el horizonte de la corrida dada la incertidumbre que actualmente reina sobre dicho proyecto. Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento Leame_LP_AS.pdf en este mismo directorio.

5 Proyectos Térmicos Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW Proyecto Capacidad Efectiva : Gecelca32 (Carbón) 273 MW Fecha de entrada: Febrero 28, 2018 Departamento: Córdoba Proyecto Ambeima Capacidad Efectiva : 45 MW Fecha de entrada Enero 30, 2020 Departamento Tolima

6 Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW Proyecto: Ituango Capacidad Efectiva : 1200 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 8563 GWh/año

7 Proyectos de Generación Despachados Centralmente Proyecto CEN (Capacidad Efectiva Neta) FPO (Fecha Puesta en Operación) Promotor del proyecto Área operativa Gecelca 32 (T) /02/2018 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre Termonorte (T) /05/2018 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM Pescadero Ituango (H) /11/2018 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó El Paso (S) 67 30/11/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM Termoyopal (T) 40 30/12/2018 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste Windpeshi (E) /12/2018 ENEL GREEN POWER GCM PV Latam Solar La Loma de 150 MW (S) /12/2018 EGP FOTOVOLTAICA LA LOMA Caribe - GCM Guajira I (E)* 20 30/01/2019 ISAGEN Caribe - GCM Escuela de Minas 55 30/07/2019 EPM Antioquia - Chocó Cogenerador INCAUCA 60 31/12/2019 INCAUCA Valle Ambeima (H) 45 30/01/2020 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTC La Luna (T) /06/2020 SLOANE INVESTMENTS CORPORATION GCM CAA (H) 80 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó CAB (H) 36 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó CARG (H) 71 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó Innercol I (T) 90 30/12/2020 Industria Colombiana de Energía SAS ESP INNERCOL Nordeste - Boyacá Santo Domingo (H) 56 30/09/2021 EPM Antioquia - Chocó TermoPaipa IV II 154 MW /12/2021 COMPAÑÍA ELÉCTRICA DE SOCHAGOTA S.A. E.S.P. Nordeste Termotasajero III /12/2022 TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P. Nordeste Chili (H) 66 30/12/2022 ENERGÍAS DEL RÍO CHILI Huila - Tolima -Caquetá Irraipa (E) 99 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Kuisa (E) /02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM E0200i (E) /02/2023 EPM Caribe - GCM Apotolorru (E) 75 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Urraichi (E) /02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM Casa Eléctrica (E) /02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Carrizal (E) /02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Porvenir II (H) /12/2023 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó * Pendiente por concepto de conexión definitivo de la UPME.

8 Proyectos de Generación Menores a 20 MW Proyecto Fecha esperada de CEN (Capacidad entrada en operación Efectiva Neta) Promotor del proyecto o OR Área operativa PCH Aures Bajo 19.4 MW 1/03/ EPM Antioquia - Chocó Cogenerador Manuelita 12 MW 1/03/ MANUELITA SA 0/01/1900 PCH San José de la Montaña II de 1.1 MW 31/03/ EPM Antioquia - Chocó Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/ Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S. Caribe - Atlántico Tequendama 1, 2, 3 y 4 de 14.2 MW c/u 31/03/ EMGESA Oriental - Bogotá Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/04/ BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. Oriental - Bogotá Planta menor Awarala 19.9 MW 30/05/ AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. Caribe - Córdoba Sucre Juan García 4.9 MW 30/06/ GENMAS Antioquia - Chocó Solar Bolívar 9 MW 30/07/ EPSA Caribe - Bolívar PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/ LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM PCH Flautas 5.83 MW 30/11/ EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/ EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Río Bravo (Calima) MW 30/11/ EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Dovio MW 30/11/ EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Rio Mulatos MW 15/12/ EPM Antioquia - Chocó Prosperidad de 19.5 MW 30/12/ CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL SOLARES Caribe - Atlántico Aumento capacidad cogenerador Riopaila 16 MW 30/12/ RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. Suroccidente - Valle del Cauca PCH Montebonito 19.9 MW 30/12/ CHEC CQR Wayúu de 12 MW* 30/12/ WAYÚU S.A E.S.P. Caribe - GCM PCH Hidronare 14 MW 30/12/ EPM Antioquia - Chocó PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/ LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. 30/12/ CEO Suroccidente - Cauca Nariño PCH Río Frazadas de 9.9 MW 30/12/ EPSA Suroccidente - Valle CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL La Iguana de 19.5 MW 30/12/ Caribe - Bolívar SOLARES PCH San Andrés de Cuerquia de 19.9 MW 30/12/ CELSIA S.A. E.S.P. Antioquia - Chocó PCH La Paloma 13.6 MW 31/12/ EPM Antioquia - Chocó Atlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/03/ TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico Atlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 30/03/ TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico Bosques Solares de los Llanos 1 30/04/ SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta Bosques Solares de los Llanos 2 30/07/ SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta Bosques Solares de los Llanos 3 30/08/ SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta Bosques Solares de los Llanos 4 30/10/ SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta PCH Conde 3.52 MW 30/12/ EPM Antioquia - Chocó Bosques Solares de los Llanos 5 30/12/ SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta PCH Aures Alto 19.9 MW 30/11/ EPM Antioquia PCH Buco de 1.36 MW Por definir 1.4 CEO Cauca - Nariño Cogeneración Coca Cola de 2.4 MW Por definir 2.4 AIR LIQUIDE Oriental - Bogotá PV Since 19.9 MW Por definir 19.9 Parque Fotovoltaico la Sincé SAS 0/01/1900 PCH Barrancas 4.7 MW Por definir 4.70 HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. Antioquia - Chocó Autogenerador Familia de 1 MW Por definir 1.0 EPM Antioquia - Chocó Sirgua 10 MW Por definir 10.0 EPM Antioquia - Chocó PCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir 8.9 PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P Antioquia - Chocó PCH Cauyá 1.5 MW Por definir 2 CHEC Suroccidente - CQR PCH TZ II 10.5 MW Por definir 10.5 EPM Antioquia - Chocó Autogenerador Argos Sogamoso de 5 MW Por definir 5.0 CELSIA S.A. E.S.P. Nordeste PCH Rio Mulatos MW Por definir 9 EPM Antioquia - Chocó * Pendiente concepto definitivo de la UPME.

9 Largo Plazo Energético Modelo AS Resultados

10 RESULTADOS EN MEDIO MAGNÉTICO Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xlsx y Gess.xlsx, con la siguiente información: Hoja Excel Contenido VERES 1. Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de Frecuencias de los racionamientos de Energía. 2. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio. EST. MEN FACTORES EST.ANUAL CostMarg$ GRAF_EMBALSES COS_MARG BALANCE GRAF_BALANC Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh]. Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.]. Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh]. Gráfica de la evolución del costo marginal del sistema interconectado [$/kwh]. Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional. Costos marginales promedio del SIN [Miles $/MWh] [$/kwh] [US$/MWh]. Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día]. Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día].

11 feb-18 feb-18 feb-18 feb %Dem.Energía Índices de confiabilidad del sistema colombiano Caso Estocástico Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE) Límite VERE VERE %Dem.Energía Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C) VERE_C Límite VERE_C Número de Casos con Racionamiento de Energía Número de Casos} Límite Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias %Dem. Energía 100% 95% 80% 50%

12 feb-18 feb-18 feb-18 feb-18 Índices de confiabilidad del sistema colombiano Caso Gess Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE) %Dem.Energía Límite VERE VERE Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C) %Dem.Energía VERE_C Límite VERE_C Número de Casos con Racionamiento de Energía Número de Casos} Límite Racionamiento de Energía - Histograma de Frecuencias %Dem. Energía % 95% 80% 50%

13 feb-18 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 Evolución embalse agregado Caso Estocástico % Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

14 feb-18 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 Evolución embalse agregado Caso Gess % Evolución Embalse Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

15 feb-18 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 Balance energético sistema colombiano GWh/día 250 CASO ESTOCÁSTICO Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

16 feb-18 may-18 nov-18 may-19 nov-19 may-20 nov-20 may-21 nov-21 may-22 nov-22 Balance energético sistema colombiano GWh/día 250 CASO GESS Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

17 Consumos promedio de combustibles CONSUMO DE GAS [MPCD] VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 VERANO/22-23 CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER 1. MATALAS GESS CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes] CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 VERANO/ MATALAS GESS CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día] CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 VERANO/ MATALAS GESS

18 Observaciones El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados explícitamente los proyectos futuros Miel II, Porce4 y Pescadero; no así al proyecto Porvenir. Las plantas menores hidráulicas se encuentran modeladas estocásticamente con generación dependiente de la hidrología- En el Caso Matalas no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%, confiabilidad por debajo del 95% o VERE_C superior al 3%; no hay ningún mes con racionamiento. En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%, confiabilidad por debajo del 95%; VERE_C es superior al 3% en dic/18 (5.67%; 1 caso), dic/19 (7.96%; 1 caso), ene/20 (10.04%; 1 caso), ene/21 (12.59%; 1 caso), feb/21 (3.33%; 1 caso), nov/21 (4.24%; 1 caso), dic/21 (16.21%; 1 caso), ene/22 (22.56%; 1 caso), feb/22 (10.99%; 1 caso), mar/22 (6.79%; 1 caso), may/22 (5.83%; 1 caso).

19 Observaciones Para el verano/17 18, los máximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 0 MPCD (Matalas) y 1 MPCD (Gess); en el verano/22-23 los máximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 21 MPCD (Matalas) y 18 MPCD (Gess). Para los veranos de todo el horizonte de estudio, hasta el verano/21-22 las necesidades promedio son inferiores a la disponibilidad de transporte que actualmente es de 120 MPCD. Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en la Costa para el verano/17-18 serían 10 MPCD (Matalas) y 35 MPCD (Gess); para el verano/22-23 serían de 141 MPCD (Matalas) y 0 MPCD (Gess), inferiores al límite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que es de 350 MPCD.

20 Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Calle 12 sur Bloque 2 PBX (57 4) FAX (57 4) 317 Medellín - Colombia

21 Todos los derechos reservados para XM S.A.E.S.P. Calle 12 sur Bloque 2 PBX (57 4) FAX (57 4) 317 Medellín - Colombia