Upload
vuongque
View
232
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
PLANEACIÓN ENERGÉTICA
INDICATIVA
ANÁLISIS ENERGÉTICO DE LARGO
PLAZO UTILIZANDO EL MODELO AS
Gerencia CND
Documento XM-CND-055
Diciembre 14 de 2017
Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2022)
Modelo optimización
Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas).
Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía,ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica,ni las de producción y transporte de gas.
Horizonte 5 años / Resolución mensual
Casos Simulados (estocásticos)
1. Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas.
2. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima)
Demanda Escenario medio UPME: “PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y POTENCIA MÁXIMA EN COLOMBIA”. Revisión Julio de 2017http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/Demanda/UPME_Proyeccion_Demanda_Energia_Julio_2017.pdfhttp://www.siel.gov.co/Inicio/Demanda/ProyeccionesdeDemanda/tabid/97/Default.aspxAnexos JulioSe modelan 6 bloques de demanda.
Interconexiones Internacionales
Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta intercambios deenergía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes.
Modelamiento de Combustibles por planta
Gas (ilimitado): TCentro, TEBSA, Flores4, Candelaria1-2, Proeléctrica, Meriléctrica
Carbón (ilimitado): Paipa, Tasajero, Zipa, Guajira1y2 y Gecelca.
Fuel Oil (ilimitado): TermoCartagena1-2-3, TermoBarranquilla3-4, Flores1, TermoValle, Sierra, Dorada, Emcali
Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.
Supuestos análisis largo plazo (2017 – 2022)
Nota: La información general empleada en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en el documento“Leame_LP_AS.pdf” en este mismo directorio.
Precios Combustibles
Carbón: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Gas Natural: Precios de UPME, información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL). Precios de UPME,
información actualizada con IPP de capital de EEUU.
Generaciones Determinísticas
Se consideró la capacidad de las plantas menores, actualizada con la información reportada para la Subasta de Energía
Firme 2015-2016. Se incluyeron proyectos del Plan de Expansión como San Miguel y Carlos Lleras Restrepo, así como
Termonorte, Porvenir y Ambeima, la cual perdió la obligación de energía firme.
Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información
hasta noviembre/17
Consideraciones especiales Modelo AS
Se modelaron como hidráulicos los proyectos Amoyá, Cucuana, Sogamoso y Quimbo.
Se produjo generación estocástica –dependiente de la hidrología- de plantas menores hidráulicas con suficiente
información histórica de su generación. La Junca y La Tinta salieron del anterior conjunto.
En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se
dejaron con su capacidad plena.
Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I.
Plantas Subasta y GPPS
Se modela la planta térmica Gecelca 3 de manera explícita; Termocol se supone no entrando en el horizonte de la corrida
dada la incertidumbre que actualmente reina sobre dicho proyecto.
Proyectos Térmicos
Proyectos Hidráulicos menores de 100 MW
Proyecto Ambeima
Capacidad Efectiva : 45 MW
Fecha de entrada Enero 30, 2020
Departamento Tolima
Proyecto Gecelca32 (Carbón)
Capacidad Efectiva : 273 MW
Fecha de entrada: Febrero 28, 2018
Departamento: Córdoba
Proyectos Hidráulicos mayores de 100 MW
Proyecto: Ituango
Capacidad Efectiva : 1200 MW
Tecnología : Hidráulica
ENFICC : 8563 GWh/año
Proyecto
CEN
(Capacidad
Efectiva
Neta)
FPO (Fecha Puesta en
Operación)
Promotor del proyecto Área operativa
Termonorte (T) 88 28/02/2018 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. Caribe - GCM
Gecelca 32 (T) 273 28/02/2018 GECELCA Caribe - Córdoba - Sucre
Pescadero Ituango (H) 1200 30/11/2018 HIDROELECTRICA PESCADERO ITUANGO Antioquia - Chocó
El Paso 70 MW (S) 70 30/11/2018 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM
Termoyopal (T) 40 30/12/2018 TERMOYOPAL GENERACION 2 S.A.S E.S.P. Nordeste
PV Latam Solar La Loma de 150
MW (S)150 30/12/2018 EGP FOTOVOLTAICA LA LOMA Caribe - GCM
Guajira I (E)* 20 30/01/2019 ISAGEN Caribe - GCM
Escuela de Minas 55 30/07/2019 EPM Antioquia - Chocó
Windpeshi (E) 200 30/11/2019 ENEL GREEN POWER GCM
Cogenerador INCAUCA 60 MW 60 31/12/2019 INCAUCA Valle
Ambeima (H) 45 30/01/2020 EMPRESA ENERGÍA DE LOS ANDES S.A.S E.S.P. Suroccidente - HTC
La Luna (T) 660 30/06/2020 SLOANE INVESTMENTS CORPORATION GCM
CAA (H) 80 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
CAB (H) 36 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
CARG (H) 71 30/11/2020 DISPAC Antioquia - Chocó
Innercol I (T) 90 30/12/2020Industria Colombiana de Energía SAS ESP
INNERCOLNordeste - Boyacá
Santo Domingo (H) 56 30/09/2021 EPM Antioquia - Chocó
TermoPaipa IV II 200 MW 200 31/12/2021 INTERCOLOMBIA Nordeste
Porvenir II (H) 352 30/03/2022 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA S.A.S. Antioquia - Chocó
Termotasajero III 180 30/12/2022 TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P. Nordeste
Chili (H) 66 30/12/2022 ENERGÍAS DEL RÍO CHILI Huila - Tolima -Caquetá
Irraipa (E) 99 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM
Kuisa (E) 200 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM
E0200i (E) 201 28/02/2023 EPM Caribe - GCM
Apotolorru (E) 75 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM
Urraichi (E) 100 28/02/2023 ENEL GREEN POWER Caribe - GCM
Casa Eléctrica (E) 180 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM
Carrizal (E) 195 28/02/2023 JEMEIWAA KA'I S.A.S. Caribe - GCM
* Pendiente por concepto de conexión definitivo de la UPME.
Proyectos de Generación Despachados Centralmente
ProyectoFecha esperada de
entrada en operación
CEN (Capacidad
Efectiva Neta)Promotor del proyecto o OR Área operativa
Cogeneración Coca Cola de 2.4 MW 22/12/2017 2.44 AIR LIQUIDE Oriental - Bogotá
Autogenerador Familia de 1 MW 30/12/2017 1.0 EPM Antioquia - ChocóPCH TZ II 10.5 MW 30/12/2017 10.5 EPM Antioquia - Chocó
PCH Aures Bajo 19.4 MW 30/12/2017 19.4 EPM Antioquia - ChocóAtlántico solar 2 Polo Nuevo 10 MW 30/12/2017 9.9 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico
PCH Rio Mulatos 1 9.23 MW 30/12/2017 9.23 EPM Antioquia - ChocóAtlántico solar 1 Polo Nuevo 19.3 MW 31/12/2017 19 TECHNO ELITE GREEN ENERGY S.A.S. Caribe - Atlántico
Termomechero 4 19 MW 1/01/2018 19 MECHERO ENERGY NordesteTermomechero 5 19 MW 1/01/2018 19 MECHERO ENERGY NordesteTermomechero 6 19 MW 1/01/2018 19.00 MECHERO ENERGY Nordeste
PCH Buco de 1.36 MW 30/01/2018 1.36 CEO Cauca - NariñoPCH San José de la Montaña II de 1.1 MW 31/03/2018 0.5 EPM Antioquia - Chocó
Generación fotovoltaica SE Ponedera 9.9 MW 31/03/2018 9.9 Sowitec Energías Renovables de Colombia S.A.S. Caribe - AtlánticoTequendama 1, 2, 3 y 4 de 14.2 MW c/u 31/03/2018 14.2 EMGESA Oriental - Bogotá
Planta biogás Doña Juana II 9.88 MW 30/04/2018 9.88 BIOGÁS DOÑA JUANA S.A. E.S.P. Oriental - Bogotá
Planta menor Awarala 19.9 MW 30/05/2018 19.9 AWARALA CENTRAL ELÉCTRICA S.A. E.S.P. Caribe - Córdoba Sucre
Juan García 4.9 MW 30/06/2018 4.9 GENMAS Antioquia - Chocó
PV Latam Solar 2 de 9.9 MW 30/09/2018 9.9 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM
PCH Flautas 5.83 MW 30/11/2018 5.83 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca
PCH Río Grande 8.7 MW 30/11/2018 8.7 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca
PCH Río Bravo (Calima) 15.86 MW 30/11/2018 15.86 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca
PCH Dovio 14.22 MW 30/11/2018 14.22 EPSA Suroccidente - Valle del Cauca
PCH Rio Mulatos 2 7.34 MW 15/12/2018 7.34 EPM Antioquia - Chocó
Prosperidad de 19.5 MW 30/12/2018 19.5CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL
SOLARESCaribe - Atlántico
Aumento capacidad cogenerador Riopaila 16 MW 30/12/2018 35 RIOPAILA ENERGÍA S.A.S. E.S.P. Suroccidente - Valle del CaucaPCH Montebonito 19.9 MW 30/12/2018 19.9 CHEC CQR
Wayúu de 12 MW* 30/12/2018 12 WAYÚU S .A E.S.P. Caribe - GCMPCH Hidronare 14 MW 30/12/2018 14 EPM Antioquia - Chocó
PV Latam Solar 1 de 19.9 MW 30/12/2018 19.9 LATAMSOLAR COLOMBIA Caribe - GCM
Plantas Egipto-Las Palmas de 4.4 MW. 30/12/2018 4.4 CEO Suroccidente - Cauca Nariño
PCH Río Frazadas de 9.9 MW 30/12/2018 9.9 EPSA Suroccidente - ValleLa Iguana de 19.5 MW 30/12/2018 19.5 CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL Caribe - Bolívar
PCH San Andrés de Cuerquia de 19.9 MW 30/12/2018 19.9 CELSIA S.A. E.S.P. Antioquia - ChocóPCH La Paloma 13.6 MW 31/12/2018 13.6 EPM Antioquia - Chocó
Bosques Solares de los Llanos 1 30/04/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 2 30/07/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 3 30/08/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - MetaBosques Solares de los Llanos 4 30/10/2019 19.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta
PCH Conde 3.52 MW 30/12/2019 3.52 EPM Antioquia - ChocóBosques Solares de los Llanos 5 30/12/2019 17.9 SOLARGREEN S.A.S. Oriental - Meta
PCH Aures Alto 19.9 MW 30/11/2020 19.9 EPM AntioquiaPCH Barrancas 4.7 MW Por definir 4.7 HIDRO BARRANCAS S.A. E.S.P. Antioquia - Chocó
Sirgua 10 MW Por definir 10 EPM Antioquia - ChocóPCH Doña Teresa 8.9 MW Por definir 8.9 PROELECTRICA & Cia. S.C.A - E.S.P Antioquia - Chocó
PCH Cauyá 1.5 MW Por definir 1.5 CHEC Suroccidente - CQRAutogenerador Argos Sogamoso de 5 MW Por definir 5 CELSIA S.A. E.S.P. Nordeste
* Pendiente concepto definitivo de la UPME.
Proyectos de Generación Menores a 20 MW
RESULTADOS EN MEDIO MAGNÉTICO
• Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico.xlsx y Gess.xlsx, con la siguiente información:
Hoja Excel Contenido
VERES 1. Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor
Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de
Frecuencias de los racionamientos de Energía.
2. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio.
EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh].
FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p.u.].
EST.ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh].
CostMarg$ Gráfica de la evolución del costo marginal del sistema interconectado [$/kWh].
GRAF_EMBALSES Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional.
COS_MARG Costos marginales promedio del SIN [Miles $/MWh] [$/kWh] [US$/MWh].
BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día].
GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día].
CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22
1. MATALAS 0 39 0 0 19
2. GESS 874 10084 3865 4197 7035
CONSUMO DE FUEL OIL [MBTU día]
CASO VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20 VERANO/20-21 VERANO/21-22
1. MATALAS 226 153 14 45 90
2. GESS 246 168 52 59 90
CONSUMO DE CARBÓN [Miles de toneladas mes]
CASO COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER COSTA INTER
1. MATALAS 64 1 30 5 1 0 7 0 23 0
2. GESS 95 9 62 12 14 2 22 4 39 10
CONSUMO DE GAS [MPCD]
VERANO/21-22VERANO/20-21VERANO/17-18 VERANO/18-19 VERANO/19-20
Consumos promedio de combustibles 2017-2022
Observaciones
El modelo AS (Optimización/Simulación) tiene modelados explícitamente losproyectos futuros Miel II, Porce4 y Pescadero; no así al proyecto Porvenir.
Las plantas menores hidráulicas se encuentran modeladas estocásticamente –con generación dependiente de la hidrología-
En el Caso Matalas no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95% o VERE_C superior al 3%; no hay ningún mescon racionamiento .
En el Caso Gess no se presenta mes alguno con VERE superior al 1.5%,confiabilidad por debajo del 95%; VERE_C es superior al 3% en sep/19 (3.25%; 1caso), dic/20 (4.47%; 1 caso), ene/21 (7.00%; 1 caso), sep/22 (3.06%; 1 caso).
Observaciones
Para el verano/17–18, los máximos requerimientos mensuales promedio degas natural por parte de las termoeléctricas del Interior serían 1 MPCD(Matalas) y 9 MPCD (Gess); en el verano/21-22 los máximos requerimientosmensuales promedio de gas natural por parte de las termoeléctricas delInterior serían 0 MPCD (Matalas) y 10 MPCD (Gess). Para los veranos de todoel horizonte de estudio, hasta el verano/21-22 las necesidades promedio soninferiores a la disponibilidad de transporte que actualmente es de 120MPCD.
Los máximos consumos mensuales promedio de gas natural en la Costa parael verano/17-18 serían 64 MPCD (Matalas) y 95 MPCD (Gess); para elverano/21-22 serían de 23 MPCD (Matalas) y 39 MPCD (Gess), inferiores allímite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que esde 350 MPCD.