Análisis Energéticos CNO

Presentación del tema: "Análisis Energéticos CNO"— Transcripción de la presentación:

1 Análisis Energéticos CNO
Resolución CREG 026 de 2014 Marzo 17/2016 Inicio semana 11/2016

2 Objeto Por solicitud del Consejo, se presentan los resultados del Análisis Energético – AE – y de potencia del CNO, aplicando la metodología, supuestos y procedimientos establecidos en el Acuerdo CNO 695.

3 Supuesto de Recuperación de la central Guatape
Toda la central queda indisponible desde el inicio de las simulación hasta el ingreso de sus unidades asi: 2 unidades en 01-Mayo-2016 2 unidades en 01-Junio-2016 2 unidades en 01-Julio-2016 2 unidades en 01-Septiembre-2016 Durante la indisponibilidad de todas las unidades de Guatapé (Inicio de la simulación hasta 01-Mayo-2016), el recurso hídrico almacenado en Peñol, queda aislado (no se considera turbinamiento al recurso de Playas). Con relación a los desbalances hídricos considerados en el embalse de Peñol, se eliminarán hasta que la central recupere el 50% de sus unidades (01-Junio-2016)

4 Supuesto de bombeo de Peñol a San Lorenzo
Fecha Capacidad Bombeo (m3/s) 14-mar-16 21-mar-16 2 28-mar-16 4 4-abr-16 6 11-abr-16 8 18-abr-16 10 1-jun-16 Rio Nare Guatape Jaguas Playas San Carlos

5 Supuestos Análisis Energéticos (1)
Parámetros Generales Horizonte 2 años con resolución semanal. Con período de análisis a 12 meses. Condición terminal Año adicional Tipo de estudio Autonomo (Ecuador como generador en Jamondino) Mínimos operativos No se modelan mínimos operativos. Se utiliza el NEP para cada embalse. Condición inicial volumen de los embalses El del día inmediatamente anterior a la corrida Demanda Colombia y exportaciones Escenario Medio de la UPME (Rev. Enero/2016) para todo el horizonte. Colombia autónomo – Importaciones de 7 GWh/dia del 15 de marzo, n adelante. (Térmica con costo de 160 $USD/MWh) Sesibilidad: escenario bajo de UPME hasta mayo/2016, y Escenario medio de junio/2016 en adelante Parámetros Plantas de generación existentes Parámetros declarados en PARATEC al momento de la corrida, considerando lo siguiente La unidad Guajira 1 se considera disponible con su capacidad efectiva. IH e ICP en 20.42% informado por Gecelca Flores IV 220 MW hasta 27 de marzo de 2016, de acuerdo con lo informado por Celsia Tasajero 2 generado a partir de la semana 12 con 160 MW e incrementando en la semana 13 a 175 MW Mantenimientos de generación en estado solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM) al momento de la corrida. Índices de disponibilidad: 1.   Termicas con ICP e IH ventana de 3 meses (Diciembre /15- Febrero/16) 2.   Hidráulicas ICP e IH con el procedimiento regulado. Sistema hidráulico Colombiano Modelos de embalse reportados para el Cargo por Confiabilidad, ajustados con las demandas de acueducto y filtración que realicen los agentes con la mejor información disponible. Red de transmisión Se considera la red de transmisión del STN. Los parámetros de la red de transmisión del STN al momento de la corrida y topología de la red actualizados al momento de las simulaciones. No se consideraron indisponibilidades menores a la resolución del modelo. Se consideran las restricciones del STN indicadas en el cuarto informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2015.

6 Supuestos Análisis Energéticos
Embalse Cambio Turbinamiento (m3/s) Tominé De 15 a 12 Sisga De 12 a 4.5 Neusa De 4.5 a 1 Embalse Parametros Niveles Topocoro MinT De a (Hm3) MaxT De a (Hm3) Según lo ratificado por los distintos agentes hidráulicos, no se consideran restricciones adicionales en la operación de embalses diferentes a las ya informadas para el planeamiento energético.

7 Supuestos Análisis Energéticos (2)
Proyectos de expansión Proyectos de expansión de generación Parámetros de los proyectos de generación futuros Heat Rate (HR) de las plantas térmicas de gas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis y afectado en 15% de acuerdo con la recomendación del SPT. HR de las plantas térmicas con combustibles diferentes a gas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Factor de conversión medio para las plantas hidráulicas informada por el agente para el Cargo por Confiabilidad al momento de los análisis. Índices de disponibilidad según lo establecido en la regulación vigente Condición inicial de embalses futuros No se tiene embalses futuros en el horizonte de estudio. Nombre Capacidad Efectiva Neta Fecha esperada de entrada en operación PCH Doña Teresa 8.9 (Afectada por atentado) Termobarranca 1 12 13/02/2016 (pruebas) PCH Zuca 9.2 Por definir PCH Barrancas 4.7 Cogenerador Ingenio Risaralda. 15 PCH El Edén 20 01/07/2016 PCH El Cocuyo 0.7 30/01/2016 Planta Tequendama 2.25 01/03/2016 PCH Coello 1.2 28/02/2016 Termobolivar* 9 01/03/2016(pruebas) Termobarranca 2 13/02/2016(pruebas) Termobarranca 3* 24 Planta Biogás Doña Juana 1.7 15/03/2016 PCH Morro Azul 19.9 15/04/2016 PCH Cauyá 1.5 30/04/2016 Termomechero 4* 19 01/05/2016 Nombre Capacidad Efectiva Neta Fecha esperada de entrada en operación Termomechero 5* 19 01/05/2016 Termomechero 6 * PCH Alejandria 15 30/05/2016 PCH Tunjita 19.8 15/06/2016 Gecelca 32 250 11/11/2016 PCH Cantayús 4.32 30/11/2016 Planta biogás Doña Juana II 9.88 30/12/2016 Planta menor Awarala 19.9 Planta Bioenergy 31/12/2016 PCH Guachicono 13.6 Trapiche Biobando 2 Termoyopal (Nueva unidad de generación)* 40 Juan García 4.9 31/01/2017 El Molino 01/12/2017 Termonorte 88 PCH Rio Mulatos 8.32 15/12/2017 PCH San Andrés 20 31/12/2017 Los proyecto con fecha por definir se excluyeron del estudio TermoBarranca : 24 MW en semana 9/16 y 48 MW en semana10 en adelante Fecha de entrada de proyectos informada por los auditores de curva “S” o agentes promotores al CND o CNO y/o a través de conceptos UPME (*) Pendiente información de parámetros para considerar en el planeamiento.

8 Supuestos Análisis Energéticos (3)
Proyectos de expansión Proyectos de expansión transmisión del STN Parámetros de Proyectos de expansión transmisión del STN Los publicados en la base de datos del tercer informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2015 Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Subestación Armenia 07 de mayo de 2016 Doble circuito Alférez – Tesalia 230 kV 18 de mayo de 2016 Subestación Nueva Esperanza* Julio 01 de 2016 Segundo circuito Betania – Mirolindo 230 kV 31 de agosto de 2016 Subestación Tuluní 230 kV Conexión Cartago 230 kV al circuito La Virginia - San Marcos 230 kV 30 de noviembre de 2016 Subestación Montería 230 kV Subestación Caracolí Subestación Suria 230 kV Subestación Río Córdoba Subestación Guayabal 220 kV Subestación La Loma 500 kV Subestación Norte 230 kV 26 de diciembre de 2016 Segundo circuito Cartagena – Bolívar 220 kV 07 de marzo de 2017 Primer refuerzo área Oriental 30 de septiembre de 2017 Cto Porce – Cerro 500 kV indisponible por atentado hasta marzo 18. 750 MW de límite de intercambio hacia la costa Julio 01 de 2016

9 Supuestos Análisis Energéticos (4)
Costos De transporte y suministro de combustible Precios UPME (informados por UPME el 06 de enero de 2016)+ Gas OCG a US$/MBTU De racionamiento Costos de racionamiento que se encuentren públicos en la pagina de la UPME al momento de la corrida. Segmento 1 (10%) = USD/MWh Segmento 2 (90%) = USD/MWh De acuerdo con lo definido en la reunión del SPO N°59 Sensibilidad: usar el segmento 2 para el 100% de la demanda Otros costos variables Los valores vigentes al momento de la corrida Combustibles Disponibilidad de combustible A partir de diciembre de 2016 se considera la entrada de la planta de Regasificación, de acuerdo con el informe del auditor de curva “S”. Otros Curva de administración de Riesgo (CAR) Desbalance hídrico Se considerarán 14 GWh/día. (Durante la indisponibilidad de Guatapé se elimina el desbalance de Peñol de 3.5 GWh/dia) Menores y cogeneradores Las menores hidráulicas (modelados como térmicas determinísticas) no superarán el siguiente valor agregado: Diciembre a abril = 3.29 GWh/día (Promedio últimos15 días) Mayo a noviembre 3.29*1.25=4.11 GWh/día Agente Fecha actualización Gecelca Diciembre 2015 Isagen Celsia EPM - CHEC Termocandelaria Noviembre 2014 Termovalle Octubre 2015 Emgesa Termoemcali Proelectrica TEBSA Se utiliza en política y simulación. Penalidad Fija igual al costo del primer escalon de racionamiento de UPME $USD/MWH. Se toma como valor mínimo 25% y se incrementa progresivamente a 50% en noviembre CAR solo cuando operan todos los embales del SIN

10 Desbalances Energéticos
Supuestos Análisis Energéticos (5) Desbalances Energéticos

11 Usar Restricción de CAR
Supuestos Análisis Energéticos Modelamiento Restricciones a energía almacenada en los embalses del SIN Usar restricciones de conjunto de embalses con valores en energía equivalentes a los de la CAR Usar Restricción de CAR Hoy Entrada del 50% de unidades de Guatapé Penalidad CAR: $USD/MWH USD$/MWh. Costo del primer escalon de racionamiento UPME

12 Escenarios hidrológicos
Supuestos Análisis Energéticos Escenarios hidrológicos Casos: Caso 1: Esperado SH Caso 2: Año histórico Caso 3: CND3 Caso optimista CND

13 Supuestos Análisis Energéticos
Las sensibilidades se efectúan sobre el caso 3 “hidrología CND 3”, la cual resultó con menor embalse de hoy a junio 2016 Caso Hidrologia - Sensibilidad Caso 1 Esperado SH - Base Caso 2 Hidrologia Historica Base Caso 3 CND3 - Base Caso 4 CND3 – Sensibilidad a la demanda Caso 5 CND3 – Sensibilidad a un único segmento de racionamiento equivalente al ultimo escalón UPME

14 Resumen resultados

15 Resumen resultados

16 Resumen resultados Caso 3 21.9% 2da semana de Abril

17 Resumen resultados – Evolución de embalses caso 3

18 Resumen resultados – Evolución de embalses caso 3

19 Resumen resultados – Evolución de embalses caso 3

20 Resumen resultados No se presenta déficit en el perido de análisis en ninguno de los casos analizados No se presentan horas con reservas de potencia críticas (menores a 400MW) para los dos casos analizados (Casos 1 y 3).

21 Resumen de supuestos acordados en reunión SPO 79 – 11 y 14 de marzo-2016
Acuerdo de Modelación Soporte sobre el cambio Niveles minimos NEP originales. Sin modificaciones. El NEP son por definición aquellos niveles que garantizan la entrega de la energía firme a futuro. Demanda Escenario Medio todo el Horizonte. Para sensibilidad: Esc. Bajo (hasta mayo/2016) y luego Esc. Medio Resto de horizonte Los dos primeros meses de 2016 la evolución de la demanda se ajusta al escenario medio. Durante marzo se ha reducido. Importaciones desde Ecuador. 7 GWh/dia. Se ha venido presentado un incremento gradual de las importaciones que indican que el valor de 7 GWh/dia es factible de alcanzarse con la entrada futura del unidades del proyecto Coca-Codo Sincalir. Disponibilidad de recursos termicos Se enviará ICP e IH de tres meses (De diciembre a febrero) a los agentes para que cada uno defina si requiere ajuste a estos valores. Los agentes pueden suministrar valores que están mejor ajustados a la realidad operativa actual. Los valores serán enviados oficialment al CND con copia al CNO. En caso de que el agente no envie información se utilizará los índices de los últimos tres meses calculados por el CND. Capacidad de Tasajero 2 Se considerará en 175 MW a partir de la semana 21 de marzo. Dado el incremento en la capacidad de conexión aprobada por UPME y lo manifestado por tasajero en cuanto a la recuperación de la unidad, es factible este escenario. Modelo de Termocentro Parametros declarados para el cargo con combustible mixto (CEN 264 MW, HR ). Costo del combustible mixto: ponderado de los costos del gas y liquidos en la proporciones de disponilidad reportada en el cargo 45%-55% ) Este modelamiento representa de mejor manera la realiada operativa de la central cuando usa una combinación de gas y liquidos. Entrada de S/E Nueva Esperanza y circuitos asociados. Recuperación de Cerro - Porce 01-Julio-2016 Marzo 18/2016 De acuerdo con la ultima información reportada por EPM. En cuanto al circuito atentado de Cerro porce, Intercolombia manifiesta que la fecha posible de recuperación es marzo 18/2016. Restricciones en operación de embalses adicionales a las ya reportadas para el planeamiento No hay restricciones adicionales. Se revisó la información de aquellos embalses que pudiesen tener problemas operativos en bajos niveles por restricciones ambientales, y se confirma que NO hay nuevas restricciones adicionales a las modeladas

22 Resumen de supuestos acordados en reunión SPO 79 – 11 y 14 de marzo-2016
Acuerdo de Modelación Soporte sobre el cambio Costo de Racionamiento Sensibilidad a modelar un único segmento de costo de racionamiento con un valor equivalente al ultimo escalón de UPME USD/MWh. (para este caso, el valor de penalidad será el de la propuesta 1 – 426 $USD/MWh) La sensibilidad persigue identificar un uso de los recursos que busque minimizar el déficit del sistema. Con esto, se determina una solución para una percepción de alta aversión al riesgo de racionar. Curva de Administración de Riesgo (CAR) Se conserva los valores de CAR actuales Penalización de la CAR Propuesta 1: 50% del primer segmento SDDP Propuesta 2 : 100 % del primer escalón UPME Unanimemente se selecciona la propuesta 2. El costo de penalización debe tener un valor que garantice que sea superior a la térmica mas costosa y que se preserve el recurso bajo esta curva para evitar racionamientos con costos hasta del primer escalon de UPME. Hidrologia para sensibilidad Escenario hidrológico que resulte con menor valor de embalse agregado desde hoy a junio 2016 en los casos base. Casos para análisis de potencia Escenario hidrológico que resulte con menor valor de embalse agregado desde hoy a junio 2016 en lo casos base. Caso esperado del SH