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Planeamiento y expansión de Planeamiento y expansión de la transmisión y distribución. la transmisión y distribución.
Interconexiones Interconexiones internacionales. Desarrollos internacionales. Desarrollos regulatorios y Metodología regulatorios y Metodología para evaluar la expansiónpara evaluar la expansión
10 de abril de 202310 de abril de 2023
CONTENIDOCONTENIDO
Marco Legal
Aspectos de la Planeación STN
Aspectos Planeación Interconexiones Internacionales
Aspectos Expansión Distribución
La Ley Eléctrica establece que:
“Compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la generación, de la red de interconexión y fijar criterios para orientar el planeamiento de la transmisión y la distribución”.
MARCO LEGAL
ESTRUCTURA INSTITUCIONAL
CREG
5 expertos nombrados por el PresidenteMinistro de Minas y Energía
Ministro de Hacienda y Crédito PúblicoDirector del Depto Nal de Planeación
UPME
MinsterioMinas y Energía
MinisterioHacienda y C.P.
Depto Nal de Planeación
SSPD
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
COMERCIA-LIZACIÓN
ASIC
CNO CND
CAPT
Asiste
Asesora
Asesora
ElaboraPlanes
Indicativos
Vigila
USUARIOSREGULADOS Y
NO REGULADOS
Administra
Pertenecen
PRESIDENCIA
Despacho
Suministran
Pagan
Nombra
RegulaRegula
Regula
INVERSIONISTASPÚBLICOS Y PRIVADOS Invierten
Política Sectorial y Administración Empresas Estatales
Regulación
Planeación
Control y Vigilancia
Operación
Mercado
Agentes
ISA
COLOMBIA
CREG
5 expertos nombrados por el PresidenteMinistro de Minas y Energía
Ministro de Hacienda y Crédito PúblicoDirector del Depto Nal de Planeación
UPME
MinsterioMinas y Energía
MinisterioHacienda y C.P.
Depto Nal de Planeación
SSPD
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
COMERCIA-LIZACIÓN
ASIC
CNO CND
CAPT
Asiste
Asesora
Asesora
ElaboraPlanes
Indicativos
Vigila
USUARIOSREGULADOS Y
NO REGULADOS
Administra
Pertenecen
PRESIDENCIA
Despacho
Suministran
Pagan
Nombra
RegulaRegula
Regula
INVERSIONISTASPÚBLICOS Y PRIVADOS Invierten
Política Sectorial y Administración Empresas Estatales
Regulación
Planeación
Control y Vigilancia
Operación
Mercado
Agentes
ISA
COLOMBIA
ASPECTOS LEGALES
La Resolución MME 181313 de Diciembre de 2002 establece los siguientes criterios para que la UPME elabore el Plan de Expansión:
• Debe ser flexible en el mediano y largo plazo.
• Debe cumplir con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad.
• Debe propender por la minimización de los costos de inversión, de los costos operativos y las pérdidas del Sistema.
• La demanda debe ser satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos.
El Código de Planeamiento del Código de Redes (Resolución CREG 025/95) especifica los estándares para el planeamiento y desarrollo del STN, igualmente define los elementos de planeamiento aplicados a los análisis de estado estacionario y transitorio y los índices de confiabilidad.
Resolución CREG 025/95“Código de Redes”
Código de Planeamiento
Código de Conexión
Código de Operación
Código de Medida
ASPECTOS REGULATORIOS
METODOLOGÍA
SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ACTUAL Y FUTURA
PLAN PRELIMINAR
ESTRATEGIAS Y ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
INFORMACIÓNº
30 Jun
PLAN DE REFERENCIA
COMENTARIOS AGENTES
(En caso de ser necesario se revisan las simulaciones y las estrategias y alternativas )
15 Ago
15 Oct
APROBACIÓN DEL PLAN DE REFERENCIA AL MME31 Dic
INFORME TRIMESTRAL DE RESTRICCIONES CON EVAL. ECONÓMICA OBRAS PARA INCORPORAR EN EL PLAN
DISCUSIÓN Y PRESENTACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN A
ORGANISMOS PLANIFICADORES DE OTROS PAÍSES
APERTURA PROCESO DE CONVOCATORIAS PÚBLICAS
CONFORMACIÓN CAPT
31 Enero
Análisis Eléctrico
HORIZONTE DE PLANEAMIENTO
CORTO PLAZO LARGO PLAZO
2005
2013
2009
2020
Visión del Sistema
VISIÓN
2010 2014
CRITERIOS DE PLANEACIÓN
CalidadCargabilidadSeguridadConfiabilidadRestricciones
Barras de carga a
nivel de 220 y 230 kV:
220/230 kV
+10 %
- 10 %
Tensión (operación normal)
Barras a
nivel de 500 kV:
500 kV
+5 %
- 10 %
CALIDAD
CARGABILIDAD STN
En operación normal no se permiten sobrecargas en los elementos del STN.
La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad.
SEGURIDAD (1)
Se debe garantizar que:El sistema debe permanecer estable bajo una falla trifásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 220 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.
El sistema debe permanecer estable bajo una falla monofásica a tierra en uno de los circuitos del sistema de 500 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal.
El sistema debe tener amortiguamiento positivo. Internacionalmente se recomienda que este amortiguamiento sea por lo menos del 5%.
Se debe garantizar que:
•
•No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57,5 Hz durante los transitorios.
SEGURIDAD (2)
Falla Restablecimiento
Tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 p.u. por más de:
700 mS
CONFIABILIDAD (1)
• Se usa el método probabilístico. El sistema debe poder garantizar que el Valor Esperado de Racionamiento de Potencia VERP sea inferior al 1% medido en el nivel de 220 kV.
• Para calcular el VERP se tomarán como referencia las metas de disponibilidades para los elementos del STN establecidas en la resolución 011 de 2002.
CONFIABILIDAD (2)
• El Valor Esperado de la Energía no Suministrada (EENS) se valorará con el costo incremental operativo de racionamiento de energía, según sea el escalón correspondiente.
• Se usará como límite de emergencia para las líneas y transformadores los reportados por los agentes al CND.
RESTRICCIONES
En el análisis económico se considerará:
• La Resolución 034 de 2001
• La disminución del costo de restricciones por rentas de congestión.
SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN FUTURA
CORTO PLAZO:
(MPODE)
LARGO PLAZO:
(SUPEROLADE)
ANÁLISIS ENERGÉTICOS
ESTADO ESTABLE:
(NEPLAN)
SEGURIDAD:
(NEPLAN)
ANÁLISIS ELÉCTRICOS
CONFIABILIDAD -
M. PROBABILÍSTICO:
(REAL)
METODOLOGÍA: Simulación de la operación
Evaluación Económica
METODOLOGÍA (NEPLAN)
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS PLANTEADAS
VOLVER
Despachos Estocásticos
100 Series Casos Críticos
Escenarios de Crecimientode la Energía Eléctrica y de la
Potencia
Demanda de Potencia Eléctrica en el SIN
Factores de Distribución
Condición Actual y Futura de la Red
Proyectos, Conceptos de
Conexión Expansiones e
Información Operativa Modelo Eléctrico del Sistema e
Información Estocástica de Despachos UPME
Simulaciones de Análisis de Estado Estable y Análisis Dinámico.
“Software NEPLAN”
Se cumplen criterios de planeamiento?
NO
SI
Se crean alternativas de posibles soluciones
MPODE
UPME
ANÁLISIS ELÉCTRICO
FACTORES DISTRIBUCIÓN (1)
VOLVER
Las empresas suministran la demanda en MW para cada una de sus
subestaciones tanto para el día de máxima demanda de su área como
para el de máxima demanda Nacional.
Con estos datos se encuentra el factor de distribución de cada subestación en
el área correspondiente, periodo máximo, medio y mínimo.
Se obtiene el factor de distribución de cada área con respecto a la Demanda Nacional y de cada subestación con
respecto a la Demanda Nacional.
Se obtiene la demanda para cada año del horizonte, con los escenarios
UPME.Expansión de las empresas
Tener en cuenta las Cargas Especiales
Factor de distribución de Manizales en el área
CHEC: 7.585 %
Factor de Distribución de Manizales en el
total Nacional: 0.36 %
AREA : CHEC
DESPACHOS
VOLVER
El MPODE entrega un archivo donde están las proyecciones de despacho de energía para cada planta de Generación
Se convierte la información de despachos de las plantas a potencia
Las unidades de generación se organizan según su área de influencia, estas pueden ser: BOGOTA, COSTA,
EPSA, EPM, CEDELCA-CEDENAR, TOLIMA-HUILA, NORDESTE
Para cada área se encuentran los despachos mínimos y máximos
Se crean los diferentes casos de generaciones teniendo en cuenta la misma hidrología
critica para cada caso
ALTOANCHICAYAAÑO 2004
MES ESCALON DEMANDA 1 2 3 . . . . . . 1001 343 343 338 . . . . . . 3372 342 342 338 . . . . . . 1743 184 306 338 . . . . . . 3254 342 0 179 . . . . . . 05 0 0 0 . . . . . . 01 325 325 331 . . . . . . 3252 325 325 331 . . . . . . 3253 130 325 331 . . . . . . 14 0 325 216 . . . . . . 05 0 34 0 . . . . . . 0. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .1 325 325 331 . . . . . . 3362 325 325 331 . . . . . . 03 130 325 331 . . . . . . 04 0 325 216 . . . . . . 3215 0 34 0 . . . . . . 0
SERIES HIDROLOGICAS
.
.
.
DICIEMBRE
ENERO
FEBRERO
METODOLOGÍA (REAL)Despachos
Estocásticos Críticos
Condición Actual y Futura de la Red
Modelo Eléctrico del Sistema e Información Estocástica de
Indisponibilidades y DespachosUPME
Simulaciones de Monte Carlo No Secuencial con Flujo AC “Software REAL”
¿ Índices con Coeficiente de Variación < 10% ?
NO
SI
Incremento del Número de Muestras
Modos de Falla del Sistema
Índices de Confiabilidad del Sistema y por Barra:- Probabilidad de pérdida de carga
- Valor esperado de potencia no suministrada- Frecuencia de pérdida de carga- Duración de pérdida de carga
Descripción e Impacto de Contingencias:- Contingencias más severas
- Probabilidad y magnitud de sobrecargas- Probabilidad y magnitud de subvoltajes
COMPARACION TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA CONFIABILIDAD DEL STN CON Y SIN ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
MPODE
VOLVER
Condiciones iniciales iguales al proceso del
NEPLAN
RESULTADOS DE CONFIABILIDAD
Alternativas de posibles
soluciones encontradas en el
NEPLAN
Evaluación Económica
Función objetivo: Minimización de los costos de operación, inversión y pérdidas del sistema.
Los beneficios obtenidos por la entrada de un proyecto de expansión, se calculan evaluando la diferencia entre los costos de operación del sistema con y sin el proyecto de expansión definido.
iiii PérdidasBenefdadConfiabiliBenefSegGenBenefBeneficios .....
VOLVER
Los beneficios totales del proyecto de expansión analizado, se obtienen sumando para cada año del horizonte de planeamiento los beneficios por restricciones, los beneficios por confiabilidad y los beneficios por disminución de pérdidas.
Donde: i = Años del horizonte de planeamiento
Evaluación Económica
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Intercambios horarios de electricidad, producto de las diferencias de precios reportados por los países en los nodos fronteras (mecanismo de corto plazo).
Mecanismo que se implementó conjuntamente con los países de la Comunidad Andina (Decisión CAN 536 de 2003).
Venezuela
Perú
Bolivia
La comparación de precios permite tomar la decisión inmediata de compra, por parte del país que posea los precios más elevados.
Se reduce el costo de atender la demanda de los países: energía de menor costo entra a competir en el mercado de generación de cada país.
La oferta del país exportador compite en el mercado del país importador bajo las mismas condiciones que rigen para los agentes en el país que importa.
La remuneración de la exportación no es distinta de aquella que reciben los agentes nacionales. Se garantiza la no discriminación entre la energía del país importador y la del país exportador.
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
LOGROS:LOGROS:
Optimización del sistema integrado que ha generado ahorros importantes a los países dado que:
“La energía fluye desde aquel sistema que oferta precios más económicos hacia aquel con precios más altos”.
Mayor especialización en los procesos de operación y administración de los intercambios internacionales de electricidad.
Mecanismo que ha permitido el uso más eficiente de los enlaces internacionales:
Uso del 100% de capacidad de transporte con Ecuador
Transacciones bidireccionales por precio y por confiabilidad
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Importantes mejoras en calidad y confiabilidad:
Los países cuentan con respaldo para cubrir generación de seguridad tanto en la operación normal como en emergencia.
Se atiende a la demanda con precios más competitivos.
La calidad de la frecuencia se controla en bandas más exigentes
La forma de onda se ha estabilizado especialmente en Ecuador.
Claras señales de largo plazo para la expansión
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD
Exportaciones Colombia Exportaciones Colombia 2003 – 2005*
*Datos Agosto de 2005
RESULTADOS ECONÓMICOS
Ingresos por Exportaciones USD 316.97
millones
Generadores USD 113,67 millones
Otros Agentes USD 1,81 millones
FAZNI USD 26, 74 millones
Rentas de Congestión
USD 170, 66 millones
Energía Exportada
3937,3 Gwh
FOES 80%FOES 80%
Restricciones Restricciones 20%20%
Exportaciones Ecuador Exportaciones Ecuador 2003 – 2005*
RESULTADOS ECONÓMICOS
Ingresos por Exportaciones USD 3.43 millones
Ingresos por Rentas de Congestión
USD 4,06 millones
Energía Exportada 115.01 Gwh
*Datos Agosto de 2005
• Reducción del costo marginal en el mercado de generación en Ecuador.
Sin Interconexión Con Interconexión DiferenciaAño c$/kWh c$/kWh c$/kWh
2003 7,14 5,34 1,802004 9,11 6,33 2,78
Enero-Mayo 2005 11,11 7,54 3,57
La expansión de redes
DECISIÓN CAN 536
• Los Países Miembros establecerán mecanismos para la remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales
• Acceso a la información para la planificación de construcción de enlaces internacionales
• En los procesos de planificación de la expansión de transmisión, cada País Miembro tomará en cuenta la información de los demás Países, buscando coordinar la planificación con una visión de integración regional.
• Los Países Miembros coordinarán los procesos dirigidos a la construcción de enlaces. En el caso de que dichos enlaces sean considerados como activos de uso común, la coordinación será efectuada por los organismos encargados de la licitación para su realización.
Metodología de Expansión
• Variables:O1: Curva de Costos del país exportador, cuando se trata de Colombia esta
curva de costos incluye costos fijos, cargo por capacidad, FAZNI, FAER, SIC y CREG.
O2 : Curva de Costos del país importador, cuando se trata de Ecuador esta
curva de costos incluye cargo por potencia, costos de combustibles y costos de administración, operación y mantenimiento.
P1 : Costo marginal de la demanda doméstica del país en condición de
exportación P1’: Costo marginal de la demanda doméstica más las exportaciones del país
en condición de exportación.
D1 : Demanda doméstica del país en condición de exportación
Fuente: UPME
Metodología de Expansión
• Variables:D1’ : Demanda doméstica más exportaciones del país en condición de
exportación. P2’ : Costo marginal de la demanda doméstica del país en condición de
importación. P2 :Costo marginal de la demanda doméstica menos las importaciones del
país en condición de importación. D2 : Demanda doméstica del país en condición de importación. D2’: Demanda doméstica menos las importaciones del país en condición de
importación. CR: Costo de racionamiento, el cual se asume igual para los dos países.
Fuente: UPME
F
I8
E
A B
D
I7
I1I2
I3I4
I5
P2’
D2’
P2
D2
I6
I9
P1
D1 D1’
P1´
DEMANDA
PRECIO PAIS EXPORTADOR
PAIS IMPORTADOR
O2
O1
País en Condición de Importación
Metodología de Expansión
Metodología de Expansión
Fuente: UPME
Resumen Evaluación Económica
PAIS EN CONDICION IMPORTACIÓN PAIS EN CONDICIÓN
EXPORTACIÓN NETO TRANSACCIÓN
EXCEDENTES INIC. FINAL DELTA INIC. FINAL DELTA C. Divisas S. Divisas
Productor
Consumidor
Rentas
Congest.
Divisas
I3+I4+I5
I1+I2
-----
I9+I6
I5
I1+I2+I3+I4+I8
-----
-----
-I3-I4
I3+I4+I8
-----
-I9-I6
E5
E1+E3
-----
-----
E3+E4+E5
E1
E8
E6
E3+E4
-E3
E8
E6
E3+E4-I3-I4
-E3+I3+I4+I8
E8
E6-I9-I6
E3+E4-I3-I4
-E3+I3+I4+I8
E8
0
Neto I8-I9-I6
E4+E8+E6 I8
I8
+E4+E8
Impacto de las Interconexiones en la Componente de Transmisión
CU: Cargo por uso del STN CU = T / Demanda T1: Ingreso Regulado del STN del país exportador
T1: Variación en el ingreso regulado del STN del país exportador
T2: Ingreso Regulado del STN del país importador
T2: Variación en el ingreso regulado del STN del país importador
R1: Nivel de restricciones del país exportador antes de la interconexión
R1: Variación en el nivel de restricciones con la interconexión
Definición de Variables
R2: Nivel de restricciones del país importador antes de la
interconexión R2: Variación en el nivel de restricciones del país importador con la
interconexión L1 : Nivel de pérdidas del país exportador antes de la interconexión
L1: Variación en el nivel de pérdidas del país exportador con la
interconexión L2 : Nivel de pérdidas del país importador antes de la interconexión
L2: Variación en el nivel de pérdidas del país importador con la
interconexión
Definición de Variables
Metodología de Expansión
Fuente: UPME
País en Condición de Exportación
PAIS EN CONDICION DE EXPORTACIÓN EXCEDENTES
INICIAL FINAL DELTA
Productor R1+L1 R1+R1 +L1+L1 R1+ L1
Consumidor -T1*(D1/D1) –R1-L1 -T1*(D1/D1’)-T1*(D1/D1’)-R1-R1-L1-
L1
-(T1+T1)*(D1/D1’)+T1 -R1-L1
Transportador T1*(D1/D1) T1*(D1’/D1’)+T1*(D1’/D1’) T1
Neto -(T1+T1)*(D1/D1’)+T1 + T1
Metodología de Expansión
Fuente: UPME
País en Condición de Importación
PAIS EN CONDICION DE IMPORTACIÓN EXCEDENTES
INICIAL FINAL DELTA
Productor R2+L2 R2+R2 +L2+L2 R2+ L2
Consumidor -T2*(D2/D2)-R2-L2 -T2*(D2/D2)-T2*(D2/D2)-
T1*((D1-D1’)/D1’)-T1*((D1-
D1’)/D1’)-R2 -R2-L2-L2
-T2*(D2/D2)-T1*((D1’-
D1)/D1’)-T1*((D1’-D1)/D1’)-R2-
L2
Transportador T2*(D2/D2) T2*(D2/D2) + T2*(D2/D2) T2*(D2/D2)
Neto -T1*((D1’-D1)/D1’)-T1*((D1’-
D1)/D1’)
Metodología de Expansión
Fuente: UPME
Resumen Impacto en la Componente de Transmisión
EXCEDENTES DELTA
Productor R2+ L2+R1+ L1
Consumidor -T2*(D2/D2)-T1*((D1’-D1)/D1’)-T1*((D1’-D1)/D1’)-R2-L2-
T1*(D1/D1’)-T1*(D1/D1’)+T1*(D1/D1) -R1-L1
Transportador T2*(D2/D2)+ T1*(D1’/D1’)
Neto 0
Criterios de Decisión Interconexiones Internacionales
Que exista un beneficio Neto Positivo para el Grupo de Países.
Que exista un beneficio Neto Positivo para cada uno de Países.
Que la relación entre las rentas de congestión y la pérdida del excedente del consumidor en condición de exportación sea mayor o igual a 1, cuando el beneficio neto sea negativo para los consumidores.
DISTRIBUCIÓN
45
El distribuidor realiza la labor de liquidación de los cargos, (Niveles de Tensión 1, 2 y 3) y en el caso del Nivel de Tensión 4 dichas labores las realiza el LAC.
El recaudo está a cargo de los comercializadores.
La expansión está a cargo de cada operador de red quien evalúa la misma con criterios técnicos y económicos (Cme).
En el caso del Nivel de Tensión 4, se cumplen los criterios de expansión aplicados en el STN.
De la Expansión en Distribución
Mayores informesMayores informes
Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREGCra. 7 No. 71-52 Torre B Piso 4
PBX: 3122020FAX: 3121900
Línea de Atención al Usuario: 01 800 0112734Email: [email protected]
Página Web: www.creg.gov.co.coBogotá D.C.
MUCHAS GRACIAS !!!MUCHAS GRACIAS !!!
