Jorge Valencia Marín RETOS DE LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGIAS EN LA PLANEACIÓN Unidad de Planeación Minero Energética - UPME.

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1 Jorge Valencia Marín RETOS DE LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGIAS EN LA PLANEACIÓN Unidad de Planeación Minero Energética - UPME

2 RETOS DE LA INCORPORACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGIAS EN LA PLANEACIÓN
Subdirección de Energía Eléctrica Unidad de Planeación Minero Energética Bogotá, Septiembre 2015

3 Agenda Necesidad Aspectos Generales Casos de estudio Colombia
Equipos FACTS Almacenamiento – Caso Baterías Incorporación Fuentes Renovables No Convencionales – Caso Eólico Potencia Localizada Conclusiones Agenda

4 Necesidad Aspectos Ambientales Restricción en los corredores del desarrollo de líneas por aspectos Ambientales Aspectos Sociales Restricción en los corredores del desarrollo de líneas por aspectos sociales (prediales, POTs) Incorporación FRNC La diversificación de matriz energética, incorporando recursos renovables no Convencionales En el momento se encuentra en el registro de proyectos de generación

5 Aspectos generales Antes Ahora Operación y MTTO
Planeación: Incorporación de elementos de Red convencionales para desarrollo de red Ejecución: Solicitud permisos ambientales y sociales de corredores para infraestructura lineal Operación y MTTO Mantener e intervenir los corredores de las líneas Antes Planeación: Incorporación de nuevas tecnólogas, para aprovechar corredores actuales y/o disminución de espacio en el desarrollo red. Incorporación nuevas tecnologías para incorporación FRNC Planeación integrada GT Ejecución: Menos impactos ambientales y sociales Operación y MTTO Menos impactos ambientales y sociales en la operación y MTTO Ahora

6 Incorporación FACTS Atrasos proyectos Transmisión
Atención Confiable de la demanda Adelanto SVC Tunal 220 kV y STATCOM Bacatá 500 kV – Complementaria a la red futura Aprovechamiento de la Red Actual, incorporando equipos FACTS Atrasos proyectos Transmisión

7 Almacenamiento Ventajas principales: Menor tiempo de ejecución
Espacio para ejecución confinado Limitaciones: Costos Tecnologías No están reguladas Atención de la demanda Desarrollo de almacenamiento Dificultad ejecución de proyectos (atraso o imposibilidad ejecución)

8 Almacenamiento Esquema General Análisis económicos Análisis económicos
Para s=1:n ; n es el número de S/E identificadas Curvas Planas? No viable Identificación Energy Storage ES Análisis eléctricos Identificación de zona a analizar Batería perfecta, aplanamiento curva S/E s Análisis demanda máxima, media y mínima Identificación reducción demanda necesaria subestación s Análisis demanda máxima, media y mínima Análisis eléctricos Identificación de problemática s=s+1 Identificación tamaño de batería (tiempos carga y descarga) No Elimina congestiones? s=s+1 Congestiones de red? Si Existe batería capacidad? No Si Identificación tamaño de batería (tiempos carga y descarga) Identificación de S/E participan en congestión de Red Si Operación solo en contingencia No Existe batería capacidad? Para cada una de las s/e ranqueadas Análisis económicos Si Operación diaria Análisis económicos

9 Almacenamiento Esquema General Ahorro energía no suministrada
Evaluación económica Ahorro energía no suministrada ante contingencia Reducción de restricciones Ahorro restricciones Ahorro energía no suministrada Costo de racionamiento Calculo de indisponibilidad del elemento horas/año Valoración Energía no suministrada a costo de racionamiento o reducción restricciones Costos: Costo ofertado elemento Costo de carga batería Relación B/C B/C>1 No Recomienda Recomienda No Si

10 Caso particular - Atlántico
Resultado: La Utilización de batería como respaldo frente a contingencias presenta un beneficio para la demanda, pues reduce de manera considerable la posibilidad de desatención en esta condición operativa

11 Caso particular - Atlántico

12 Renovables Implicaciones Red de Transmisión Años Días Minutos Segundos
Análisis energéticos (Implicaciones cambio matriz) Análisis energéticos (Variabilidad recurso) Análisis eléctricos (Adecuación de la red) Reserva terciaria (Balance G-D) Reserva secundaria (AGC y reg) Reserva primaria (Inercia) Análisis del Mercado Análisis de pequeña señal Respuesta transitoria y control de tensión Análisis subsíncronos Calidad de potencia Años Días Minutos Segundos Milisegundos Planeamiento Balance Estabilidad

13 Renovables Implicaciones Red de Transmisión
Identificación Tipo de aerogenerador Establecer curva de aporte de reactivos Establecer necesidades de reactivos Análisis Eléctricos Necesidades de Reactivos Necesidades de Expansión Análisis Estabilidad Proyecto de generación Proyecto de generación Escogencia de posibles subestaciones para conexión de generación en el SIN Reemplazar generación convenciona con inercia por generación Eolica sin incercia Determinación distribución de Colectoras Cálculo disminución de inercia Determinan refuerzos necesarios permitir evacuación Analisis respuesta en frecuencia ante salida maquina más grande Necesidades de Red Necesidades de Red

14 Implicaciones Red de transmisión
Incorporación HVDC Reducción Espacios para infraestructura lineal Ventajas en desempeño de Frecuencia FACTS Aporte necesidades reactivos

15 Incorporación Recurso Eólico - Guajira
798 MW 681 MW 200 MW 650 MW 798 MW

16 Incorporación Eólica Red Convencional
Recolección de la generación eólica mediante dos subestaciones Colectoras y su respectiva Conectividad, entre sí y con el SIN, mediante dos puntos (Cuestecitas 500 kV y Copey 500 kV) Colectora kV 1479 MW Colectora kV 1648 MW SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Cuestecitas 500 kV Copey 500 kV

17 SISTENA INTERCONECTADO NACIOLA
Incorporación Eólica Red HVDC Recolección de la generación eólica mediante dos Subestaciones Colectoras y su respectiva interconectividad entre sí mediante Un doble enlace en AC y a su vez una interconexión con un punto del SIN (Chinú) en HVDC Colectora kV 1479 MW Colectora kV 1648 MW SISTENA INTERCONECTADO NACIOLA Chinú 500 kV

18 Análisis 1- Con Una Colectora y 2do circuito Copey - Cueste
Desarrollo Red Convencional HVDC Análisis infraestructura Análisis 1- Con Una Colectora y 2do circuito Copey - Cueste Análisis 2 - Con dos Colectoras y 2do circuito Copey Cuestecitas Análisis 3 - Con dos Colectoras y 2do circuito Copey - Cuestecitas y tercer Copey - Fundación Análisis 4 – Con dos Colectoras y 2 do circuito Copey - Cuestecitas y nueva S/E Fundación y tercer cto Copey - Fundación Análisis 5 – Con dos Colectoras y 2 do circuito Copey - Cuestecitas y nueva S/E Fundación Análisis 6 – Con conexión en HVDC y dos colectoras 981 MW 1381MW AUMENTO INTEGRACIÓN GENERACIÓN EÓLICA 2301 MW 3127 MW

19 Análisis 5 – Con dos Colectoras y 2 do circuito Copey - Cuestecitas y nueva S/E Fundación
Capacidad Posible Sitio Ubicación Generación Infraestructura Infraestructura Colectora Limitante 3300 MW Cuestecitas/Copey 500 kV Con segundo circuito 500 kV Copey , Con nueva subestación Fundación 500 kV, Copey - Fundación 500 kV: con cierre Fundación Sabana 500kV Doble circuito de Copey a Colectora 1 y doble circuito de Cuestecitas a Colectora 2, con interconexión entre colectoras de 1 circuito sencillo Carga Copey Fundación 220kV

20 Análisis 6 – Con conexión en HVDC y dos colectoras
Capacidad Posible Sitio Ubicación Generación Infraestructura Limitante Falla 3500 MW Chinú Nada adicional  No se limita

21 Análisis económico

22 Potencia Localizada

23 Potencia Localizada Metodología:
Desde el punto de vista económico, la probabilidad de incrementar la eficiencia aumenta cuando con una sola solución se resuelven dos problemas (Generación y Transmisión), bajo un criterio de mínimo costo.

24 Potencia Localizada Antecedentes - Área Oriental:
Aún con toda la expansión definida y la generación instalada, a partir del 2025 no se garantiza la seguridad del área. En este sentido, se formulan las siguientes alternativas de solución: Opción 1: Interconexión de las áreas Oriental y Antioquia a través del nuevo corredor a nivel de 500 kV San Carlos – Porvenir II – Bochica. Opción 2: Planta térmica a carbón de 200 MW, que se conectaría en el norte de la sabana de Bogotá́ en la subestación Norte 500 kV. Opción 3: Planta hidráulica de 294 MW localizada en el departamento de Boyacá, que se conectaría en la subestación Chivor II 230 kV.

25 Cargo por Confiabilidad Venta de Energía en el SPOT
Potencia Localizada Metodología – Ejemplo Área Oriental: La Subasta de Potencia - SP incrementa la competencia en los esquemas de CONVOCATORIAS. Beneficios propuestos en el Documento CREG 77 de 2014: Cargo por Confiabilidad Prima por Potencia Venta de Energía en el SPOT

26 Potencia Localizada Costos de la solución
Metodología – Ejemplo Área Oriental: Costos de la solución Llamaremos (“vi”) a la valoración de un agente, el cual refleja el Valor Presente Neto - VPN de los costos de inversión de la solución del problema subastado. Este se encuentra normalizado respecto a la “potencia del problema” (demanda no atendida o restricciones) [USD / MW-mes]. Para efectos de la SP, ganará el agente que tenga la menor puja (“pi”). Dicha puja también debe estar normalizada por la “potencia del problema” [USD/MW-mes].

27 Potencia Localizada Metodología – Ejemplo Área Oriental: “vi” corresponde a la valoración que tiene el agente “i” por el objeto a subastar. “pi” corresponde a la puja. El incentivo que tiene el Agente Generador de realizar una puja (“pi”) por debajo de su valoración (“vi”), corresponde a los ingresos que este obtendría en el mercado de confiabilidad (CXC) y eventualmente el mercado SPOT. ¿Hasta que punto cada agente generador podría reducir su puja en una eventual SP?

28 Potencia Localizada El valor de (“pi/vi”), corresponde a la puja normalizada que jugaría el Agente Generador para tener una probabilidad de mas del 70% de ganar la SP. La puja en la SP reflejaría el 17% de los costos de inversión de la central hidro y el 33.4 % en relación a la unidad térmica. Para encontrar los valores (“ph/vh”) y (“pc/vc”), se asumieron distribuciones uniformes de probabilidad para las pujas. Se realiza una simulación de Montecarlo para calcular la probabilidad de ganar la subasta de cada uno de los Agentes Generadores. Se repite el procedimiento desplazando las fdp de las pujas (“pi”) hasta construir la gráfica de la derecha. Para este ejercicio se escogió un (“pi/vi”) tal que la probabilidad de éxito fuese superior al 70%.

29 Potencia Localizada ESCENARIO 5 – Agente hidro:
Si el generador hidroeléctrico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden de 0.68, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.5. Considerando el escenario 5, el generador hidroeléctrico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

30 Potencia Localizada ESCENARIO 5 – Agente carbón:
Si el generador térmico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de 0.71, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.3. Considerando el escenario 5, el generador térmico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

31 Potencia Localizada ESCENARIO 7 – Agente hidro:
Si el generador hidroeléctrico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la hidroeléctrica según el SDDP es del orden de 0.71, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.29. Considerando el escenario 7, el generador hidroeléctrico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

32 Potencia Localizada ESCENARIO 7 – Agente carbón:
Si el generador térmico gana la subaste de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Se observa que el valor esperado del factor de planta de la térmica según el SDDP es del orden de 0.62, lo cual implica que bajo los supuestos considerados, la relación beneficio/costo desde el punto de vista del Agente Generador es de 1.1. Considerando el escenario 7, el generador térmico tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

33 Potencia Localizada ESCENARIO 9 – Agente hidro:
Si el generador hidroeléctrico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Para cualquiera que fuese el factor de planta de la hidroeléctrica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de costo. Considerando el escenario 9, el generador hidroeléctrico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

34 Potencia Localizada ESCENARIO 9 – Agente carbón:
Si el generador térmico gana la subasta de potencia, también capta ingresos por el CXC y eventuales por la venta de energía en el spot. Para cualquiera que fuese el factor de planta de la térmica, el plano de beneficio siempre esta por debajo del plano de costo. Considerando el escenario 9, el generador térmico NO tiene incentivos suficientes para participar en la SP.

35 Potencia Localizada Para los ESCENARIOS 5 y 7 se mostró que un generador hidroeléctrico o térmico a base de carbón, tienen los incentivos suficientes para participar en la SP. Se debe hacer una aproximación que evidencie los beneficios desde el punto de vista de la demanda de realizar la SP.

36 Potencia Localizada Subasta CxC sin contracción – Gana solución convencional la SP Subasta CxC con contracción – Gana planta con OEF de 200 GWh-año P.Q = 35.1 MUSD$/año (P.Q) + (15.7).OEF = MUSD$/año Para las dos opciones el costo de la prima por potencia localizada es la misma.

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