SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Presentación del tema: "SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL"— Transcripción de la presentación:

1 SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICA SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirigido a: CNO Gas Reunión Diciembre-2007

2 Contenido Experiencias Operativas Situación Actual
Situación de Mediano Plazo Situación de Largo Plazo

3 1. Experiencias Operativas

4 Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto
Demanda no atendida Restricciones en el STN Pérdida de confiabilidad San Bernardino – Santander 1 y 2 a115 kV Sale 12-mar-06 hasta la fecha. Sale 02-may-05 hasta la fecha. San Bernardino - Jamondino 1 y 2 a 230 kV Cto 1 Sale 22-nov-07 se recuperó 25-nov-07. Cto 2 Sale 22-nov-07 se recuperó 30-nov-07. Cto 1 Sale 09-dic-07 se recuperó 13-dic-07. Cto 2 Sale 09-dic-07 se recuperó 18-dic-07 Jamondino – Junín – Tumaco a 115 kV Sale 30-nov-07 se recuperó 03-dic-07.

5 Atentados sobre la infraestructura eléctrica y su impacto
Estado Actual Demanda no atendida Restricciones en el STN Pérdida de confiabilidad San Bernardino – Santander 1 y kV Sale 12-Mar-06 hasta la fecha. Sale 02-May-05 hasta la fecha

6 Atentados sobre la infraestructura eléctrica
Área Caribe: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Antioquia: 2 Atentado desde marzo de 2007 Área Nordeste: 1 Atentado desde marzo de 2007 Área Sur: 17 Atentados desde marzo de 2007 Área Oriental: 1 Atentado desde marzo de 2007 San Marcos Yumbo Alto Juanchito Ibagué Pance Betania 6 Atentados desde marzo de 2007 Páez Salvajina 8 Atentados desde marzo de 2007 1 Atentados desde marzo de 2007 San Bernardino 2 Atentados desde marzo de 2007 Jamondino Mocoa Altamira Pomasqui

7 26 de noviembre al 16 de diciembre
Cargabilidad de transformadores 26 de noviembre al 16 de diciembre Transformador 90 MVA de la S/E Sabana a 220/110 kV: Se han venido presentando altos niveles de carga, se procedió a trasladar la carga de CONCRECEN a TEBSA y se tiene previsto, en caso de ser necesario, transferir adicionalmente parte de la carga de Baranoa. El día 13 de diciembre quedó en explotación comercial el transformador de 50 MVA a 230/115 kV de Mocoa.

8 Entraron nuevas líneas en el área de Bogotá
Primavera 500 kV 230 kV 115 kV Bacatá Equipos 115 kV Proyecto 3x150 MVA Chia Torca Techo Tenjo Tibabuyes Noroeste Salitre Nuevas líneas CODENSA: Bacatá – Chía 115 kV Bacatá – Suba 115 kV Bacatá – El Sol 115 kV Bacatá – Salitre 115 kV Noroeste – Techo 115 kV Noroeste – Tenjo 115 kV (Regreso a configuración original) Suba El Sol

9 Entró el proyecto UPME 01 de 2005
75 km 295 km 136 km Betania 25 Mvar (Nuevo) Altamira Jamondino Mocoa Frontera Colombia - Ecuador 83 km Mirolindo San Bernardino STR Huila Transformador Altamira 150 MVA 230/115 kV Diciembre 01 de 2007 Electrohuila Transformador de Mocoa 50 MVA 230/115 KV Diciembre 02 de EE-Putumayo STR Putumayo UPME 01 / 2005 Líneas Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino y Betania - Jamondino Noviembre 27 de 2007 EEB 230 kV 115 kV

10 2. Situación Actual

11 Seguimiento a Parámetros del SIN

12 Balance del SIN (Nov 01 – Dic 16) GWh/dia

13 Generación Termicas a Gas (Nov 01 – Dic 18) GWh/dia

14 La demanda de Potencia del Sistema Eléctrico colombiano superó los 9
La demanda de Potencia del Sistema Eléctrico colombiano superó los MW 12 diciembre de 2007: MW

15 Las reservas hidráulicas se ubican en el 78% de su capacidad total

16 Comportamiento de la Demanda

17 Evolución de la Demanda de Energía
En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Energía de 65 TWh (200 GWh/día)

18 Evolución de la Demanda de Potencia
En cinco años (2012), se espera atender una demanda de Potencia Superior a MW

19 3. Situación de Mediano Plazo

20 Situación eléctrica Demanda mínima de diciembre

21 Consideraciones Generales
Objetivo Recomendaciones para control de tensiones del Sistema el 25 de diciembre de 2007 y 01 de enero de 2008. Consideraciones Generales Referencia: Generaciones de seguridad y los límites de Importación/Exportación actuales para día festivo. Se analizan condiciones extremas de cada subárea y se determinan los requerimientos de generación de seguridad adicionales para control de tensiones Se consideran todas las líneas que actualmente operan como condensadores, abiertas en ambos extremos. Se considera la entrada del proyecto UPME 01 de 2005 No se consideran intercambios de potencia entre Colombia y Ecuador (“worst case”)

22 Demanda Total SIN

23 Mínimo número de unidades – Recomendaciones
PERIODOS 8 A 17 4 unidades Equiv. [Tebsa/Flores/Ctgena/Proelectrica/Candelaria/Guajira] VENEZUELA Caribe PERIODOS 4 A 10 Nordeste 0 unidades PERIODOS 4 A 10 SAN CARLOS PERIODOS 4 A 10 2 Unidades [S.Carlos/Guatapé/ Playas/Jaguas/Tsierra] Oriental 3 unidades [Guavio/Chivor/Pagua/Miel] PERIODOS 4 A 10 1 Betania + 5 adicionales ó 2 Betania Suroccidental Abriendo San Marcos – Virginia 500 kV 1 Betania ECUADOR

24 Cambio de equipos San Carlos y Chivor

25 Cambio de Equipos en Chivor 230 kV
Conexión Generación Etapa 2 Etapa 1 Seccionamiento Fuente ISA Los trabajos inician a partir del 18 enero de 2008 Se cambiarán el 60% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos se dará durante los seis primeros meses del 2008 al cambiar las Barras de 230 kV

26 Cambio de Equipos en San Carlos 230 kV
Conexión Generación Los trabajos inician a partir de febrero de 2008 Se cambiarán el 95% de los equipos de patio El mayor impacto para el sistema desde el punto de vista de riesgos se dará durante el cambio de los equipos asociados al diámetro 1, el cual saca de servicio dos transformadores 500/230 kV Una vez finalizados los trabajos se reconectarán a San Carlos los circuitos a La Sierra y Guatapé, los cuales operan como Guatapé-La Sierra para aliviar los problemas del nivel de corto circuito.

27 Conclusiones Para el caso de Chivor, en la mayoría de los casos se requiere generación a nivel de 115 kV para el control de tensiones y adicionalmente se limita la máxima generación de la central. Para el caso de San Carlos, es posible que se presenten limitaciones en la generación de Antioquia y San Carlos, así como en las transferencias hacia la Costa Atlántica. Por la importancia que representan estos mantenimientos requieren atención especial en la coordinación Gas – Electricidad durante el 2008.

28 Mantenimiento Cusiana

29 Mantenimeinto en la Red de Gas
Para el periodo del 29 de diciembre al 1 de enero (incluido) se espera adelantar un mantenimiento en el yacimiento de producción de Cusiana. Esto implicará una parada operativa completa en el suministro del pozo durante estos días; las entregas en estos días serán: 29 de diciembre 140 MPCD; el 30 y 31 cero (0) MPCD; el 1 de enero 80 MPCD

30 4. Situación de Largo Plazo

31 Proyectos de expansión reportados para la ENFICC
Prado 4 y Riogrande pasaron a ser no despachadas centralmente Bugalagrande no obtuvo asignación de OEF porque no presentó garantías Termocol no obtuvo asignación de OEF por haber declarado ENFICC extemporáneamente Porce III se consideró como especial ( ) Amoyá se consideró como nueva ( )

32 Resultados Cargo por Confiabilidad
Total ENFICC: 62 TWh/año Demanda: TWh/año Total ENFICC: 65 TWh/año Demanda: TWh/año Total ENFICC: 71 TWh/año Demanda: TWh/año

33 ENFICC Plantas Térmicas
Mezcla: 1% Gas 19% Fuel Oil Mezcla: 2% Gas 20% Fuel Oil ACPM 1% 25% 53% 54% Diesel 8% Mezcla 22% Mezcla 20% Gas 26% Gas 30% Fuel Oil 16% Diesel 12% Jet A1 8% Gas 59% Carbón 16% Carbón 20% Carbón 16% Fuel Oil 21% Fuel Oil 24% ENFICC Térmicas: 31 TWh/año (84 GWh/día) Gas 18, Carbón 5, Otros 8 TWh/año ENFICC Térmicas: 30 TWh/año (84 GWh/día) Gas 9, Carbón 5, Otros 16 TWh/año ENFICC Térmicas: 27 TWh/año (74 GWh/día) Gas 7, Carbón 5, Otros 15 TWh/año

34 ENFICC Por Plantas y Combustible Utilizado 2007 - 2008
Fuel Oil Carbón Gas Diesel ACPM

35 Costos de Combustibles. Información suministrada por UPME

36 El periodo Dic/06 – Nov/07 creció 4.1% respecto a Dic/05 – Nov/06
Demanda de Energía. Escenario medio de UPME. Rev Nov/07 El periodo Dic/06 – Nov/07 creció 4.1% respecto a Dic/05 – Nov/06

37 IH´s Plantas Térmicas Calculados con información hasta octubre de 2007.
792

38 IH´s Plantas Hidráulicas
IH´s Plantas Hidráulicas. Calculados con información hasta octubre de 2007. 797

39 Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2007 – 2012)
39 Modo de operación Simulación “Coordinada” entre Colombia, Ecuador, Panamá, Costa Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador, Guatemala y México. Fuente Bases de datos: XM, ETESA y CENACE Horizonte 5 años / Resolución mensual Demanda Escenario medio UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Noviembre 2007 ( Interconexiones eléctricas internacionales 1. Refuerzo COL – ECU: Febrero de MW en punta y 500 MW en media 400 MW en mínima 2. México – Guatemala: Octubre de MW 3. SIEPAC: Abril de MW 4. Colombia – Panamá: Enero de MW Contratos de Combustibles Se supone que los contratos de combustibles declarados para el cálculo de la ENFICC en las nuevas vigencia , y 2011 – 2012 Límites de Intercambios Internacionales (Actuales) De Ecuador a Colombia: MW en punta 235 MW en media 235 MW en mínima Entre Colombia y Venezuela: 0 MW Precios Combustibles Carbón: UPME: “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2006 – 2020”, noviembre de 2006 Gas Natural: UPME “Proyecciones de precios de gas natural para el sector termoeléctrico”, febrero de 2007 Combustibles Alternos: . Proyección de precios enviada por la UPME, mayo de 2007

40 Balance Energético Sistema Colombiano

41 Evolución del embalse agregado

42 Consumo de Gas 2007-2012 Consumo Gas en la Costa Contratos ENFICC
180 GBTUD Consumo Gas en la Costa Contratos ENFICC 80 GBTUD 185 GBTU Consumo Gas en el Interior Contratos ENFICC 148 GBTUD

43 Costos marginales promedio Sistemas Coordinados

44 Conclusiones La generación térmica basada en combustibles líquidos reportada para el cálculo de la ENFICC pasa del 25% al 54%, mientras que la respaldada con gas pasa del 59% al 26%. La demanda máxima de potencia superó los MW en diciembre de 2007, mientras que la de energía superó los 160 GWh/día. La reserva actual de potencia se encuentra en el 32% ( Oferta: MW y Demanda: MW). Para mantener este nivel de reserva en el año (Demanda MW) se requiere capacidad adicional a la reportada para el cálculo de la ENFICC. Es conveniente también realizar acciones del lado de la demanda.

45

46 Exportaciones de Colombia a Ecuador

47 Importaciones de Colombia desde Ecuador

48 Intercambios Colombia - Panamá