PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO

Presentación del tema: "PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO"— Transcripción de la presentación:

1 PLANEACIÓN ENERGÉTICA INDICATIVA ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO
Documento XM-CND-018 Marzo de 2016

2 Información Básica para las Simulaciones a Largo Plazo

3 Información básica de las simulaciones a Largo Plazo (2016-2026)
Modelo de Optimización SDDP versión Tipo de Estudio Estocástico 100 series Modelo ARP (Política 40F/30B). Colombia Autónomo Coordinado Colombia – Ecuador- Panamá Horizonte 120 meses (Mar/16–Feb/26) Demanda Colombia: Escenario alto hasta abr/16 + may/16-dic/18 escenario medio UPME Rev. (Oct/2015) + ene/19-ene/26 escenario medio UPME Rev. Ene/16 Precios de combustibles Proyecciones UPME Abr2015-Dic2038 para Gas, Carbón y Fuel Oil. Incluye precios de GNL a partir de Enero 2016 Interconexiones internacionales Ecuador: Máxima 220 MW Media 400 MW Mínima 500MW 9 GWh/dia Col-Ecu, 0 GWh/dia Ecu-Col Panamá: 400 MW - Factor de Carga promedio de 89% a partir de Enero 2019 Plan de expansión Fechas de entrada en operación reportada por agentes. Parámetros Heat Rate Térmica a Gas: Se considera eficiencias reportadas incrementados en 15%. Índices de disponibilidad de los recursos de generación existentes: IH e ICP Disponibilidad de combustible Gas Natural: Se considera la vigencia para el periodo , reportada por los agentes y al finalizar este último periodo, con la entrada de la regasificadora, la disponibilidad en la Costa Atlántica queda 450 GBTUD hasta el final del horizonte, y en interior del país aumenta a aproximadamente 200 GBTUD en 2017 y declina con las tasas esperadas por UPME (Balance de Gas Natural en Colombia 2015 – 2023 (febrero de 2015)) para la producción en el interior. Se asume que la cantidad mínima de oferta de gas para el interior es de 70 GBTUD al final del horizonte. Carbón: Sin limitaciones de suministro. Líquidos: Cantidades contratadas en las distintas vigencias del CXC Nota: Para mayores detalles remítase al archivo “Información_Básica_Marzo_2016.pdf”

4 Resultados de los estudios

5 Para los últimos 5 años (2021-2025), la corrida presenta déficit.
Resultados En el horizonte regulatorio, cinco (5) años ( ), la corrida estocástica muestra que se atiende la demanda del SIN cumpliendo con los criterios establecidos en el Código de Operación. Para los últimos 5 años ( ), la corrida presenta déficit. En 2022 se presenta un caso de déficit en el que el valor del VereC es 16.19%. Incrementandose para 2024 y 2025, tanto en número de casos como en afectación de la demanda, alcanzando índices VereC hasta del 30%.

6 Resultados en medio magnético

7 Resultados en medio magnético
Los archivos, con resolución mensual, contienen la siguiente información Res_LP_regAuto_Mar16.xls: Caso Autónomo (Solo Colombia) con demanda media de UPME Res_LP_regCoord_Mar16.xls: Caso Coordinado (Col-Ecu-Pan) Con demanda media en Colombia El directorio Salidas SDDP contiene dos directorios: En Caso Autónomo contiene salidas detalladas por serie para el caso autónomo en archivos zip como se describe a continuación: Los archivos con información desagregada por serie, recurso, etapa y bloque son: Gerter.Zip : Contiene la Generación térmica por recurso. Gerhid.zip : Contiene la Generación Hidráulica por recurso. Eneaflu.zip : Contiene la energía afluente al SIN en cada serie. La información corresponde a las salidas *.CSV arrojadas por el SDDP En Costos Marginales se encuentra los costos marginales discriminados por serie, etapa y bloque de las corridas del sistema sin red de transmisión y sin restricciones para los casos autónomo y coordinado.

8 Resultados en medio magnético
Nota importante sobre los costos marginales Los costos marginales arrojados por el modelo corresponden al precio sombra o multiplicador de Lagrange de la restricción de demanda del problema de despacho hidro – térmico. Da una señal del costo incremental de la función objetivo (costo operativo) cuando se incremente marginalmente la demanda del sistema. El costo marginal está expresado en US$/MWh (US$ constantes al inicio de la simulación). La estructura de costos de las térmicas NO incluye el CEE ni FAZNI. Se incluyen los costos por ley 99 de 1993. Es posible que dependiendo de la oferta hídrica de las series sintéticas el costo marginal resultante sea cero. Los archivos Excel dentro de la carpeta Salidas SDDP\Costos Marginales contiene los costos marginales de las corridas del sistema sin red de transmisión y sin restricciones para los casos autónomo y coordinado.

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