PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS Gerencia CND Documento XM-CND-044 Octubre 12 de 2017
Panorama energético colombiano Principales supuestos
Supuestos análisis largo plazo (2017 2022) Modelo optimización 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. Horizonte Casos Simulados (estocásticos) Demanda Interconexiones Internacionales Modelamiento de Combustibles por planta 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 2017 http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/demanda/upme_proyeccion_demanda_ene rgia_julio_2017.pdf http://www.siel.gov.co/inicio/demanda/proyeccionesdedemanda/tabid/97/default.aspx 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.
Supuestos análisis largo plazo (2017 2022) 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 2015-2016. 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 septiembre/17 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.
Proyectos Térmicos Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW Proyecto Capacidad Efectiva : Gecelca32 (Carbón) 273 MW Fecha de entrada: Noviembre 30, 2017 Departamento: Córdoba Proyecto Ambeima Capacidad Efectiva : 45 MW Fecha de entrada Enero 30, 2020 Departamento Tolima
Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW Proyecto: Ituango Capacidad Efectiva : 1200 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 8563 GWh/año
Proyectos de Generación Despachados Centralmente Proyecto Capacidad [MW] Fecha esperada de entrada en operación Promotor del proyecto Área operativa Gecelca 32 (T) 273 30/11/2017 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre Termoyopal (T) 40 30/12/2017 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste Termonorte (T) 88 28/02/2018 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM Pescadero Ituango (H) 1200 1/11/2018 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó El Paso 70 MW (S) 70 30/11/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM PV Latam Solar La Loma de 150 MW (S) 150 30/12/2018 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 Windpeshi (E) 200 30/11/2019 ENEL GREEN POWER GCM Cogenerador INCAUCA 60 MW 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) 660 30/06/2020 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 200 MW 200 31/12/2021 INTERCOLOMBIA Nordeste Porvenir II (H) 352 30/12/2022 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó Termotasajero III 180 30/12/2022 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) 200 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM E0200i (E) 201 28/02/2023 EPM Caribe - GCM Apotolorru (E) 75 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Urraichi (E) 100 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM Casa Eléctrica (E) 180 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM Carrizal (E) 195 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM * Pendiente por concepto de conexión definitivo de la UPME.
Proyectos de Generación Menores a 20 MW Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Promotor del proyecto o OR Área operativa Cogeneración Coca Cola de 2.4 MW 30/10/2017 AIR LIQUIDE Oriental - Bogotá Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. 30/10/2017 CEO Suroccidente - Cauca Nariño Termomechero 4 19 MW 1/11/2017 MECHERO ENERGY Nordeste Termomechero 5 19 MW 1/11/2017 MECHERO ENERGY Nordeste Termomechero 6 19 MW 1/11/2017 MECHERO ENERGY Nordeste PCH Rio Mulatos 2 8.32 MW 15/12/2017 EPM Antioquia - Chocó PCH TZ II 10.5 MW 30/12/2017 EPM Antioquia - Chocó PCH Aures Bajo 19.4 MW 30/12/2017 EPM Antioquia - Chocó Atlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/12/2017 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico PCH Rio Mulatos 1 9.23 MW 30/12/2017 EPM Antioquia - Chocó Atlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 31/12/2017 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico PCH Buco de 1.36 MW 30/01/2018 CEO Cauca - Nariño Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/2018 Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S. Caribe - Atlántico Tequendama 1, 2, 3 y 4 de 14.2 MW c/u 31/03/2018 EMGESA Oriental - Bogotá Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/04/2018 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. Oriental - Bogotá Planta menor Awarala 19.9 MW 30/05/2018 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. Caribe - Córdoba Sucre Juan García 4.9 MW 30/06/2018 GENMAS Antioquia - Chocó PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/2018 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM PCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca PCH Montebonito 19.9 MW 30/12/2018 CHEC CQR Wayúu de 12 MW* 30/12/2018 WAYÚU S.A E.S.P. Caribe - GCM PCH Hidronare 14 MW 30/12/2018 EPM Antioquia - Chocó PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/2018 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM PCH Río Frazadas de 9.9 MW 30/12/2018 EPSA Suroccidente - Valle PCH La Paloma 13.6 MW 31/12/2018 EPM Antioquia - Chocó PCH Conde 3.52 MW 30/12/2019 EPM Antioquia - Chocó PCH Aures Alto 19.9 MW 30/11/2020 EPM Antioquia PCH Barrancas 4.7 MW Por definir HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. Antioquia - Chocó Sirgua 10 MW Por definir EPM Antioquia - Chocó Aumento capacidad cogenerador Riopaila 16 MW Por definir RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. Suroccidente - Valle del Cauca PCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P Antioquia - Chocó PCH Cauyá 1.5 MW Por definir CHEC Suroccidente - CQR Autogenerador Argos Sogamoso de 5 MW Por definir CELSIA S.A. E.S.P. Nordeste PCH San José de la Montaña II de 1.1 MW Por definir EPM Antioquia - Chocó * Pendiente concepto definitivo de la UPME.
Largo Plazo Energético Modelo AS Resultados
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].
Índices de confiabilidad del sistema colombiano Caso Estocástico
Índices de confiabilidad del sistema colombiano Caso Gess
Evolución embalse agregado Caso Estocástico
Evolución embalse agregado Caso Gess
Balance energético sistema colombiano
Balance energético sistema colombiano
Consumos promedio de combustibles 2017-2022 CONSUMO DE GAS [MPCD] VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER 1. MATALAS 20 0 22 4 1 0 8 0 22 1 2. GESS 71 7 55 11 19 4 31 5 24 5 CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes] CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 1. MATALAS 207 128 13 43 87 2. GESS 231 163 48 81 67 CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día] CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22 1. MATALAS 0 0 0 0 194 2. GESS 1843 10187 4113 2910 5035
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 (4.02%; 1 caso), ene/19 (5.72%; 3 casos), feb/19 (4.07%; 1 caso), sep/20 (3.37%; 1 caso), ene/21 (4.72%; 1 caso), feb/21 (5.28%; 1 caso), ago/21 (12.80%; 1 caso), sep/21 (13.61%; 1 caso), dic/21 (10.83%;1 caso), ene/22 (14.68%;2 casos), feb/22 (15.7%; 1 caso).
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 7 MPCD (Gess); en el verano/21-22 los máximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 1 MPCD (Matalas) y 5 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 20 MPCD (Matalas) y 71 MPCD (Gess); para el verano/21-22 serían de 22 MPCD (Matalas) y 24 MPCD (Gess), inferiores al límite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que es de 350 MPCD.
Observaciones Para garantizar la confiabilidad del SIN, es muy importante evitar retrasos en los proyectos de generación que deben entrar antes del verano/21-22 y que las térmicas dispongan del gas requerido mediante una adecuada infraestructura de producción y transporte. La consideración de las restricciones eléctricas y conexiones internacionales, que el modelo AS ignora al no tener modelada la red de transmisión, podría ocasionar consumos de gas diferentes a los anteriores promedios, en especial en las horas pico y condiciones hidrológicas (caudales; niveles de embalse) más desfavorables Se modelan mínimos operativos de embalses No se modela la red de gas, por lo cual las necesidades de éste corresponden a su utilización libre de restricciones de disponibilidad de suministro y transporte