Dirigido al MME y Directivos del CNO

Presentación del tema: "Dirigido al MME y Directivos del CNO"— Transcripción de la presentación:

1 Dirigido al MME y Directivos del CNO
03 de febrero de 2015

2 Centro Nacional de Despacho - CND Condición Operativa SIN
Informe de la operación real y esperada del Sistema Interconectado Nacional y de los riesgos para atender confiablemente la demanda Dirigido al MME y al Consejo Nacional de Operación como encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación Centro Nacional de Despacho - CND Martes, 3 de febrero de 2015 Condición Operativa SIN

3 Contenido Seguimiento 2014 Seguimiento variables energéticas
Situaci ón operati va espera da del SIN Situación obras de expansión del SIN Panorama energético Índices Estatuto Riesgo de Desabastecimiento Temas claves en la operación futura del SIN

4 Seguimiento 2014

5 Resumen de variables de la operación 2014
En 2014 la Capacidad efectiva neta fue 15,489 MW, 6% por encima de 2013. 66.6% corresponde a hidráulica (10,315 MW), 28.4% a térmica (4,402 MW) y el resto a recursos no despachados centralmente. La Demanda Nacional del SIN fue un total de 63,571 GWh, 4.4% por encima de la de Con un promedio día de 174 GWh. La Demanda No Atendida fue un total de 45.5 GWh lo que equivale al 0.07% de la Demanda del SIN. La generación total en 2014 fue 64,328 GWh (176 GWh promedio día), 3.4% mayor que la de 2013. La generación térmica promedio fue 50.4 GWh/día, equivalente a un 28.6% de la generación total. Con respecto al año anterior la generación térmica aumento 9.3%. Entraron en operación las plantas Sogamoso, Laguneta, La Naveta, Purificación, La Rebusca, Salto II, Dario Valencia, El Popal

6 Resumen de variables de la operación 2014
A 31 de diciembre de 2014, el embalse agregado del SIN se situó en el 75% de la máxima capacidad útil. La capacidad útil finalizó en 16,091 GWh, un 6.5% por encima de la del 2013. Los Aportes hídricos estuvieron en el 91% con respecto a la media del año. Las exportaciones totales cayeron en un 38% (528 GWh menos que 2013). Se exportó a Ecuador un total de 824 GWh, 24% por encima de lo exportado en A su vez, se importó de Ecuador un total de 47 GWh, 64% por encima de lo importado en 2013. Se exportó a Venezuela un total de 25 GWh, 96% por debajo de lo exportado en 2013.

7 58 11 Situación Actual del SIN 21 8
4to informe 2014 Planeamiento operativo eléctrico de mediano plazo 58 Restricciones se tienen identificadas en el SIN que afectan la atención confiable y segura de la demanda. De las 58 restricciones existen 47 que tienen obra de expansión asociada para mitigar o reducir la restricción. 21 8 9 11 Caribe Antioquia Nordeste ¿Cuántas restricciones no tienen obra de expansión definida o concepto UPME? Oriental Suroccidente 11

8 Entrada de proyectos 7 proyectos entraron en operación cumpliendo con la fecha establecida en el concepto de conexión de la UPME Proyectos que se esperaba que entraran en operación en 2014 34 63 Compensación en Bogotá: Tibabuyes, Usme, Bacatá 30 Mvar cada uno. SVC Tunal. Normalización S/E Malena 220 kV. Transformador provisional de Sabanalarga 220/110 kV. Planta Menor Laguneta Proyectos que entraron en operación en el 2014 27 proyectos entraron en operación retrasados con respecto a la fecha establecida en el concepto de conexión de la UPME Impacto de proyectos relevantes que entraron en operación durante el 2014… 3 Eliminaron restricciones 3 Cambiaron restricciones de eléctricas a operativas 9 Mitigaron restricciones

9 Seguimiento variables energéticas

10 Pronóstico Climático De acuerdo con el último boletín del IRI “ENSO Quick Look”, del 15 de enero, “desde diciembre de 2014 hasta comienzos de enero de 2015, la TSM excedió los umbrales de condiciones débiles El Niño, aunque el nivel de anomalías se ha debilitado recientemente. Mientras tanto, solo algunas de las variables atmosféricas indican patrones El Niño. La mayoría de los modelos de predicción del ENSO indican condiciones débiles El Niño durante la actual estación enero-marzo, lo cual continuaría durante la mayor parte o toda la primavera boreal de 2015”.

11 Estado actual del SIN – Febrero 2
Reservas hídricas 42.7% del SIN GWh 29.4% del SIN 4, GWh 6, GWh 5, GWh GWh Porcentaje de las reservas que representan en el SIN En enero de 2015 las reservas finalizaron en: 65.19% Estado actual del SIN – Febrero 2 65.17% 10, GWh

12 Seguimiento aportes hídricos históricos SIN – 24 meses (aporte regional acumulado)
Nota: Los aportes acumulados son calculados con la información operativa informada por los agentes

13 Generación * Datos hasta enero 31 de 2015

14 ENFICC vigencias y (*) Vigencia considera últimos cambios de combustible de Flores IV (Circular 103 de 2014) y TEBSA (Circular 106 de 2014) Según la información reportada por los agentes, durante las vigencias y , el 45.2% y el 45.4% respectivamente, de la ENFICC térmica del SIN corresponde a plantas con combustible líquido.

15 Demanda 2014

16 Demanda de energía SIN – Enero 2015 (Preliminar)
Datos hasta el 28 de enero de 2014 y 2015 La disminución del crecimiento en enero de 2015 (3.0%) con relación al crecimiento del año 2014 (4.4%), se debió principalmente al bajo crecimiento de la demanda del mercado no regulado (1.4%), el cual se refleja en la actividad de la industria manufacturera debido a su participación en este mercado (ver tabla adjunta). En enero de 2014 la demanda del mercado no regulado creció el 2.3%.

17 Situación operativa esperada del SIN

18 ¿Qué es flexibilidad operativa?
La flexibilidad del sistema se define como la capacidad de los recursos para responder a los cambios e incertidumbres (NERC), manteniendo la confiabilidad y economía del sistema. ATLÁNTICO Atrapamiento generación Agotamiento red a 115 kV y Transformación. ¿Qué tan flexible es el sistema colombiano? GCM: -Bajas tensiones. -Riesgo DNA ante N-1. BOLÍVAR -Agotamiento red a 66 kV -Riesgo DNA ante N-1. Subárea operativa Flexibilidad de operación en condiciones de Red Completa (%) GCM Santander Oriental 21 Atlántico 49 Bolívar 50 Santander: -Agotamiento red a 115 kV y Transformación. -Riesgo DNA ante N-1. ORIENTAL -Bajas tensiones -Riesgo DNA ante N-1 en Meta. Afectación de confiabilidad Restricción operativa Restricción eléctrica Restricción operativa con riesgo de DNA

19 Indisponibilidad Térmica por mantenimiento
Durante la temporada seca se busca maximizar la disponibilidad de recursos térmicos

20 Mantenimientos del sector gas con impacto en el SIN
Enero - Marzo 2015 Estación Compresora Palomino 17 al 21 de marzo Promigas realizará Trabajos con restricción a la costa Caribe. No se prevé afectación para el sector Termoeléctrico Campo de producción Cupiagua 25 de marzo a 07 de abril Ecopetrol realizará Trabajos en Cupiagua con restricción de todo el campo. Se prevé afectación para el sector Termoeléctrico ** Campo Guajira 12 al 14 de febrero y 17 de marzo Chevron informa trabajos en el sistema de deshidratación de los campos de la Guajira. Se informa que no se presentará afectación a la demanda nacional. Información dada por los agentes en reuniones y teleconferencias del COMI (Comité de Mantenimientos e Intervenciones) ** Actualmente en proceso de coordinación

21 Fecha informada de puesta en operación:
Impacto entrada carga Drummond – subárea GCM Conexión temporal* en T de la carga de Drummond a la línea Fundación - Santa Marta kV a 20 km de la subestación Santa Marta 220 kV SABANALARGA BOLÍVAR FUNDACIÓN SANTA MARTA TERMOCOL TERMOGUAJIRA VALLEDUPAR CUESTECITA OCAÑA COPEY CUATRICENTENARIO Entrada de nueva carga en la subárea GCM en forma escalonada 9 MW aprox en enero, hasta llegar a 40 MW en el primer semestre de 2015 nuevos Fecha informada de puesta en operación: Enero 2015  La frontera comercial se encuentra registrada desde el 18 de diciembre de 2014. Han enviado pronostico semanal de demanda a partir del 05 de enero. *Se aprueba la conexión en "T" hasta el 31 de diciembre de 2016

22 Situación obras de expansión del SIN

23 16 Estado proyectos de Transmisión PROYECTOS STN POR CONVOCATORIA
Cumplimiento FPO* Proyectos con reprogramación de la FPO 69% UPME : Nueva esperanza kV UPME : Armenia UPME : Tesalia (Etapa I) UPME : Tesalia (Etapa II) UPME : Chivor – Norte - Bacatá UPME : Bolívar – Cartagena 230 kV UPME : Norte 500 kV (Refuerzo Oriental) UPME : Tuluní 230 kV UPME : Guayabal 230 kV UPME : Caracolí 230 kV UPME : Suria 230 kV Proyectos STN adjudicados y en construcción 16 Proyectos incluidos en planes de expansión - sin adjudicar 5 Plan de expansión 5 Plan de expansión Subestación Palenque 230 kV. Subestación San Antonio 230 kV. Circuito Fundación – Copey 230 kV. Reconfiguración circuito San Marcos – Virginia 230 kV en San Marcos Cartago y Cartago – Virginia. Reconfiguración Esmeralda - San Felipe 230 kV en Esmeralda - Enea 230 kV y Enea - San Felipe 230 kV. UPME La Loma 500 kV UPME Ituango 500 kV UPME Refuerzo 500 kV Costa Atlántica UPME Refuerzo 500 kV Suroccidente Refuerzo área Oriental *FPO: Fecha de Puesta en Operación prevista en el plan de expansión donde fueron definidos los proyectos

24 ¿A cuantos proyectos se les hace seguimiento?
Estado proyectos transmisión PROYECTOS STR Cumplimiento FPO* 62% ¿A cuantos proyectos se les hace seguimiento? 87 15 14 4 7 36 11 *FPO: Fecha de Puesta en Operación

25 Expansión en generación asignada mediante subastas
25 CEN en operación Entre los años 2013 y 2014 entraron en operación 878 MW (47%) de MW asignados en OEF en los mismos períodos. MW 429 1.386 975 1.552 78 819 MW asignados en subasta MW en operación 88 1.131 MW programados para entrar en operación en 2015 (incluye proyectos retrasados de los años 2013 y 2014 )

26 Panorama Energético

27 Información básica simulaciones
Información general Demanda Escenario Medio UPME Rev. (Nov/2014) Ecuador: 2 GWh/día de abril a octubre, 4 GWh/día noviembre y 5 GWh/día en los meses de diciembre a marzo. No se considera exportación hacia Venezuela. Tipo de Estudio e Hidrología Estocástico series sintéticas 2 hidrologías determinísticas Precios de combustibles Precios UPME (Diciembre de 2014) + Gas OCG a US$/MBTU Costos de racionamiento Último Umbral para enero de 2015 publicado por la UPME $/kWh Plantas menores De Mayo a Noviembre 9.5 GW/día y de Diciembre a Abril 7.5 GW/día Desbalance Hídrico 14 GWh/día Parámetros Heat Rate Térmicas: valores reportados incrementadas en 15%. IHF reportados para el cálculo de la ENFICC (Unidades térmicas) IH e ICP calculados para las plantas hidráulicas Combustible Contratos de líquidos y gas. Los contratos de gas incluyen las cantidades reportadas por los agentes en el mercado secundario al CNO.

28 Panorama energético Hidrología

29 Panorama energético Evolución de Embalse

30 Panorama energético Generación Térmica

31 Conclusiones y Recomendaciones
Con la información y escenarios considerados en el modelo energético, se observa que el SIN cuenta con los recursos suficientes para atender la demanda nacional en forma satisfactoria. Con los supuestos considerados, los resultados de las simulaciones muestran que para el verano , ante condiciones hidrológicas de bajos aportes indicados por el SH&PH del CNO, se requieren despachos promedio semanal de generación térmica por encima de los 50 GWh/día. Ante la no recuperación de los aportes hídricos en el mes de abril, y de mantenerse condiciones deficitarias durante el 2015, seria necesario contar con generación térmica promedio cercana a 60 GWh/día, requiriendo más de 15 GWh/día de generación térmica a líquidos durante algunas semanas Dado que los resultados de las simulaciones evidencian la necesidad de utilizar de manera intensiva las cantidades contratadas de combustibles en periodos de bajos aportes, se debe preparar la infraestructura de producción y transporte de gas y líquidos para garantizar el suministro al sector termoeléctrico. Se debe continuar con el seguimiento detallado a las variables del Sistema de forma que se administren los riesgos que puedan afectar la atención confiable de la demanda. Así mismo, hacer un seguimiento especial al desarrollo y puesta en operación de las obras de expansión del SIN (Generación y Transmisión).

32 Índices Estatuto Riesgo de Desabastecimiento

33 Niveles de alerta y condición del Sistema
Res CREG 026/2014 Fecha Niveles de alerta Condición del Sistema HSIN Agosto 08 Normal 97.36% Septiembre 05 Vigilancia 85.09% Septiembre 12 Septiembre 19 Septiembre 26 Octubre 08 89.24% Octubre 10 89.33% Octubre 17 Octubre 24 Octubre 31 Noviembre 07 90.42% Diciembre 05 89.10% Diciembre 12 Diciembre 19 Diciembre 29 Enero 05 88.16% Enero 09 Enero 16 Enero 23 Enero 30 ED PBP AE Condición Vigilancia Riesgo Normal El estado de Vigilancia se confirma si el Nivel agregado de los aportes promedio mes en energía del SIN (HSIN) del mes anterior es menor a 90 % del promedio histórico de aportes Condición Actual

34 Temas claves en la operación futura del SIN

35 10 Tendencias en el primer mundo

36 10 Temas claves para la Operación del SIN
y la Administración del Mercado en Colombia

37 Temas claves para la operación del SIN
Oportunidades. Gestionar la expansión en los STRs. Asegurar la construcción a tiempo de los proyectos de generación y redes. 69% proyectos del STN, no cumplen con la fecha definida en los planes de expansión. Desarrollar mecanismos que permitan agilizar la selección de inversionistas en las convocatorias de expansión. Sustituir los combustibles líquidos por carbón y gas natural. Agilizar la construcción de la(s) planta(s) de regasificación. Reglamentar esquemas efectivos para la operación de Repuesta de la Demanda. Desarrollar una política sostenible de generación con renovables y cogeneración (no subsidios e intradiarios)

38

39 Consignaciones Solicitadas o En Ejecución
GWh-día MANTENIMIENTOS EN GENERACIÓN TÉRMICA 2015 CARBÓN fechaIniPro fechaFinPro ENE FEB MAR ABR ZIPAEMG 2 26/01/ :00 01/02/ :59 0.82 ZIPAEMG 3 04/02/ :00 10/02/ :59 1.51 11/04/ :00 17/04/ :59 20/04/ :00 26/04/ :59 GUAJIRA 1 3.48 GUAJIRA 2 20/02/ :00 22/02/ :59 3.62 16/03/ :00 22/03/ :59 GAS Inds % TEBSAB 28/02/ :00 02/03/ :59 3.58 18 04/04/ :00 06/04/ :59 TERMOCENTRO 1 13/03/ :00 15/03/ :59 2.33 53 TERMOCENTRO 3 1.20 LÍQUIDOS CARTAGENA 3 15/10/ :00 17/02/ :59 1.58 CARTAGENA 2 28/01/ :00 07/02/ :59 1.44 Se debe coordinar con mantenimiento campo de gas Cupiagua.

40 Bravo Petroleum Logistics
Combustibles líquidos vigencia Distribuidores Unidades Empresas Combustible Capacidad neta (MW) OEF (GWh/dia) GBTUD(2) Barriles/día(3) Bravo Petroleum Logistics Flores I Celsia ZF Diesel 147,8 3,32 25,580 4.603,603 Flores IV Diesel/GN 417,9 5,62 (1) 22,180(1) 4.006,711 Biomax Termodorada Chec Jet A-1/Diesel 45,9 1,01 9,838 1.815,746 Termosierra EPM ACPM 359,21 7,44 50,774 9.131,980 Termocentro Isagen Jet A-1/GN 300 6,00 (1) 21,945(1) 3.976,351 Petromil Termobarranquilla 3 y 4 Gecelca FOIL6 2x55 2,12 25,037 4.168,631 Central Cartagena 1, 2 y 3 Emgesa FOIL6 o similar 60,9; 60; 65,89 2,99 35,688 6.026,386 Exxon Mobil Termocandelaria 1 y 2 Termocandelaria FOIL2 154; 155 6,63 69,803 12.496,087 Termoemcali Emcali FOIL2/GN 212,840 4,52 (1) 32,238(1) 5.771,145 Termovalle FOIL2/Diesel 194,95 4,27 29,925 5.327,549 TOTAL 43,92 323,00 57.324,18 (4) Información tomada de los informes de la auditoría de contratos y documentos de logística de combustibles líquidos realizada por USAENE LLC Colombia (1) Solo lo correspondiente con Diesel (2) Cálculos auditoría (3) Factor de conversión 1 barril = 42 galones (4) No fue objeto de la auditoría la verificación de la factibilidad en la atención simultánea de todas las plantas que operan con líquidos

41 Restricciones que no tienen obra de expansión definida o concepto UPME
A continuación se presenta el listado de restricciones que aún no tienen una obra de expansión definida que la elimine en su totalidad. Clasificación Impacto muy alto: Restricciones que generan DNA ante contingencias N-1 y no se tiene generación de seguridad para cubrirlas Impacto alto: Restricciones que generan sobrecostos para la operación dado que se requiere generación de seguridad para cubrir las contingencias N-1.

42 Restricciones que no tienen obra de expansión definida o concepto UPME
Restricciones clasificadas como de Impacto Muy Alto…

43 Restricciones no tienen obra de expansión definida o concepto UPME
Restricciones clasificadas como de Impacto Alto…

44 Plan de expansión 2014-2028 Santander:
Nueva subestación Palenque 230 kV, con cuatro bahías de línea y dos de transformación. Dos dobles circuitos de 15 km aproximadamente cada uno desde la subestación Palenque hasta interceptar los dos circuitos Sogamoso – Guatiguará 230 kV y configurar así los enlaces Sogamoso – Palenque 230 kV y Palenque – Guatiguará 230 kV en doble circuito. Noviembre 2017. Boyacá: Nueva Subestación San Antonio 230 kV con dos bahías de línea y dos bahías de transformación. Dos bahías de línea y dos bahías de transformación a 230 kV en la subestación Sochagota. Una línea de transmisión doble circuito Sochagota – San Antonio a 230 kV de 28 km aproximadamente. Junio 2018 GCM: Segundo Circuito Fundación-Copey 230 kV. Noviembre 2019. Subestación Cuestecitas 500 kV con transformación 500/220 kV-450 MVA enlace Copey-Cuestecitas 500 kV de aproximadamente 215 km. Noviembre 2019 Valle del Cauca: Dos bahías de línea a 230 kV en la Subestación Cartago. Una línea doble circuito de 1 km aproximadamente, desde la subestación Cartago hasta interceptar el circuito San Marcos – Virginia 230 kV y configurar los enlaces San Marcos – Cartago 230 kV y Cartago – Virginia 230 kV. Noviembre 2016. CQR: Dos bahías a de línea a 230 kV en la Subestación La Enea. Una línea doble circuito hasta interceptar el circuito Esmeralda - San Felipe 230 kV y configurar los enlaces Esmeralda - Enea 230 kV y Enea - San Felipe 230 kV. Noviembre 2017

45 Expansión en generación asignada mediante subastas
45 2014 2013 *Comunicación GECELCA **Comunicación GENERADORA UNIÓN Amoyá………..Mayo de 2013 Gecelca 3…..Abril de 2015* Termocol……No fue ejecutado Sogamoso…...Dic de 2014 Cucuana………Mar de 2015 Quimbo………Sep de 2015 Miel………………No fue ejecutado 2018 2017 2015 San Miguel…..…Dic de 2015 Gecelca 32……..Dic de 2015 Carlos Lleras…Sep de 2015 Tasajero…………Dic de 2015 Ambeima…………2019** Porce IV…………No fue ejecutado Termonorte…...Dic de 2017 Porvenir II… Pecadero-Ituango…….2019

46 Condición Actual del Sistema
Res CREG 026/2014 ED: Energía disponible de corto plazo EDH: Energía disponible de corto plazo de las plantas hidráulicas EDT: Energía disponible de corto plazo de las plantas térmicas con asignación de OEF GST: Generación térmica promedio de los últimos siete días. EDPNDC: Energía disponible de las plantas no despachadas centralmente DM: Demanda proyectada promedio para cada día del escenario medio de la UPME. Fecha Niveles de alerta Condición del Sistema HSIN Enero 16 Normal 88.16% Enero 23 Vigilancia Enero 30 La principal razón del cambio del nivel de alerta del índice ED, es la variación de la generación térmica real promedio de los siete días anteriores a la fecha de cálculo de los índices.

47 Entrada Carga Drummond – subárea GCM
Riesgos Operativos Entrada Carga Drummond – subárea GCM Demanda máxima esperada primer semestre 2015: 600 MW incluyendo la carga Drummond (40 MW) De acuerdo con la demanda esperada para el primer semestre de 2015: Se refleja la necesidad de programar las dos unidades de generación de Guajira. Sin embargo, de acuerdo con los valores de IH, se identifica que existe un riesgo del 35% de no contar simultáneamente con las dos Guajiras disponibles para la operación. Adicionalmente, se tienen los siguientes mantenimientos programados: Hasta la entrada en operación de proyectos de expansión (noviembre 2015), se observa riesgo para la operación y atención confiable de la demanda en GCM, por tanto se solicita a los agentes acelerar, dentro de lo posible, la entrada en operación de los siguientes proyectos: Compensación de 17.5 Mvar en la SE El Banco 110 kV Fecha esperada de entrada en operación: 31 de julio de 2015 Compensación de 35 Mvar en la SE Termocol 220 kV Fecha esperada de entrada en operación: 27 de noviembre de 2015 ATR 2 Copey 450 MVA 500/220 kV Fecha esperada de entrada en operación: 30 de noviembre de 2015