PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS Gerencia CND Documento XM-CND-013 Febrero 15 de 2016
Principales supuestos Resultados Panorama energético colombiano
Principales supuestos
Supuestos análisis largo plazo (2016 2020) 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: NOTA TÉCNICA # 6: PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA 2016-2018, Revisión Enero 2016 y PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA. Revisión Octubre de 2015 http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/demanda/upme_nota_tecnica_demanda_energ ia_electrica_enero_2016.pdf 2016 Anexos Enero http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/demanda/proyeccion_demanda_energia_electri ca_octubre2015.pdf 2015 Anexos Octubre Se modelan 6 bloques de demanda. Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano interconectado con Panamá. Se tuvieron en cuenta las exportaciones de energía eléctrica de Colombia a Panamá, únicamente, sin exportaciones a Ecuador y Venezuela. Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Guajira1, Flores4, Proeléctrica, Meriléctrica Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira2 y Gecelca. Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Candelaria1-2, Sierra, Dorada, Emcali Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en los documentos Leame_LP_AS.pdf e Información_Básica_Febrero_2016.pdf en este mismo directorio.
Supuestos análisis largo plazo (2016 2020) 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 enero/16. 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 los documentos Leame_LP_AS.pdf e Información_Básica_Febrero_2016.pdf en este mismo directorio.
Proyectos Térmicos Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW Proyecto Gecelca32 (Carbón) Capacidad Efectiva : 273 MW Fecha de entrada: Octubre 21, 2016 Departamento: Córdoba Proyecto Ambeima Capacidad Efectiva : 45 MW Fecha de entrada Enero 1, 2019 Departamento Tolima
Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW Proyecto: Ituango Capacidad Efectiva : 1200 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 8563 GWh/año Proyecto Porvenir II Capacidad Efectiva : 352 MW Fecha de entrada Enero 16, 2020 Departamento Antioquia -Chocó
Proyectos de Generación Despachados Centralmente Proyecto Capacidad [MW] Fecha esperada de entrada en operación Promotor del proyecto Área operativa Fecha asignada de obligación de energía firme Termobarranca 48 13/02/2016 EPM Nordeste Gecelca 32 273 21/10/2016 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre Termoyopal (Nueva unidad de generación) 40 31/12/2016 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste Termonorte (T) 88 01/12/2017 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM Ambeima (H) 45 01/01/2019 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTC No aplica (Perdió obligación de energía firme) Pescadero Ituango (H) 1200 25/08/2019 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó Diciembre 01 de 2018 Porvenir II (H) 352 16/01/2020 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó Diciembre 01 de 2018
Proyectos de Generación Menores a 20 MW Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Promotor del proyecto o OR Estado UPME TERMOBARRANCA 13/02/2016 EPM PCH Coello 1.2 MW (Unid 1) 28/02/2016 ENERGÉTICA S.A. E.S.P. 3 Termobolívar 9.7 MW 29/02/2016 GENERSA 3 Autogeneración Yaguarito 1.6 MW 29/02/2016 EMSA Autogenerador Argos Cartagena 16.2 MW 29/02/2016 EPSA Autogenerador Argos Yumbo 10 MW 29/02/2016 EPSA Autogeneración Argos Tolúviejo 3.7 MW 29/02/2016 EPSA Autogenerador Argos Sogamoso 5 MW 29/02/2016 EPSA Planta Biogás Doña Juana 1.7 MW 15/03/2016 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. 3 PCH Doña Teresa 8.9 MW 30/03/2016 PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P 3 PCH Morro Azul de 19.9 MW 15/04/2016 Risaralda Energía S.A.S. E.S.P. 3 PCH Cauyá 1.5 MW 30/04/2016 CHEC 3 Planta Tequendama 2.25 MW 01/05/2016 ENERCO 3 PCH El Cocuyo 0.7 MW 01/05/2016 El Cocuyo S.A.S E.S.P 3 Termomechero 4 19 MW 01/05/2016 MECHERO ENERGY Termomechero 5 19 MW 01/05/2016 MECHERO ENERGY Termomechero 6 19 MW 01/05/2016 MECHERO ENERGY PCH Alejandria 15 MW 30/05/2016 EPM 3 PCH Tunjita 19.8 MW 15/06/2016 AES CHIVOR 3 Magallo 5.7 MW 30/06/2016 EPM 2 PCH El Edén de 20 MW 01/07/2016 CHEC 3 PCH Cantayús 4.32 MW 30/11/2016 GENERADORA CANTAYÚS S.A.S E.S.P. 3 Planta menor Awarala 19.9 MW 30/12/2016 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. 3 Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/12/2016 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. 3 Planta Bioenergy 19,9 MW 31/12/2016 EMSA 3 PCH Guachicono 13.6 MW 31/12/2016 CEO 1 Trapiche Biobando 2 MW 31/12/2016 EPSA 1 TERMOYOPAL II 31/12/2016 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Juan García 4.9 MW 31/01/2017 EMGESA PCH Coello 1.2 MW (Unid 2) 01/04/2017 ENERGÉTICA S.A. E.S.P. 3 El Molino 19.9 MW 01/12/2017 HMV 3 TERMONORTE 01/12/2017 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. 0 PCH Rio Mulatos 8.32 MW 15/12/2017 EPM 3 PCH TZ II 10.5 MW 30/12/2017 EPM 3 PCH San Andrés 20 MW 31/12/2017 EPM 2 PCH Luzma I de 19.6 MW y Luzma II de 19.6 MW 31/03/2018 GENERADORA LUZMA S.A.S. E.S.P. 3 PCH Coello 1.2 MW (Unid 3) 01/04/2018 ENERGÉTICA S.A. E.S.P. 3 PCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 EPSA 3 PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 EPSA 3 PCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 EPSA 3 PCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 EPSA 3 San Matías 20 MW 31/12/2018 HMV 3 Falcon 13.5 MW 31/12/2018 EPM 2 Paloma 13.6 MW 31/12/2018 EPM 3 Sirgua 10 MW 31/12/2018 EPM 3 AMBEIMA 01/01/2019 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. PORVENIR II 16/01/2020 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. San Bartolomé 19.9 MW 30/04/2020 CH San Bartolomé S.A.S. E.S.P. 2 Oibita 19.9 MW 30/04/2020 CH Oibita S.A.S. E.S.P. 2 Liborina II 10 MW 31/12/2020 EPM 2 Río Aguejar 20 MW 31/12/2020 EMSA 2 Río Mapa 4 MW 31/12/2020 CHEC 1 Estado: 3 - con concepto UPME. 2 - en estudio por la UPME. 1 - no ha presentado estudios a UPME o se encuentra en los planes de expansión del OR (*) Se acoge a la Resolución 179 de 2015
Resultados Largo Plazo Energético Modelo AS
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 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.] EST.ANUAL CostMarg$ GRAF_EMBALSES COS_MARG BALANCE GRAF_BALANC 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 2016-2020 CONSUMO DE GAS [MPCD] VERANO/15-16 VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER 1. MATALAS 87 60 36 25 64 33 73 41 33 21 2. GESS 100 51 64 32 73 35 83 41 45 22 CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes] CASO VERANO/15-16 VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 1. MATALAS 298 279 312 328 237 2. GESS 290 254 271 290 168 CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día] CASO VERANO/15-16 VERANO/16-17 VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 1. MATALAS 0 1682 1589 974 1119 2. GESS 1183 16789 20290 20864 12069
Observaciones El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados explícitamente los proyectos futuros Cucuana, Miel II, Quimbo, 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 ene/17 (12.96%; 2 casos), feb/17 (5.77%, 4 casos), ene/18 (7.52%; 3 casos), feb/18 (6.88%; 6 casos), ene/19 (4.73%; 2 casos), feb/19 (4.95%; 4 casos), feb/20 (9.24%; 1 caso), mar/19 (8.69%; 1 caso).
Observaciones Para el verano/2015 16, los máximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 60 MPCD (Matalas) y 51 MPCD (Gess); en el verano/2019-20 los máximos requerimientos mensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 21 MPCD (Matalas) y 22 MPCD (Gess). Para los veranos de todo el horizonte de estudio, hasta el verano/2019-20 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/2015-16 serían 87 MPCD (Matalas) y 100 MPCD (Gess); para el verano/2019-20 serían de 33 MPCD (Matalas) y 45 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/19-20 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 En febrero/2018 se superan los 5 casos con violación del VERE_C
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