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Análisis energético indicativo de largo plazo utilizando el modelo AS Gerencia Centro Nacional de Despacho Documento XM CND 2013 168 Julio 10 de 2013
Análisis energético indicativo de largo plazo utilizando el modelo AS Gerencia Centro Nacional de Despacho
Documento XM CND 2013 168 Julio 10 de 2013
Panorama energético colombiano
Principales supuestos
Resultados
Principales supuestos
Supuestos análisis largo plazo (2013 – 2018)
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 5 años / Resolución mensual
Casos Simulados (estocásticos)
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)
Demanda Escenario medio UPME . “Proyección de demanda de energía eléctrica y potencia máxima” . Revisión, marzo de
2013 . (http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/proyeccion_demanda_ee_mar_2013.pdf).
Se modelan 6 bloques de demanda. NO se sustraen las cifras de exportación a Panamá supuestas por la UPME e
incluídas en la demanda.
Interconexiones Internacionales
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.
Modelamiento de Combustibles por planta
Gas (ilimitado): TCentro, Flores4, TEBSA, Guajira1, Candelaria1, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Sierra,
Dorada, Emcali , TermoBarranquilla3-4, TermoCartagena3
Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira2 y Gecelca.
Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2, Flores1, Candelaria2
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_Julio13.pdf” en este mismo directorio.
Supuestos análisis largo plazo (2013 – 2018)
Precios Combustibles
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.
Generaciones Determinísticas
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 Ambeima, San Miguel y Carlos Lleras Restrepo,
así como Termonorte y Porvenir.
Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información
hasta junio/13 .
Consideraciones especiales Modelo AS
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
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.
Plantas Subasta y GPPS
Se modelan las plantas térmicas Termocol y Gecelca 3 de manera explícita
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_Julio13.pdf” en este mismo directorio.
Proyectos Térmicos Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW
Proyecto Gecelca3 (Carbón)
Capacidad Efectiva : 150 MW
250 MW
Fecha de entrada: Octubre 2013
Diciembre 2015
Departamento: Córdoba
Proyecto San Miguel
Capacidad Efectiva : 42 MW
Fecha de entrada Diciembre 2015
Departamento Antioquia
Proyecto Ambeima
Capacidad Efectiva : 45 MW
Fecha de entrada Diciembre 2013
Departamento Tolima
Proyecto Termocol (Gas)
Capacidad Efectiva : 220 MW
Fecha de Entrada : Noviembre 2013
Departamento Magdalena
Proyecto Tasajero2 (Carbón)
Capacidad Efectiva : 160 MW
Fecha de Entrada : Diciembre 2015
Departamento Santander
Proyecto Carlos Lleras Restrepo
Capacidad Efectiva : 78 MW
Fecha de entrada Diciembre 2014
Departamento Antioquia
Proyecto Cucuana
Capacidad Efectiva : 60 MW
Fecha de entrada Diciembre 2014
Departamento Tolima
Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW
Proyecto: Porce4
Capacidad Efectiva : 400 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 1923 GWh/año
Proyecto: Quimbo
Capacidad Efectiva : 396 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 1750 GWh/año
Proyecto: Ituango
Capacidad Efectiva : 1200 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 8563 GWh/año
Proyecto: Sogamoso
Capacidad Efectiva : 800 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 3791 GWh/año
ProyectoCapacidad
[MW]
Fecha esperada de
entrada en operación
Promotor del
proyecto
Fecha asignada de
obligación de energía
firme
Área
operativa
Gecelca 3 (T) 164 Octubre 15 de 2013 GECELCA Diciembre 01 de 2012 Córdoba - Sucre
Darío Valencia Samper
(H) ¡Nuevo!150
Primera unidad octubre de
2013
Segunda unidad diciembre
de 2013
Tercera unidad febrero de
2014
EMGESA No aplica Bogotá
Termocol (T) 202 Noviembre 16 de 2013 POLIOBRAS Perdió OEF GCM
Ambeima (H) 45 Diciembre de 2013
EMPRESA ENERGÍA DE
LOS ANDES S.A.S
E.S.P.
Diciembre 01 de 2015 Tolima
Sogamoso (H) 800
Febrero de 2014
(Primera unidad)
Abril de 2014
(Segunda unidad)
Mayo de 2014
(Tercera unidad)
ISAGEN Diciembre 01 de 2014 Nordeste
Salto II ¡Nuevo! 35 Abril de 2014 EMGESA No aplica Bogotá
Laguneta ¡Nuevo! 36
Primera unidad octubre de
2014
Segunda unidad diciembre
de 2014
EMGESA No aplica Bogotá
Quimbo (H) 420 Noviembre 30 de 2014 EMGESA Diciembre 01 de 2014 Huila - Caquetá
Cucuana (H) 60 Diciembre 1 de 2014 EPSA Diciembre 01 de 2014 Tolima
Carlos Lleras Restrepo
(H)78.1 Diciembre de 2014
HIDROELÉCTRICA DEL
ALTO PORCE S.A.S
E.S.P.
Diciembre 01 de 2015Antioquia -
Chocó
Tasajero II (T) 160 Noviembre 30 de 2015TERMOTASAJERO S.A.
E.S.P.Diciembre 01 de 2015 Nordeste
San Miguel (H) 42 Diciembre 01 de 2015LA CASCADA S.A.S.
E.S.P.Diciembre 01 de 2015
Antioquia -
Chocó
Gecelca 32 (T) 250 Diciembre de 2015 GECELCA Diciembre 01 de 2015 Córdoba - Sucre
Termonorte (T) 88 Diciembre de 2017TERMONORTE S.A.S.
E.S.P.Diciembre 01 de 2017 GCM
Porvenir II (H) 352 2017PRODUCCIÓN DE
ENERGÍA S.A.S.
Diciembre 01 de 2018
Diciembre 01 de 2019
Antioquia -
Chocó
Pescadero Ituango
(H) 1200 2018 (En revisión)
HIDROELECTRICA
PESCADERO ITUANGODiciembre 01 de 2018
Antioquia -
Chocó
Proyectos de Generación DC
Proyectos de generación: plantas menores
Proyecto
Fecha esperada de
entrada en operación
OR o promotor
del proyectoEstado UPME
El Popal 19.9 MW Diciembre de 2013 EPM 1
Cogenerador Ingenio Risalda Diciembre de 2013INGENIO RISARALDA
S.A.3
Tulua Bajo 19.9 MW Abril 30 de 2014 EPSA 3
PCH Tunjita 19.8 MW 2014 AES CHIVOR 3
Las Palmas 3 MW 2014 EPM 1
Río Aguejar 20 MW 2014 EMSA 2
Río Mapa 4 MW 2014 CHEC 1
Magallo 9 MW 2014 EPM 2
Cogeneración 10 MW 2014CEO/Ingenio La
Cabaña1
PCH Guachicono 13.6 MW 2014 CEO 1
San Bartolomé 19.9 MW Abril de 2015CH San Bartolomé
S.A.S. E.S.P.2
Oibita 19.9 MW Abril de 2015CH Oibita S.A.S.
E.S.P.2
Paloma 13.6 MW 2015 EPM 2
Liborina I 4.90 MW 2015 EPM 2
Sirgua 10 MW 2015 EPM 2
Rio Mulatos 2 8.32 MW Diciembre de 2015 EPM 3
PCH Alejandria 15 MW Diciembre de 2015 EPM 3
PCH San Andrés 22.9 MW 2015 EPM 2
PCH Zuca de 9.2 MW 2015 EPM 2
Falcon 13.5 MW 2015 EPM 2
El Molino 19.9 MW Abril de 2016 HMV 2
El San Matías 19,9 MW Abril de 2016 HMV 1
San Matías 19.9 MW 2018 EPM 1
Otros proyectos de generación de energía, en desarrollo y construcción
ProyectoFecha esperada de
entrada en operación
OR o promotor
del proyectoEstado UPME
Prodesal (Quimpac) 22 MW 2013 EPSA 1
Cogeneración 10 MW 2013 INGENIO RISARALDA 2
Ingeniero Manuelita 40 MW 2014 EPSA 1
Chili 63 MW 2014 GENERADORA UNION 2
Morro Azul 19.9 MW Enero de 2015RISARALDA ENERGÍA
S.A.S E.S.P.1
PCH San Andrés 22.9 MW 2015 EPM 1
Sistema Hidroeléctrico del Río San
Juan 119.3 MW.
Se conecta a la S/E Bolombolo 110
kV
2016CARLOS ALBERTO
URIBE MEJIA1
Resultados
Resultados en medio magnético
Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xls
y Gess.xls, 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
Graf 1 Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional
EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh]
EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh]
FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.]
BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día]
GRAF_BALANC 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 2013-2018
CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER
1. MATALAS 73 82 55 55 60 66 109 120 140 147
2. GESS 103 85 76 56 71 57 103 102 157 133
CONSUMO DE GAS [MPCD]
VERANO/18VERANO/17VERANO/14 VERANO/15 VERANO/16
CASO VERANO/14 VERANO/15 VERANO/16 VERANO/17 VERANO/18
1. MATALAS 154 94 172 254 296
2. GESS 149 90 136 217 266
CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes]
CASO VERANO/14 VERANO/15 VERANO/16 VERANO/17 VERANO/18
1. MATALAS 0 0 0 697 1039
2. GESS 2648 368 1306 4868 5697
CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día]
Observaciones
El nuevo modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados los proyectos futuros Amoyá, Cucuana, Sogamoso, Miel II, Quimbo, Porce4 y Pescadero
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%
En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5% , o confiabilidad por debajo del 95%; VERE_C superior al 3% se presenta en ene/14 (5.1%; 3 casos), ene/16 (3.0%; 1 caso), ene/17 (5.2%; 5 casos); ene/18 (3.3%; 5 casos); feb/18(3.4%, 4 casos)
Observaciones Para el verano/2013–14, los máximos requerimientos mensuales promedio
de gas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 82 MPCD (Matalas) y 85 MPCD (Gess). Para los veranos de todo el horizonte de estudio, hasta el verano/2016-17, las necesidades promedio (Matalas y Gess) son inferiores a la disponibilidad de transporte que actualmente es de 120 MPCD; en el verano/2017-18 son superiores (Matalas: 147 MPCD; Gess: 133 MPCD)
Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en la Costa para el verano/2013-14 serían 70 MPCD (Matalas) y 103 MPCD (Gess); para el verano/2017-18 serían de 140 MPCD (Matalas) y 157 MPCD (Gess), inferiores al límite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que es de 350 MPCD
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
