Impacto del Racionamiento Programado de Gas en la Operación del SIN Maria Nohemi Arboleda Colombia

Presentación del tema: "Impacto del Racionamiento Programado de Gas en la Operación del SIN Maria Nohemi Arboleda Colombia"— Transcripción de la presentación:

1 Impacto del Racionamiento Programado de Gas en la Operación del SIN Maria Nohemi Arboleda Colombia mnarboleda@xm.com.co

2 Agenda Cifras del sector gas Descripción del Parque térmico a Gas Racionamiento programado de gas Impacto del racionamiento programado de gas en la operación del SIN Lecciones aprendidas

3 Cifras del Sector Gas 3 Campo Prod Prom GBTUD Guajira716 Creciente-Arianna59 Cusiana - Floreña240 Payoa/ Magd. Medio32 Otros Interior13 Total1059 Fuentes: CNO Gas, sep2009 – Abr 2010

4 Necesidades Máximas y Restricciones del Sector Gas 4 Sumatoria de Necesidades Máximas observadas de gas por Sector Cusiana 240 GBTUD Campos Interior 48 GBTUD Transporte Costa 576 GBTUD Como ejercicio, se apilan los valores máximos de demanda observado por sector para identificar las principales restricciones del sector gas. Desde Guajira 194 GBTUD Desde Guajira 70 GBTUD Valores máximos entre oct 2009 y Sep de 2010

5 Descripción del Parque Termoeléctrico a Gas 5

6 Instalación de Plantas Térmicas a Gas 2,615 MW Tres años PALENQ3 BARRANQ3 * BARRANQ4 * GUAJIR11 * GUAJIR21 * CTGEMG1 * CTGEMG3 * PROELEC1 PROELEC2 FLORES1 CC < 1996 FLORES2 DORADA MERILEC1 FLORES3 TSIERRA CC * TVALLE CC * TEBSA CC TEMCALI * TCANDELARIA1* y 2 * TERMOCENTRO CC * TERMOYOPAL 2 CARTAGENA2 * FLORES 4 CC Desp. CentralmenteMW Instalados a Gas% Total Consumo Nominal Diario GBTUD Parque Térmico3,825100.0% 642.60 Entre 1998-2001 2,61568.4%439.32 Plantas Duales1,88050%320.84 POR ÁREAS Interior 1,35435.4% 227.47 Costa 2,44163.8%410.09 Yopal300.8%5.04 CC: Ciclo combinado, (*): Plantas Duales

7 Composición de las tecnologías de Generación 7 Del total de la energía firme térmica, el 84% son plantas que pueden funcionar con gas y/o líquidos, el 16% restante corresponde a plantas a carbón. Capacidad Efectiva Neta Energía Firme - Día 67% 33% 50% 13,480 MW 171.8 GWh-día (Vigencia 2008-2009) El abastecimiento de la demanda de energía eléctrica depende en un 50% de los recursos térmicos cuando hay escasez de recursos hídricos.

8 * * Valor liquidado del Cargo por Confiabilidad centrales Gas-Líquidos 8 Cargo por Capacidad Cargo por Confiabilidad *Datos hasta septiembre de 2010 Se han realizado liquidado montos de aproximadamente 300 Millones de dólares anuales en las plantas existentes del subsector gas-líquidos, por concepto de cargo por Confiabilidad.

9 Declaración Energía Firme por Combustible Comparación entre 2008 y 2013 9 GWh-día Vigencia 2008 -2009Vigencia 2013-2014 RECURSOGASLÍQUIDOSGASLÍQUIDOS TEBSA 17.5 - 1.2 16.3 FLORES IV (2-3) 3.6 2.4 - 10.3 TERMOSIERRA 8.2 1.6 0.5 8.5 Termocentro 6.4 - - TermoEmcali 0.6 4.2 0.6 4.2 Termovalle 4.5 - - Termocandelaria1 - 3.6 - Termocandelaria2 - 3.4 - MERILECTRICA 3.8 - - FLORES I 2.7 0.8 - 3.5 PROELECTRICA 1.9 - - Cartagena 3 - 1.2 - 1.3 Cartagena 1 - 1.2 - BARRANQUILLA 3 - 1.1 - BARRANQUILLA 4 - 0.9 - 1.2 TERMOYOPAL 0.5 - 0.6 -

10 Racionamiento programado de gas 10

11 Cubrimiento de Escasez en Aportes Hídricos Aportes en GWh Coal Fuel Oil Gas

12 Generación en el Interior y Valores de Referencia 12

13 Asignación de Gas por sectores - Costa 13 Fin Gen Térmica por Seguridad

14 Asignación de Gas por sectores - Interior 14 Fin Gen Térmica por Seguridad

15 Costo de la sustitución Gas- Líquidos 15 Mes Costo de la Sustitución Cs [Millones COP] Demanda Beneficiada DS [GBTU] Valor Recaudado por ECOPETROL RS [Millones COP] Saldo Acumulado SA [Millones COP] Oct-09 $ 22,960 14,181 $ - Nov-09 $ 6,645 13,780 $ - $ 23,114 Dic-09 $ 15,591 13,931 $ - $ 29,923 Ene-10 $ 6,298 13,716 $ - $ 45,793 Feb-10 $ 12,831 12,753 $ - $ 52,390 Mar-10 $ 12,889 13,837 $ - $ 65,602 Abr-10 $ 7,097 13,666 $ 2,858 $ 78,950 May-10 $ - 14,209 $ 2,935 $ 82,619 Jun-10 $ - 12,585 $ 2,476 $ 78,964 Jul-10 $ - 12,953 $ 2,747 $ 75,756 Ago-10 $ - 13,398 $ 2,901 $ 72,443 Sep-10 $ - 13,619 $ 2,942 $ 68,981 Fuente Ecopetrol – CREG 136 -2010

16 Impactos del racionamiento programado de gas en la operación 16

17 17 Medidas del Ministerio Datos hasta abril 27 Res MME 18-1654: Rac programado 18-1686: Ctos firmeza, sustitución gas, gen seguridad térmica 18-1739: prioridad criterio eficiencia Res MME 18-2003: Seg térmica sin líquidos. 18-2062: Suministro 150 MPCD térmica caribe 90 MPCD interior (20-23 nov) 100 MPCD (23 nov) Res MME 18-2307: 180 MPCD costa, 40 MPCD interior (dic 20), 110 MPCD interior (hasta enero 14) Res MME 18-0212: deroga art 4 MME 18-1686, despacho seg térmicas costa y carbón interior

18 18 Medidas de la CREG Datos hasta el 27 abril CREG 137/09: Ajuste de precios térmicas gas costa y carbón interior. Ajuste precios ante degradación confiabilidad. Restricción a la exportación CREG 148/09: Exportación con combustibles líquidos. Precio exportación incluye todos los costos de la generación con líquidos CREG 10/10: Compras de energía recursos hidráulicos a precio de oferta CREG 09/10: Criterio de confiabilidad seguimiento embalse sem 49 CREG 49 y 60/10: La semana 49 como referencia hasta noviembre de 2010

19 Diferencia generación térmica programada y real Promedio de octubre: 69.8 GWh-Día Promedio de noviembre: 60.6 GWh-Día FALLAS 47% GAS 19% STN-STR 1% PRUEBAS 9% CAMBIO COMB 6% OTRAS 18% Causas desviación

20 Consumo de gas de las plantas del sector Encontramos diferencias significativas entre el consumo esperado y el consumo real, cuando utilizábamos los parámetros de Heat Rates de las plantas. Tuvimos que estimar consumos con base en datos observados para identificar los consumos programado de gas superiores a las restricciones del Interior y la Costa. Consumo esperado Planta 1 Consumo real Planta 2 h h

21 21 Evolución del Costo Unitario de Restricciones a Marzo de 2010 Datos hasta el 31 Mar Mantto Guajira Mantto Cusiana Mantto Guajira Gasoducto –Ballenas Barranca

22 Lecciones aprendidas 1.Monitoreo permanente 2.Maximización de disponibilidad y generación térmica 3.Asegurar abastecimiento de combustibles para el parque térmico 4.Coordinación Gas – Electricidad 5.Revisión de parámetros para la programación y planeación energética 6.Necesidad de revisar la política y regulación de gas. 7.Racionalización de exportaciones de energía 8.Coordinación institucional 9.Importancia de la información

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