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Planeación de la Operación
Descripción general de información publicada y consideraciones para los Análisis Energéticos de largo plazo
Diciembre de 2017
Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación
Diciembre 13 de 2017
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Contenido
Objetivo
1 Resultados 1
2 Información básica 3
3 Detalle supuestos considerados 5
3.1 Demanda de Energía 5
3.2 Plan de Expansión de Generación 6
3.3 Plan de Expansión de transmisión de Colombia 8
3.4 Restricciones STN 8
3.5 Precios de combustibles en Colombia 9
3.6 Costos OCV y COM de las plantas térmicas considerados en los estudios. 11
3.7 Costo incremental operativo de racionamiento de energía: UPME 11
3.8 Intercambios Internacionales 12
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Objetivo
Presentar la descripción general de los archivos publicados para las corridas energéticas del largo plazo con horizonte de análisis de 10 años (120 meses) resolución mensual. Asimismo, indicar las consideraciones básicas y de detalle empleadas para los análisis. Se debe tener presente que el horizonte regulatorio para el estudio de largo plazo es de 5 años.
1 Resultados
Los archivos con resolución mensual, contienen información con un horizonte de 10 años.
1. LP_DIC_17_Auto.xls
2. LP_DIC_17_Coord.xls
Cada uno de los archivos de resultados .xls publicados contiene la siguiente información:
Hoja Contenido
Balance Del SIN
Gráfica del balance energético del SIN para cada semana expresado en GWh/día, la cual muestra de manera desagregada el tipo de generación utilizada en cada semana para el cubrimiento de la demanda. Adicionalmente, se incluye gráfica en GWh/día de la generación térmica por tecnología
Embalse SIN Perfil de la evolución del embalse agregado total del SIN, para cada mes del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil. En la gráfica se presenta el promedio y los percentiles 5% y 95%
Generación Hidro Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación hidráulica para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.
Generación Térmica Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación térmica para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.
Costo Marginal Gráficas en USD/MWh del costo marginal (promedio y percentiles 5% y 95%) y costo marginal por bloques (promedio) para cada uno de los meses del horizonte.
Índices de Confiabilidad Índice del Valor Esperado de Racionamiento de Energía y número de casos con déficit, de acuerdo con lo definido en la reglamentación vigente.
Generación Hidro por Planta
Valor de generación de las plantas hidráulicas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una y meses del horizonte de análisis.
Generación Térmica por Planta
Valor de generación de las plantas térmicas despachadas centralmente en GWh/día promedio para cada una y meses del horizonte de análisis.
Generación Térmica por Recurso
Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de la generación agrupada por combustible para cada uno de los meses del horizonte de análisis en GWh/día.
Supuestos corridas Largo Plazo
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Hoja Contenido
Consumo de combustibles
Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de los consumos de combustibles para cada uno de los meses del horizonte de análisis en GBTUD.
Generación Comb. Líquidos
Gráficas (promedio) de la evolución de la generación con combustibles líquidos para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh/día
Generación de Menoresycog
Valor de generación de los cogeneradores y las plantas hidráulicas y térmicas menores en GWh/día promedio por regiones para cada mes del horizonte de análisis.
Aporte Total SIN (GWh) Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de aportes de los ríos del SIN para cada una de los meses del horizonte de análisis en GWh-día.
Balance por Área Gráficas del balance energético del SIN para cada área y mes, expresado en GWh/día. Muestra el tipo de generación utilizada en cada mes para la atención de la demanda.
Valor Marginal Agua Gráficas (promedio y percentiles 5% y 95%) del valor del Agua en cada uno de los meses y para cada uno de los embalses (USD/MWh).
Evo Embalses Gráfica (promedio y percentiles 5% y 95%) de la evolución de los embalses del SIN para cada uno de los meses del horizonte de análisis en porcentaje del volumen útil y el volumen mínimo técnico para cada embalse
ImpoEcuador Gráfica de la evolución de la exportación de Ecuador para cada una de los meses del horizonte en GWh/día.
El directorio Salidas SDDP contiene dos directorios:
• Caso Autónomo. contiene salidas detalladas por serie recurso, etapa y bloque archivos zip como se describe a continuación: 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
• Costos Marginales. se encuentra los costos marginales discriminados por serie y etapa de las corridas del sistema sin red de transmisión y sin restricciones para los casos autónomo y coordinado. 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.
Supuestos corridas Largo Plazo
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2 Información básica
Los supuestos básicos considerados se indican en la siguiente tabla:
Ítem Consideración
Parámetros Generales
Versión MPODE 14.0.14rc1
Horizonte 10 años resolución mensual. (El horizonte normativo son 5 años)
Tipo de estudio
Estocástico 100 series Modelo ARP (Política 40F/30B).
• Colombia Autónomo
• Colombia Coordinado con Ecuador- Panamá
Mínimos operativos
• Nivel mínimo operativo inferior – MOI: se considera los valores que resultan del cálculo publicado el 30 de Noviembre de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995
• Nivel mínimo operativo superior– MOS: se considera el valor correspondiente al máximo, para cada etapa del horizonte de estudio, entre el MOS y el NEP de cada embalse. Los valores de MOS son los que resultan del cálculo publicado el 30 de Noviembre de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995. El valor de NEP corresponde a los valores calculados a nivel diario, de acuerdo con lo declarado por los agentes, y lo establecido en la Res CREG 036 de 2010 y la circular 18 de 2010.
*La anterior consideración se hace con el propósito de incluir las señales definidas en la regulación vigente para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad.
Condición inicial volumen de los embalses
30/11/2017
Demanda Escenario medio de la UPME en todo el horizonte (Rev. julio/2017)
Parámetros De plantas de generación y elementos de la red del STN
existentes. PARATEC Parámetros vigentes a 11/12/2017
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Ítem Consideración
Proyectos de generación
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 recomendación del SP del CNO. 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.
Proyectos de expansión transmisión del STN
Los publicados en la base de datos del informe vigente de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2017
Mantenimientos de generación en estado
solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema
Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM)
Información en el SNC a 11/12/2017
Fecha de corte para IH e ICP plantas Térmicas con el procedimiento regulado
30/11/2017
Fecha de corte para IH e ICP plantas Hidraúlicas con el procedimiento regulado
30/11/2017
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 consideran las restricciones del STN indicadas en el informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo vigente.
Costos
De transporte y suministro de combustible.
Informados por UPME en may-17 (Acta reunión N° 125 del subcomité de planeamiento operativo del Consejo Nacional de Operación)
Otros costos variables Los valores vigentes para el mes de noviembre de 2017
De racionamiento publicados por UPME
Los publicados por UPME para el mes de Diciembre de 2017.
Combusti-bles
Disponibilidad de combustible
No se consideran restricciones en el suministro de Carbón. Para el gas y los combustibles líquidos se considera lo reportado por los agentes térmicos.
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Ítem Consideración
Otros
Curva de administración de Riesgo (CAR)
Se considera un nivel agregado que se construye a partir de los mínimos históricos individuales de embalses en cada mes de año. La historia empleada: enero de 2000 a la fecha.
Desbalance hídrico 14 GWh/día
Otras consideraciones
Termocentro se modela como una planta térmica operando con un único combustible, cuyo costo se deriva de los costos del combustible líquido y gas multiplicado por las proporciones indicadas por el agente.
Intercone-xiones Internacio-nales
Límites de Intercambio Ecuador
Límites máximos importación/Exportación obtenidos del estudio vigente de análisis eléctrico de la interconexión Colombia – Ecuador
Límites de Intercambio Panamá
250 MW – de transferencia promedio a partir de Dic – 2021
3 Detalle de los supuestos considerados
3.1 Demanda de Energía
Curva de duración de carga: La demanda del sistema es representada por una curva de duración de carga de cinco (5) bloques, cuya duración porcentual se muestra a continuación, representando el bloque 1 las horas de demanda máxima y el bloque 5 las horas de demanda mínima:
COLOMBIA:
Escenario UPME Proyección de la Demanda EE Total Nacional (GWh)
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Fuente: http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdf
ECUADOR:
Fuente: CENACE julio 2017
3.2 Plan de Expansión de Generación
Colombia
Se considera en el largo plazo tanto recursos que tienen asignados obligaciones de energía firme, como otros que ya tienen aprobados conceptos de conexión o se encuentra en fase 2 de la UPME. Este supuesto se fundamenta en la necesidad de identificar las señales de confiabilidad con los proyectos que tienen mayores posibilidades de desarrollo. Demás proyectos tienen mayores incertidumbres de ejecución se no se consideran en el horizonte. Con este supuesto se pretende identificar las necesidades de expansión en momentos particulares del horizonte de estudio.
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Proyecto Capacidad [MW]
Fecha esperada de entrada en operación
Gecelca 32 273 28/02/2018
Termonorte (T) 88.3 28/02/2018
Pescadero Ituango (H) 1200
U4 23/11/2018 U3 21/02/2019 U2 27/05/2019 U1 21/08/2019
Termo Yopal3 (T) 40 31/12/2017
Ambeima (H) 45 31/01/2020
CAA-CAB-CARG (H) 171 30/11/2020
Escuelaminas (H) 56 30/07/2019
Inercol (T) 90 30/12/2020
SantoDomingo (H) 56 30/09/2021
Oibita(H) 20 31/12/2021
Bartolome(H) 20 31/12/2021
Paipa 4.2 (T) 200 31/12/2021
Porvenir II 256 30/06/2022
Fuente: informes auditorias curva “S” y UPME
Ecuador
Proyectos Termoeléctricos
Proyectos Hidráulicos
Planta Capacidad (MW)
CC TGMachala 246.6
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Fuente: CENACE Julio 2017
3.3 Plan de Expansión de transmisión de Colombia
Reportado por la UPME. (Proyectos que impactan la red actual, considerados en el SDDP)
PoyectosTransmisio
n.pptx
3.4 Restricciones STN
Se consideran las restricciones indicadas en el Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo vigente, publicado por XM. El detalle del informe se puede consultar en el archivo TablaRestricciones.xlsx que se encuentra en la página web de XM en Planeación > planeamiento de mediano plazo > Informe de planeamiento operativo eléctrico del mediano plazo (IPOEMP)
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3.5 Precios de combustibles en Colombia
Se toma la información de precios de combustibles compartidos por la UPME al CNO en el mes de mayo de 2017, en las siguientes figuras se presenta la proyección de los precios indicados para cada uno de los combustibles asociados a las diferentes plantas de generación térmica. Se destaca que para Proelectrica, se utilizan los precios del documento “PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LOS ENERGÉTICOS PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA. ENERO 2016 – DICIEMBRE 2035”, dado que no se cuenta con información nueva para la planta.
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0ju
n.-
17
sep
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8
dic
.-1
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1
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.-2
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USD
/MB
TU
CARBÓN
T. PAIPA T. ZIPA T. TASAJERO T. GUAJIRA GECELCA
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.-24
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sep
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mar
.-27
dic
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sep
.-28
jun
.-29
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.-30
USD
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Fuel Oil
T. BARRANQUILLA y T.CARTAGENA
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jul.-
21
feb
.-2
2
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.-2
2
abr.
-23
no
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3
jun
.-2
4
ene.
-25
ago
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.-2
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.-2
6
may
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7
dic
.-2
7
jul.-
28
feb
.-2
9
sep
.-2
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0
Gas Natural Nacional
T.Sierra T. CENTRO T. DORADA Tvalle Tcali Merilectrica
USD
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TU
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5
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jun
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GNL
TEBSA, TBQUILLA y TFLORES TERMOCANDELARIA
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3.6 Costos OCV y COM de las plantas térmicas considerados en los estudios.
[COL$/kWh] [USD/MWh]
OCV Térmicas 7.88 2.65
Nota: A las plantas hidráulicas no se les modela el OCV. OCV : Corresponde a los siguientes costos variables; aportes ley 99 de 1993 más costos unitarios por servicios de AGC.
[COL$/kWh] [USD/MWh]
COM para Carbón 22.88 7.61
COM otro tipo combustible
17.022 5.66
COM para GAS 11.16 3.71
TRM 30 de Noviembre de 2017: 3006.09$/US$
3.7 Costo incremental operativo de racionamiento de energía: UPME
Fuente: UPME (http://www.upme.gov.co/CostosEnergia.asp)
Para los análisis energéticos se utilizó el último escalón del costo de racionamiento y se utilizó la TRM 30 de Noviembre
de 2017: 3006.09$/US$
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3.8 Intercambios Internacionales
De estudios eléctricos conjuntos Colombia Ecuador, se obtienen los límites máximos de intercambio entre los dos sistemas. Los resultados del estudio más reciente que consideran nuevos parámetros en el esquema de separación de áreas (ESA) se muestra en la siguiente tabla.
Colombia > Ecuador Ecuador > Colombia
200 MW 300 MW
Aunque los intercambios son función de despacho en Betania y Quimbo en Colombia y de CocaCodo SinClair en Ecuador, estos valores presentan un valor energético medio para un conjunto amplio de condiciones.
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