Análisis Energéticos CNO Resolución CREG 026 de 2014 Enero 23 de 2015

Presentación del tema: "Análisis Energéticos CNO Resolución CREG 026 de 2014 Enero 23 de 2015"— Transcripción de la presentación:

1 Análisis Energéticos CNO Resolución CREG 026 de 2014 Enero 23 de 2015

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 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 Coordinado (Colombia y sistema Ecuatoriano simplificado) Mínimos operativos No se modelan mínimos operativos se utilizará el NEP para cada embalse. Condición inicial volumen de los embalses La del momento de la corrida. Demanda Colombia y exportaciones Escenario medio UPME todo el horizonte. (Rev.Nov/2014) Ecuador se consideran 2 GWh-día constantes Parámetros Plantas de generación existentes Parámetros declarados en PARATEC al momento de la corrida. 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.    Térmicas IHF en vez de ICP reportado por las empresas para el Cargo por Confiabilidad y el IH con el procedimiento regulado. 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. Se consideran las restricciones del STN indicadas en el tercer informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2014

4 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 Se considero el embalse de Quimbo en 100% de su embalse útil al momento de su entrada en operación. Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Tuluá Bajo 19.9 31 de enero de 2015 Cucuana 55 1 de marzo de 2015 Gecelca 3 150 01 de Abril de 2015 PCH Coello 3.6 20 de mayo de 2015 PCH Tunjita 19.8 30 de junio de 2015 Quimbo 396 02 de septiembre de 2015 Tasajero II 160 01 de diciembre de 2015 San Miguel 42 Nombre Capacidad Efectiva Neta [MW] Fecha esperada de entrada en operación Carlos Lleras Restrepo 78.1 01 de diciembre de 2015 Awarala 19.9 Diciembre de 2015 Rio Mulatos 8.32 PCH Alejandría 15 PCH Cantayús 4.32 PCH Morro Azúl 20 Gecelca 32 250 23 de mayo de 2016 Fecha de entrada de proyectos informada por los auditores de curva “S” o agentes promotores al CND y/o a través de conceptos UPME.

5 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 2014 Proyecto Fecha esperada de entrada en operación Subestación Armenia* 9 de marzo de 2015 Subestación Tesalia* Proyecto Tesalia completo 10 de septiembre de 2015 Subestación Norte* 31 de octubre de 2015 Transformador Copey 450 MVA 500/220 kV 30 de noviembre de 2015 Mejora interconectividad Reforma Subestación Nueva Esperanza Diciembre de 2015 Fecha de entrada de proyectos informada por agente promotores al CND a 15 de enero y/o fechas establecidas en las convocatorias UPME. Fechas informadas por EEB al CNO 22/10/2014

6 Supuestos Análisis Energéticos (4)
Costos De transporte y suministro de combustible Precios UPME (Diciembre de 2014) + Gas OCG a US$/MBTU De racionamiento TRM 31 de Diciembre $ Costos de racionamiento que se encuentren públicos en la pagina de la UPME al momento de la corrida. Segmento 1 (5%) = USD/MWh Segmento 2 (95%) = USD/MWh Otros costos variables Gas: UD/MWh Carbón: 8.15 UD/MWh Otros: 6.06 UD/MWh Otros costos variables: 7.11 UD/MWh Combustibles Disponibilidad de combustible Otros Curva de administración de Riesgo (CAR) Desbalance hídrico Se considerarán 14 GWh/día Menores y cogeneradores Serán modelados como térmicas determinísticas con los siguientes valores: Diciembre a abril 7,5 GWh/día Mayo a noviembre 10 GWh/día Agente Fecha actualización Gecelca Noviembre 2014 Isagen Celsia Enero 2015 EPM Termocandelaria Termovalle Emgesa Termoemcali Proelectrica Octubre 2014 Chec Se utiliza en política y simulación. Penalidad Fija igual al precio de escasez de enero de 2015

7 Escenarios hidrológicos
Supuestos Análisis Energéticos (5) Hidrología Escenarios hidrológicos Caso 1. Desde enero de 2002 Caso 2. Desde enero de 1991 Caso 3. Desde enero de 1981 Caso 4. Desde enero de 1994 Caso 5. Desde enero de 1995 Caso 6. Escenario esperado SH&PH Caso 7. Escenario Contingencia Caso 8. Enero - abril de esperado Caso 9. Desde enero de 1992 NOTA: Para la hidrología de la próxima semana EPSA no realizó el reporte, sin embargo, debe revisarse el acuerdo dependiendo la respuesta de la CREG acerca de la periodicidad de evaluación de los índices una vez de Normal en la evaluación semanal.

8 Aporte Hidrológicos Caso 1. Desde 2002 Caso 3. Desde 1981
Caso 6. Esperado SH&PH Caso 2. Desde 1991 Caso 7. Contingencia SHyPH Caso 8. Enero - abril de esperado Caso 9. Desde 1991

9 Resumen resultados

10 Resumen resultados Detalle de la evolución de los embalses
Caso 1. Desde 2002 Caso 3. Desde 1981 Caso 4. Desde 1994 Caso 5. Desde 1995 Caso 6. Esperado SH&PH Caso 2. Desde 1991 Caso 7. Contingencia SHyPH Caso 8. Enero - abril de esperado Caso 9. Desde 1991 Detalle de la evolución de los embalses

11 Resumen resultados Déficit Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Caso 6 Caso 7 Caso 8 Caso 9 Índice AE: Si en el análisis energético el Valor Esperado de Racionamiento de Energía Condicionado (VEREC) es mayor que 0% para alguno de los meses de análisis, el nivel de alerta será roja. Si el VEREC es igual a 0% en todos los meses de análisis, el nivel de alerta será verde. No se presenta déficit en ninguno de las simulaciones, durante los primeros 12 meses.