Análisis Energético Indicativo de largo plazo utilizando el Modelo ASutilizando el Modelo AS

Gerencia Centro Nacional de DespachoDocumento XM CND 2009 098

Julio de 2009

XM CND 2009 057

22

Panorama energético ColombianoPrincipales SupuestosResultados

33

Panorama Energético ColombianoPrincipales Supuestos

4

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2009 – 2014)

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 deenergía, ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisióneléctrica, ni las de producción y transporte de gas.

Horizonte 5 años / Resolución mensual

Casos Simulados (erstocásticos)

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. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Revisión, marzo de2009 (www.upme.gov.co ). Se modelan 6 bloques de demanda.

Interconexiones Internacionales

Se adicionan a la demanda colombiana los intercambios netos con Ecuador y Panamá de la corrida mensual LPMPODE del mes inmediatamente anterior (Exportaciones promedio mensuales de Colombia hacia Ecuador +Panamá para el horizonte de análisis: 217 GWh/mes). La interconexión Colombia-Panamá se considera enPanamá para el horizonte de análisis: 217 GWh/mes). La interconexión Colombia-Panamá se considera enoperación a partir de enero de 2013, fecha con la cual se hizo la corrida del MPODE de junio de 2009.

Modelamiento de Combustibles por planta

Gas: Tcentro, Ocoa, Flores, TEBSA, Candelaria, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Barranca, Sierra, Dorada,Emcali, Valle y Palenque.

Carbón: Paipa, Tasajero, Zipa, Guajiras y Gecelca.

Fuel Oil: TermoBarranquilla y TermoCartagena

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS

se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Julio09.doc” en estemismo directorio.

5

Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2009 – 2014)

Precios Combustibles

Carbón: Precios de UPME, abril / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU..

Gas Natural: Precios de UPME, junio / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, junio / 2009,información actualizada con IPP de capital de EEUU.

Generaciones Determinísticas

Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/08, adicionando a Florida, RíoMayo, Calderas, Insula, Riogrande1 y El Morro. Las plantas menores de EMGESA: Charquito, Tequendamita, ElLimonar, La Tinta, Sueva y La Junca se modelaron como determinísticas, al igual que Providencia, Mayagüez,Caruquia, Guanaquitas, Amaime y El Manso.

Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la informacióndisponible hasta abril/09.

Consideraciones especiales Modelo AS

El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (Abril/11) en la de Cañafisto.

No se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro, dejándose a éstos y Tunjita con sus capacidadesplenas, en la cadena Chivor.

Plantas Subasta y GPPS

Se modelan las plantas térmicas Termocol (Diciembre/12) y Gecelca 3 (Diciembre/12) de manera explícita.

También se modela de manera explícita la planta hidráulica Miel II entrando en enero y febrero de 2013.

La planta hidráulica Cucuana prevista para entrar en diciembre de 2011, se modela como una determinística con factorde utilización igual a 0.5

Todavía no se consideran en el modelo las plantas hidráulicas Quimbo y Sogamoso.

Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS

se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS.doc” e “Información_Básica_Julio09.doc” en estemismo directorio.

6

Capacidad Efectiva : 201.6 MW

Tecnología : Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)

ENFICC : 4,596,475 kWh/día

(1.678 TWh/año)

Conexión : S/E Santa Marta 220 kV / 110 kV

Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012

Información Adicional : Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*Capacidad Efectiva : 150 MW

Tecnología : Carbón

ENFICC : 3,060,000 kWh/día

Proyectos Subasta 2012 – 2013

(1.116 TWh/año)

Conexión : S/E Cerromatoso 110 kV

Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012

Capacidad Efectiva : 78 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 587,031 kWh/día

(0.214 TWh/año)

Conexión : Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Fecha de Entrada : Abril 1 de 2011

7

1.ENFICC :1.Tecnología :

1.Capacidad Efectiva :

1. 8563 GWh/año1.Hidráulica1.1200 MW

Capacidad Efectiva : 400 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 1923 GWh/año

Capacidad Efectiva : 800 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 3791 GWh/año

PROYECTOFECHA DE ENTRADA

PORCE III Oct-10 a Jun-11

FLORES IV Dic-10

AMOYA Abr-11

CUCUANA Dic-11

TERMOCOL Dic-12

GECELCA 3 Dic-12

MIEL II Ene-13 y Feb-13

QUIMBO Ene-14 y Mar-14

SOGAMOSOJun-14, Sep-14 y

Dic-14

PORCE IV Jun-15 y Sep-15

Proyectos GPPS 2014 – 2018

Capacidad Efectiva : 135.2 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 184 GWh/año

Capacidad Efectiva : 60 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 50 GWh/año

Capacidad Efectiva : 396 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC : 1750 GWh/año

Capacidad Efectiva TOTAL : 2991.2 MW

Tecnología : Hidráulica

ENFICC Verificada TOTAL : 16261 GWh/año

ENFICC Asignada TOTAL : 6281 GWh/año

PORCE IV Jun-15 y Sep-15

ITUANGOFeb-18, May-18, Ago-18 y Nov-18

8

PROYECTO TIPOCAPACIDAD

(MW) A INSTALAR

FECHA PUNTO DE CONEXIÓN

PROVIDENCIA COGEN 19.9 Jul-09 EL CERRITO 115 kVMAYAGÜEZ COGEN 18 Ago-09 CANDELARIA 115 kVCARUQUIA HIDRO 9.9 Mar-10GUANAQUITAS HIDRO 9.9 Jun-10TRAS. GUARINÓ HIDRO -- Jun-10AMAIME HIDRO 18.6 Jun-10

FLORES IVGAS

VAPOR160 Dic-10

Oct-10Ene-11Abr-11Jun-11

TRAS. MANSO HIDRO -- Ene-11

RESUMEN ESTADO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EN DESARROLLO Y CONSTRUCCIÓN

PORCE III

SANTA ROSA 44 kV EPM

PORCE III HIDRO 660

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción

TRAS. MANSO HIDRO -- Ene-11EL MANSO HIDRO 27 Ene-11RIO AMOYÁ HIDRO 78 Abr-11 TULUNÍ 115 kVCUCUANA HIDRO 60 Dic-11 MIROLINDOGECELCA 3 TERM 150 Dic-12 CERROMATOSO 115 kVTERMOCOL TERM 201.6 Dic-12 SANTA MARTA 115 kVMIEL II HIDRO 135.2 Ene-13 y Feb-13

210 Ene-14210 Mar-14

SOGAMOSO HIDRO 800 Jun-14, Sep-14 y Dic-14PORCE IV HIDRO 400 Jun-15 y Sep-15

PESCADERO-ITUANGO HIDRO 1200Feb-18 , May-18 , Ago-18 y

Nov-18

TOTAL 4368.1

Informado por HMV, enero 2009

Informado por EPSA, junio 2009

HIDRO

Revisión UPME, abril 2009

Revisión UPME, febrero 2009

Fuente: UPME, julio 15 de 2008.

Informado por Ingenio Providencia, junio 2009

QUIMBO

9

200

250

300

350

400

450

500

[GW

h/m

es]

Interconexiones Internacionales consideradasIntercambios netos de Colombia con Ecuador + Panamá

0

50

100

150

Jul-09

Oct-09

Ene-1

0

Abr-

10

Jul-10

Oct-10

Ene-1

1

Abr-

11

Jul-11

Oct-11

Ene-1

2

Abr-

12

Jul-12

Oct-12

Ene-1

3

Abr-

13

Jul-13

Oct-13

Ene-1

4

Abr-

14

Intercambios netos con Ecuador + Panamá

Fuente: Estudio mensual de Largo Plazo realizado con el modelo MPODE en junio/09

1010

Resultados

11

Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xls y Gess.xls, con la siguiente información:

Resultados en medio magnético

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.]

COS_MARG Costos marginales promedios para los 6 segmentos de demanda durante todo el horizonte de estudio [$/MWh] y costos marginales totales [$/kWh] y [US$/MWh]

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]

12

Número de Casos con Racionamiento de

Energía

3

4

5

6

7

8

9

Valor Esperado de Racionamiento de

Energía (VERE)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

Jul-09

Ene-10

Jul-10

Ene-11

Jul-11

Ene-12

Jul-12

Ene-13

Jul-13

Ene-14

%Dem.Energía

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

0

1

2

3

Jul-09

Ene-10

Jul-10

Ene-11

Jul-11

Ene-12

Jul-12

Ene-13

Jul-13

Ene-14

Valor Esperado de Racionamiento

Condicionado (VERE_C)

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

Jul-09

Ene-10

Jul-10

Ene-11

Jul-11

Ene-12

Jul-12

Ene-13

Jul-13

Ene-14

%Dem.Energía

Caso Matalas Caso GESS Límite

13

Evolución del Embalse Agregado

30

40

50

60

70

80

90

100%

Evolución embalse agregado - Sistemas Coordinados

0

10

20

30

Jul-09

Oct-09

Ene-10

Abr-10

Jul-10

Oct-10

Ene-11

Abr-11

Jul-11

Oct-11

Ene-12

Abr-12

Jul-12

Oct-12

Ene-13

Abr-13

Jul-13

Oct-13

Ene-14

Abr-14

Caso GESS Caso Matalas

Mínimo Operativo Superior Mínimo Operativo Inferior

14

CASO MATALAS

80

100

120

140

160

180

200[GWh]/día]

Balance energético Sistema colombiano

0

20

40

60

80

Jul-09

Dic-09

May-10

Oct-10

Mar-11

Ago-11

Ene-12

Jun-12

Nov-12

Abr-13

Sep-13

Feb-14

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

15

CASO GESS SIN CLIMA

80

100

120

140

160

180

200

[GWh/día]

Balance energético Sistema colombiano

0

20

40

60

80

Jul-09

Dic-09

May-10

Oct-10

Mar-11

Ago-11

Ene-12

Jun-12

Nov-12

Abr-13

Sep-13

Feb-14

Gen.Determ. Gen. Filo de Agua Gen. Embalse Gen. Térmica Déficit

16

661806618468153GESS

812116720575166MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTAINTERIORCOSTACASO

VERANO/11-12VERANO/10-11VERANO/09-10GAS [MPCD]

250

10627478232GESS

10828395MATALAS

INTERIORCOSTAINTERIORCOSTA

VERANO/13-14VERANO/12-13GAS [MPCD]

CARBÓN VERANO/09-10 VERANO/10-11 VERANO/11-12 VERANO/12-13 VERANO/13-14

Consumos promedio de combustibles 2009-2013

CASO

CARBÓN [Miles de toneladas/mes]

VERANO/09-10 VERANO/10-11 VERANO/11-12 VERANO/12-13 VERANO/13-14

MATALAS 174 181 172 230 239

GESS 162 157 154 212 235

FUEL OIL[Miles de MBTU/día]

VERANO/09-10 VERANO/10-11 VERANO/11-12 VERANO/12-13 VERANO/13-14

MATALAS 350 68 1519 3358 4189

GESS 1579 1274 4113 5384 5382

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Conclusiones y Recomendaciones

� En el Caso Matalas se presentan los siguientes casos de déficit con violación del

VERE_C: Verano 2012-2013, dos (2) casos (3.21%) y verano 2013-2014, tres (3)

casos (3.48%). Mientras que para el Caso Gess se presentan los siguientes casos de

déficit con violación del VERE_C: Verano 2009-2010, dos (2) casos (6.58%); verano

2010-2011, un (1) caso (6.73%); veranoverano 20112011--20122012,, cincocinco ((55)) casoscasos ((55..2323%%)); verano

2012-2013, ocho (8) casos (4.96%) y verano 2013-2014, siete (7) casos (4.07%),

porcentajes referidos a la demanda de energía. Esta situación evidencia un riesgo de

desatención de la demanda, el cual se podría materializar si se tiene una situación

seca profunda y prolongada, y no se cuente con suficiente gas y combustibles líquidos

para generación. Cabe anotar que en la actualidad no se modela el proyecto Quimbopara generación. Cabe anotar que en la actualidad no se modela el proyecto Quimbo

(420 MW) que se espera entre en operación a comienzos de 2014, ni la primera

unidad del proyecto Sogamoso que se espera entre en operación en junio de 2014.

� En caso de presentarse series muy secas, a partir del verano 2009 – 2010 se

requeriría utilizar combustibles líquidos. Para el verano 2009 – 2010, los

requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 75 MPCD

(Caso Matalas) y 68 MPCD (Caso GESS) y para el verano 2013 – 2014, estos

requerimientos serían de 108 y 106 MPCD respectivamente. Se debe destacar que en

el caso Matalas, para el verano 2012-2013 se supera el límite de disponibilidad de gas

establecido para la Costa (240 GBTUD), mientras que en el caso Gess, este límite se

supera en el verano 2013-2014.

18

� Es de vital importancia que la ampliación contemplada del gasoducto Ballenas -

Barranca de 190 a 260 MPCD se disponga para diciembre de 2009. De igual forma, se

requiere que las obras programadas en el mediano plazo para aumento en producción

(Gibraltar, Cusiana y otros) se ejecuten en los tiempos previstos.

� Igualmente, es necesario adecuar la infraestructura y la logística de producción y

transporte de combustibles líquidos en el país y estar así preparados para afrontar

hidrologías secas.

Conclusiones y Recomendaciones

19