Análisis energético indicativo de largo plazo utilizando el modelo AS Gerencia Centro Nacional de Despacho Documento XM CND 2010 193 Noviembre de 2010

Panorama energético colombiano Principales supuestos Resultados 2 Panorama energético colombiano Principales supuestos Resultados

Principales supuestos 3 Principales supuestos

Supuestos análisis largo plazo (2010 – 2015) 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) Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas. 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, julio de 2010 (http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/proyeccion_demanda_ee_jul_2010.pdf). Se modelan 6 bloques de 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: Tcentro, Flores, TEBSA, Guajira, Candelaria, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Sierra, Dorada, Emcali, Valle y Palenque. Carbón: Paipa, Tasajero, Zipa 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_Noviembre10.pdf” en este mismo directorio.

Supuestos análisis largo plazo (2010 – 2015) Precios Combustibles Carbón: Precios de UPME, agosto / 2010, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Gas Natural: Precios de UPME, agosto / 2010, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, agosto / 2010, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Generaciones Determinísticas Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/09-10: Charquito, Tequendamita, El Limonar, La Tinta, Sueva, La Junca, Amaime, Santiago, Tuluá, Cog_La Cabaña, El Manso, Las Palmas, Montañitas, Cog_Central Castilla, Cog_Ing. Riopaila, Cog_Ing. del Cauca, Cog_Ing. Risaralda, San Andrés, Zuca, Barroso, El Popal, Aquejar, San Bartolomé, Oibita y San Miguel, y algunas menores reportadas por las empresas promotoras de los proyectos, adicionando a Florida, Río Mayo, Calderas, Insula, Riogrande1 y El Morro. Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información disponible hasta septiembre/10. Consideraciones especiales Modelo AS El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (agosto 31/11) en la de Cañafisto. En la cadena Chivor, no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro, sino que al igual que Tunjíta 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 (octubre/12) y Gecelca 3 (diciembre/12) de manera explícita. La planta hidráulica Cucuana prevista para entrar en abril de 2013, se modela como una determinística con factor de utilización igual a 0.5 Todavía no se consideran en el modelo las plantas hidráulicas Miel II, Sogamoso y Quimbo. 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_Noviembre10.pdf” en este mismo directorio.

Proyectos subasta 2012 – 2013 Termocol Gecelca 3 Amoyá 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 : Octubre 1 de 2012 Información Adicional : Está compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501* Gecelca 3 Capacidad Efectiva : 150 MW Tecnología : Carbón ENFICC : 3,060,000 kWh/día (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 : Agosto 31 de 2011 Amoyá

Proyectos GPPS 2014 – 2018 PROYECTO FECHA DE ENTRADA FLORES IV Dic-10 PORCE III Ene-11 a Oct-11 AMOYA Ago-11 TERMOCOL Oct-12 GECELCA 3 Dic-12 CUCUANA Abr-13 MIEL II Oct-13 SOGAMOSO Oct-13 a Dic-13 QUIMBO Dic-14 PORCE IV Dic-15 ITUANGO Mar- 17 a Dic- 17 ENFICC : Tecnología : Capacidad Efectiva : 8563 GWh/año Hidráulica 1200 MW Capacidad Efectiva : 800 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 3791 GWh/año Capacidad Efectiva : 400 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 1923 GWh/año Capacidad Efectiva : 135.2 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 184 GWh/año Capacidad Efectiva : 60 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 50 GWh/año Capacidad Efectiva TOTAL : 2991.2 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC Verificada TOTAL : 16261 GWh/año ENFICC Asignada TOTAL : 6281 GWh/año Capacidad Efectiva : 396 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 1750 GWh/año

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción

Otros proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción no despachados centralmente

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 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. 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]

Índices de confiabilidad del sistema colombiano

Evolución embalse agregado

Balance energético sistema colombiano

Balance energético sistema colombiano

Consumos promedio de combustibles 2011-2015 67 185 45 129 20 87 GESS 72 209 50 150 35 142 MATALAS INTERIOR COSTA CASO VERANO/12-13 VERANO/11-12 VERANO/10-11 GAS [MPCD] 242 103 259 89 233 GESS 116 268 93 MATALAS INTERIOR COSTA VERANO/14-15 VERANO/13-14  GAS [MPCD] CASO CARBÓN [Miles de toneladas/mes] VERANO/10-11 VERANO/11-12 VERANO/12-13 VERANO/13-14 VERANO/14-15 MATALAS 143 117 174 190 199 GESS 125 98 156 183 192 FUEL OIL [MBTU/día] VERANO/10-11 VERANO/11-12 VERANO/12-13 VERANO/13-14 VERANO/14-15 MATALAS 172 350 1514 2818 GESS 626 2443 3186 5086

Conclusiones y recomendaciones Por restricciones del Modelo AS, en la actualidad no se modelan los proyectos Miel II (135.2 MW), programado para entrar en operación en octubre de 2013; Sogamoso (800 MW), que se espera entre en operación entre octubre y diciembre de 2013; ni el proyecto Quimbo (420 MW), que se espera entre en operación en diciembre de 2014. Por lo tanto, para interpretar los resultados presentados se debe tener en cuenta el no modelaje de esta capacidad. En el Caso Matalas se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C, sin sobrepasar el número de casos (5) establecido por la regulación vigente: Verano 2013-2014, un (1) caso (3.13%) y verano 2014-2015, cuatro (4) casos (3.89%); mientras que para el Caso Gess se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C sin sobrepasar el número de casos (5) establecido por la regulación vigente: Verano 2011-2012, un (1) caso (5.23%) y verano 2012-2013, un (1) caso (4.26%); y sobrepasando los límites establecidos por la regulación vigente: Verano 2013-2014, siete (7) casos (3.97%) y verano 2014-2015, diez (10) casos (4.08%). Porcentajes referidos a la demanda de energía del mes respectivo.

Conclusiones y recomendaciones Para el verano 2010 – 2011, los requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 35 MPCD (Caso Matalas) y 20 MPCD (Caso GESS) y para el verano 2014 - 2015, estos requerimientos serían de 116 MPCD (Caso Matalas) y 103 MPCD (Caso GESS), respectivamente. Para los veranos de todo el horizonte de estudio, en los dos casos (Matalas y GESS), las necesidades promedio de gas son inferiores al límite de disponibilidad de gas para el Interior del país, 120 MPCD.