Plan Expansion 2005-2019 Preliminar

REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
Plan de Expansión de Referencia
Generación – Transmisión 2005 – 2019
Preliminar
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
1
SITUACIÓN ECONÓMICA ................................................................................. 6
1.1
AVANCE DEL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2002 - 2006 - HACIA
UN ESTADO COMUNITARIO................................................................................ 6
1.2
INDICADORES ECONÓMICOS.................................................................. 7
1.2.1
Crecimiento de la economía................................................................. 7
1.2.2
Tasa de desempleo............................................................................ 10
1.2.3
Tasa Representativa del Mercado ..................................................... 11
1.2.4
Deuda externa.................................................................................... 12
1.3
Exportaciones e importaciones ................................................................. 13
2 SITUACIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD.......................................... 14
2.1
demanda de energÍa ................................................................................. 14
2.1.1
Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Colombia
14
2.1.1.1
Desviación de los modelos ......................................................... 17
2.1.2
Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Ecuador . 21
2.1.3
Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Panamá . 24
2.2
capacidad instalada y generación ............................................................. 26
2.2.1
Capacidad instalada y generación en Colombia ................................ 26
2.2.1.1
Disponibilidad de plantas de generación..................................... 27
2.2.1.2
Disponibilidad de recursos hídricos............................................. 27
2.2.1.3
Generación de energía eléctrica en Colombia ............................ 28
2.2.2
Capacidad instalada y generación en Ecuador .................................. 31
2.2.3
Capacidad Instalada y Generación en Panamá ................................. 33
2.3
LA TRANSMISIÓN .................................................................................... 34
2.3.1
Descripción del Sistema de Transmisión Nacional ............................ 34
2.3.2
Expansión del Sistema de Transmisión Nacional .............................. 34
2.3.3
Ingreso regulado del STN .................................................................. 35
2.4
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN................................................. 37
2.5
ESQUEMA REGULATORIO 2004 – 2005................................................. 42
2.5.1
Conexiones internacionales ............................................................... 42
2.5.2
Convocatorias UPME ......................................................................... 43
2.5.3
Transmisión de energía eléctrica ....................................................... 43
2.5.4
Activos de uso del nivel de tensión 4 ................................................. 44
2.5.5
Generación......................................................................................... 44
2.5.6
Otras resoluciones CREG relacionadas............................................. 44
2.5.7
Proyectos de resolución CREG 2004 - 2005...................................... 45
2.5.8
Decretos y resoluciones del Ministerio de Minas y Energía .............. 46
3 PROYECCIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA . 47
3.1
metodología............................................................................................... 47
3.2
SUPUESTOS MARZO DE 2005 ............................................................... 48
3.2.1
Producto Interno Bruto ....................................................................... 48
3.2.2
Pérdidas de energía eléctrica en el STN............................................ 49
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2
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3.2.3
Pérdidas de energía eléctrica en distribución..................................... 49
3.2.4
Cargas Especiales ............................................................................. 50
3.2.5
Efectos Climáticos.............................................................................. 50
3.3
Escenarios de proyección de demanda de energía y potencia eléctrica... 50
4 DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCION DE PRECIOS .............. 53
4.1
DISPONIBILIDAD DE RECURSOS .......................................................... 53
4.1.1
Carbón ............................................................................................... 53
4.1.2
Gas Natural ........................................................................................ 54
4.2
PROYECCION DE PRECIOS ................................................................... 54
4.2.1
Carbón ............................................................................................... 54
4.2.1.1
Metodología ................................................................................ 54
4.2.1.2
Escenarios de precios................................................................. 55
4.2.1.3
Resultados .................................................................................. 55
4.2.2
Gas Natural ........................................................................................ 55
4.2.2.1
Precio máximo del gas natural colocado en los puntos de entrada
a los sistemas de transporte ......................................................................... 55
4.2.2.2
Metodología ................................................................................ 56
4.2.2.3
Precios del gas en boca de pozo ................................................ 56
4.2.2.4
Precios De Transporte ................................................................ 58
4.2.2.5
Escenario Netback ...................................................................... 60
4.2.2.6
Escenario Business as Usual BAU ............................................. 63
5 ALTERNATIVAS Y ESTRATEGIAS DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN
65
5.1
SUPUESTOS EMPLEADOS EN LOS ANÁLISIS DE GENERACIÓN....... 67
5.1.1
Caso Colombia................................................................................... 67
5.1.2
Caso Ecuador .................................................................................... 68
5.1.3
Caso Panamá .................................................................................... 68
5.2
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN EN COLOMBIA ....... 69
5.3
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN DE ECUADOR ........ 72
5.3.1
Proyecciones de demanda de energía y potencia en Ecuador .......... 73
5.3.2
Proyectos en expansión en Ecuador.................................................. 74
5.4
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN EN PANAMÁ ........... 74
5.4.1
Proyecciones de demanda de energía y potencia en Panamá .......... 74
5.4.2
Proyectos en expansión en Ecuador.................................................. 75
5.5
COSTOS DE REFERENCIA DE GENERACIÓN ...................................... 76
5.6
Alternativas de corto plazo y estrategias de largo plazo en el sistema
eléctrico colombiano ............................................................................................ 77
5.6.1
ANÁLISIS DE CORTO PLAZO .......................................................... 77
5.6.1.1
Alternativa de corto plazo CP-1................................................... 77
5.6.1.2
Alternativa de corto plazo CP-2.................................................. 78
Alternativa de corto plazo CP-3.................................................. 78
5.6.1.3
5.6.1.4
Alternativa de corto plazo CP-4.................................................. 80
5.6.1.5
Sensibilidad de corto plazo ......................................................... 82
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5.6.2
Análisis de Largo Plazo...................................................................... 84
5.6.2.1
Estrategia de largo plazo LP-1 ................................................... 85
5.6.2.2
Estrategia de largo plazo LP-2 .................................................... 87
5.6.2.3
Estrategia de largo plazo LP-3 .................................................... 87
5.6.2.4
Estrategia de largo plazo LP-4 .................................................... 89
5.6.2.5
Sensibilidad de largo plazo ......................................................... 90
5.7
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA PARA EL CORTO Y LARGO PLAZO 93
5.8
INTERCAMBIOS DE ENERGÍA ................................................................ 94
5.9
CONSUMOS DE COMBUSTIBLES .......................................................... 95
5.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PRELIMINARES................. 95
6 EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ............................................................... 97
6.1
ENFOQUE DEL ANÁLISIS PARA LA REVISIÓN DEL PLAN ................... 97
6.2
INFORMACIÓN BÁSICA........................................................................... 98
6.3
ANÁLISIS DE LARGO PLAZO ................................................................ 100
6.3.1
Análisis por Áreas ............................................................................ 100
6.3.1.1
Análisis Área Bogotá................................................................. 100
6.3.1.2
Análisis Área Nordeste.............................................................. 101
6.3.1.3
Análisis Área EPSA................................................................... 101
6.3.1.4
Análisis Área Caldas – Quindío – Risaralda ............................. 102
6.3.1.5
Análisis Área EEPPM................................................................ 102
6.3.1.6
Análisis Área Tolima – Huila – Caqueta.................................... 102
6.3.1.7
Análisis Área Cauca – Nariño ................................................... 103
6.3.1.8
Análisis Área Bolivar ................................................................. 103
6.3.1.9
Análisis Área Guajira – Cesar – Magdalena ............................. 103
6.3.1.10 Análisis Área Chinú................................................................... 103
6.3.1.11 Análisis Área Cerro Matoso ...................................................... 103
6.4
ANALISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO........................................... 104
6.4.1
Descripción de Alternativas de refuerzo STN Bogotá ...................... 105
6.4.2
Análisis de Flujo de Carga – Alternativas refuerzo STN Bogotá ...... 110
6.4.3
Análisis de Estabilidad de Voltaje y Estabilidad Transitoria –
Alternativas refuerzo STN Bogotá .................................................................. 112
6.4.4
Valoración de Alternativas refuerzo STN Bogotá ............................. 115
6.4.5
Conclusiones.................................................................................... 116
6.4.6
Análisis por Área .............................................................................. 116
6.4.6.1
Análisis Área Meta .................................................................... 116
6.4.6.2
Análisis Área Nordeste.............................................................. 117
Análisis Área Caldas – Quindío - Risaralda .............................. 117
6.4.6.3
6.4.6.4
Análisis Área EEPPM................................................................ 118
6.4.6.5
Análisis Área EPSA................................................................... 118
6.4.6.6
Análisis Área Tolima - Huila – Caquetá..................................... 120
6.4.6.7
Análisis Área Chinú................................................................... 120
6.4.6.8
Análisis Área Cauca – Nariño ................................................... 121
6.4.6.9
Análisis Área Bolívar ................................................................. 121
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6.4.6.10 Análisis Área Atlántico .............................................................. 121
6.4.6.11 Análisis Área Guajira – Cesar – Magadalena .......................... 121
6.4.6.12 Análisis Área Cerro Matoso ...................................................... 121
6.4.6.13 Análisis Área Chocó.................................................................. 121
6.5
Análisis de la Interconexión Colombia - ECUADOR CON SIEPAC......... 122
6.5.1
Modelamiento del Sistema Eléctrico ................................................ 122
6.5.2
Alternativas de Interconexión Colombia – Ecuador co el SIEPAC ... 123
Alternativa 1.................................................................................................... 123
Alternativa 2.................................................................................................... 124
Alternativa 3.................................................................................................... 125
6.5.3
Modelamiento de la interconexión DC.............................................. 126
6.5.4
Análisis de estabilidad...................................................................... 127
6.5.4.1
Estabilidad de Voltaje................................................................ 128
6.5.4.2
Estabilidad Transitoria............................................................... 130
6.5.4.3
Sincronización Colombia – SIEPAC 230 kV AC ....................... 132
6.5.4.4
Pérdidas de Potencia y Regulación de Voltaje ......................... 133
6.5.4.5
Estabilidad de Pequeña señal................................................... 134
6.6
ANÁLISIS COLOMBIA – ECUADOR – SIEPAC - VENEZUELA. ............ 135
6.6.1
Estabilidad Transitoria...................................................................... 135
ANEXO A. PLANES DE EXPANSION OR
ANEXO B. NIVELES DE CORTO CIRCUITO EN LAS SUBESTACIONES DEL STN
ANEXO C. FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA
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1.1
SITUACIÓN ECONÓMICA
AVANCE DEL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2002 - 2006 - HACIA
UN ESTADO COMUNITARIO
Es importante señalar el avance alcanzado en Colombia en el cumplimiento de los
objetivos, que en materia de energía eléctrica, definió el Plan Nacional de Desarrollo
2002 - 2006, aprobado mediante Ley 812 de 2003, destacando los siguientes:
•
Promoción de la participación privada: En la actualidad todas las actividades de
la cadena de energía eléctrica cuentan con la participación privada; se han
establecido mecanismos encaminados a solucionar la crisis financiera del
sector, principalmente de las empresas distribuidoras y comercializadoras. Se
ha incrementado la participación de los comercializadores puros, que en su
mayoría son cien por ciento privados, se adelantan proyectos de generación de
iniciativa privada y el gobierno nacional continua con el plan de vinculación de
capital privado en algunas de las electrificadoras del Estado.
•
Aseguramiento de la oferta energética: La capacidad instalada ha respondido
satisfactoriamente al crecimiento de la demanda del país y ha atendido las
necesidades de exportación al vecino país de Ecuador, superando con éxito las
temporadas de verano.
•
Fortalecimiento del mercado: Colombia es uno de los países de la región que se
destaca por haber consolidado un Mercado de Energía, estructurado y en
funcionamiento, lo que se refleja en un mayor dinamismo en los contratos de
largo plazo y en el incremento de las transacciones en bolsa. Se ha
desarrollado un esquema de mercado que define las relaciones comerciales
entre los diferentes agentes de la cadena y se prevé el desarrollo de nuevos
mecanismos de mercado como son el Sistema Electrónico de Contratos (SEC) y
el mercado de futuros.
•
Desarrollo de esquemas para la prestación del servicio en las zonas no
interconectadas: En general, tanto en el Sistema Interconectado Nacional (SIN)
como en las Zonas no Interconectadas (ZNI), contribuye para el desarrollo de
infraestructura, la creación del Fondo de Apoyo para la Electrificación Rural
(FAER) y el Fondo de Apoyo para las Zonas no Interconectadas (FAZNI),
mecanismos a través de los cuales se aumenta la cobertura en el país y el
Fondo de Energía Social (FOES) con el que se canalizan recursos para la
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normalización de usuarios de los estratos mas pobres generalmente localizados
en las zonas subnormales y conectados en forma fraudulenta a la red,
igualmente contribuye al saneamiento de las finanzas de los Operadores de Red
(OR’s).
•
1.2
Promoción de la integración energética regional: La UPME adelantó el proceso
de convocatoria pública para seleccionar al inversionista que desarrollará el
nuevo enlace eléctrico con Ecuador, que entrará en operación en el primer
trimestre del año 2007. En el marco de la Decisión 536 de la Comunidad Andina
de Naciones, que creó el Comité Andino de Organismos Normativos y
Reguladores del Servicio de Electricidad - CANREL -, se continua trabajando en
la armonización del Marco Regulatorio que facilite e impulse las interconexiones
internacionales a nivel regional, con una visión de integración con otras regiones
económicas como MERCOSUR y con el proyecto SIEPAC.
INDICADORES ECONÓMICOS
1.2.1 Crecimiento de la economía
A partir del segundo semestre del año 2002 la economía nacional presenta una
tendencia de crecimiento con pequeñas oscilaciones, registrándose en el segundo
trimestre del año 2004 una variación anual del PIB de 4.6%, que corresponde al
mayor crecimiento acumulado anual desde 1996. Sin embargo, esta tendencia se
invierte en los últimos tres trimestres, hasta alcanzar un valor del 4%. En pesos
constantes de 1994, el PIB ascendió a $83.37 billones. La Gráfica 1-1 presenta la
variación trimestral acumulada anual del PIB.
6 .0 0 %
P IB (% )
4 .0 0 %
2 .0 0 %
IV-04
II-0 4
IV-0 3
II-03
IV-02
II-02
IV-01
II-01
IV-0 0
II-0 0
IV-9 9
II-9 9
IV-9 8
II-98
IV-97
II-97
IV-96
II-9 6
IV-9 5
0 .0 0 %
- 2 .0 0 %
- 4 .0 0 %
- 6 .0 0 %
Gráfica 1-1. Variación anual del PIB
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En el año 2004 con respecto al año anterior, crecieron los sectores de electricidad,
gas y agua, al pasar de 2.7% al 3%, Industria manufacturera, de 4.2% a 4.8% y
Transporte y comunicaciones, aumento del 4.3% al 5.1%. El sector de la
Construcción a pesar de haber disminuido su ritmo de crecimiento en el año 2004
(pasó del 13.4% al 9.7%), sigue siendo el sector con mayor crecimiento de la
economía.
Serv. Soc,
com un. y pers .
Es tabl.
Financ., seg,
Transp.,
alm acenam . y
Com er., res t. y
hoteles
Cons trucción
Industria
m anufacturera
Electricidad,
gas y agua
Explotación
m inas y
Agrop., s ilvic.,
caza y pes ca
-3.0%
1.0%
2002
2003
5.0%
9.0%
13.0%
2004
Gráfica 1-2. Crecimiento PIB por actividades económicas
El PIB en el año 2004, exceptuando IVA y subvenciones, en pesos constantes de
1994 alcanzó la cifra de $77.68 billones, la actividad económica que más aportó al
crecimiento de la economía fue el de Servicios Sociales, Comunales y Personales,
con $16,82 billones, lo que equivale a una contribución del 20% del PIB; en
contraste, el sector que menos aportó al crecimiento económico fue el de
Electricidad, Gas y Agua, con el 3.2%. La Gráfica 1-3 presenta la participación de
cada sector en el PIB del año 2004, en billones de pesos constantes de 1994 y en
porcentaje.
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Electricid ad , g as y agu a
$ 2 .6
Ex plotació n min as y can teras
$ 3 .9
C o nstrucció n
$ 4 .3
T ra nsp., a lma ce na m. y co mun ic.
$ 6 .9
C o mer., re st. y h oteles
$ 9 .3
A gro p., silv ic., ca za y p esca
$ 1 1.3
Ind ustria man ufacture ra
$ 1 2.0
E sta bl. F inanc., seg , inmueb .
$ 1 4.7
S erv . S oc, co mun . y p ers.
$ 1 6.3
0.0%
3 .2 %
4.8%
5 .3 %
8 .5 %
11.4 %
1 3.9%
1 4.8%
18 .1 %
20 .0%
4.0%
8 .0%
12 .0%
16.0 %
2 0.0 %
Gráfica 1-3. Participación por sectores en el PIB del año 2004
La siguiente gráfica compara el PIB nacional con el de los sectores de Electricidad,
Gas y Agua y con el de sectores electrointensivos como la Industria Manufacturera
y la Construcción. Se observa una fuerte correlación del PIB nacional con el de la
Electricidad, Gas y Agua, especialmente en los últimos trimestres, igualmente la
Industria Manufacturera y la Construcción inciden directamente en el
comportamiento del PIB nacional.
1 7 .0 0 %
P I B (% )
1 2 .0 0 %
7 .0 0 %
I- 0 5
III- 0 4
I- 0 4
III- 0 3
I- 0 3
III- 0 2
I- 0 2
III- 0 1
I- 0 1
III- 0 0
I- 0 0
III- 9 9
I- 9 9
III- 9 8
- 3 .0 0 %
I- 9 8
2 .0 0 %
- 8 .0 0 %
- 1 3 .0 0 %
? a n u a l ( % ) P IB
- 1 8 .0 0 %
- 2 3 .0 0 %
? a n u a l ( % ) e le c tr ic id a d , g a s y a g u a
? a n u a l ( % ) I n d u s tr ia m a n u fa c tu r e r a
? a n u a l ( % ) c o n s tr u c c ió n
- 2 8 .0 0 %
Gráfica 1-4. Variación anual PIB vs. Sectores de la economía
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Históricamente se han observado valores cercanos en las variaciones porcentuales
de la demanda nacional de energía eléctrica y del PIB, sin embargo, a partir del
tercer trimestre del año 2003 este comportamiento parece cambiar, las variaciones
de la demanda eléctrica no han seguido el mismo patrón del PIB y las diferencias
entre los mismos aumenta con respecto a los datos históricos, siendo mayor el
crecimiento del PIB. La Gráfica 1-5 muestra la variación del PIB y de la demanda
nacional de energía eléctrica desde el año 1999.
5 .0 0 %
(% )
4 .0 0 %
3 .0 0 %
2 .0 0 %
1 .0 0 %
IV - 0 4
II- 0 4
IV - 0 3
II- 0 3
IV - 0 2
II- 0 2
IV - 0 1
II- 0 1
IV - 0 0
II- 0 0
- 1 .0 0 %
IV - 9 9
0 .0 0 %
- 2 .0 0 %
- 3 .0 0 %
- 4 .0 0 %
? a n u a l (% ) P IB
? a n ua l (% ) D e m a n d a e le c t ric id a d
- 5 .0 0 %
Gráfica 1-5. Variación PIB vs. Demanda de energía eléctrica
1.2.2 Tasa de desempleo
En los últimos cuatro años el desempleo a nivel nacional presenta una tendencia a
decreciente con leves variaciones, al pasar del 16.7% en marzo del 2001 a 12.1%
en diciembre de 2004. En el primer trimestre del 2005 se registra un deterioro en la
tasa de desempleo, situándose en 13.1%. Como es de esperarse, la disminución de
la tasa de desempleo sigue la senda del crecimiento de la economía, tal y como se
observa en la siguiente la Gráfica 1-6.
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5%
Tas as de
desem pleo (%)
PIB anual (%)
11%
12%
4%
13%
14%
3%
15%
PIB
2%
16%
T asa de
desempleo (% )
1%
mar-01
sep-01
mar-02
sep-02
mar-03
sep-03
mar-04
17%
mar-05
sep-04
Gráfica 1-6 Variación PIB vs. Tasa de desempleo
1.2.3 Tasa Representativa del Mercado
El peso colombiano continúa con su tendencia revaluacionista que inició en marzo
de 2003, momento en el que la TRM alcanzó su máximo histórico de $2,958.25. A
partir de diciembre de 2003 y hasta agosto de 2004, la revaluación llegó a cifras de
un solo dígito; a partir de esta última fecha y hasta junio de 2005, la revaluación ha
sido de dos dígitos llegando al máximo histórico de 14.4% en mayo de 2005, con un
valor de TRM de $2,332.79, igualando los valores existente del primer trimestre del
2001. La Gráfica 1-7 ilustra el comportamiento histórico de la TRM y la devaluación.
3 ,0 0 0
TR M ($ p o r U S D )
2 ,9 5 8 .2 5
D e v a lu a c ió n ( % )
4 0 .0 %
3 0 .0 %
2 ,8 0 0
2 0 .0 %
2 ,6 0 0
1 0 .0 %
2 ,4 0 0
0 .0 %
2 ,2 0 0
- 1 0 .0 %
TR M
D E V A L U A C IÓ N A N U A L
- 2 0 .0 %
2 ,0 0 0
d ic - 0 0
ju n - 0 1
d ic - 0 1
ju n - 0 2
d ic - 0 2
ju n - 0 3
d ic - 0 3
ju n - 0 4
d ic - 0 4
ju n - 0 5
Gráfica 1-7. Tasa representativa del mercado vs. Devaluación
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1.2.4 Deuda externa
A diciembre de 2004, el saldo de la deuda pública asciende a USD 25,779 millones
y el de la deuda privada a USD 13,792 millones, para un total de USD 39,571
millones, que equivale al 40.6% del PIB. En lo corrido del 2004, el saldo de la deuda
pública, en proporción al PIB, disminuyo del 30.7% al 26.5%, mientras que el saldo
de la deuda privada se redujo del 16.9% al 14.2%, para una variación total de saldo
de deuda pública mas privada del 47.6% al 40.6%. Sin embargo, el saldo total pasó
de USD 38,066 millones a USD 39,571 millones. La gráfica
Gráfica 1-8 indica las variaciones en el saldo de la deuda por sectores y como
porcentaje del PIB.
Durante el periodo 2000 - 2004 se observa una tendencia decreciente en el
endeudamiento del sector privado en proporción al PIB, mientras que para el sector
público la proporción del saldo de deuda, en este mismo período, ha aumentado.
40,000
Saldo deuda/PIB
%
Saldo deuda USD
Millones
50.0
45.0
35,000
40.0
30,000
35.0
30.0
25,000
25.0
20,000
20.0
15,000
15.0
10.0
10,000
1995
1996
Saldo pública
Privada/ PIB
1997
1998
1999
2000
Saldo privada
Total/PIB
2001
2002
2003
2004
Publica/PIB
Gráfica 1-8. Comportamiento de la deuda externa
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1.3
EXPORTACIONES E IMPORTACIONES
Durante el período comprendido entre 1993 y 1998 el país registró déficit en la
balanza comercial, alcanzando una cifra cercana a los USD 3,000 millones en el
año 1998. En los años 1999 y 2000, las exportaciones tuvieron un fuerte repunte,
gracias al incremento en las exportaciones de petróleo y derivados, que registró
aumentos del 61.2% y 27.2% con respecto al año inmediatamente anterior, lo que
permitió que en estos años se registrara superávit de USD 1.62 y USD 2.16 miles
de millones, respectivamente. En el año 2001, se reduce el saldo positivo de la
balanza comercial a USD 333 millones y en el 2002 fue de USD 78 millones. Esta
reducción en la balanza comercial se debe a la reducción en las exportaciones de
petróleo y derivados en 31.2% en el año 2001 y 0.3% en el año 2002 y a un
incremento en las importaciones.
16,000
12,000
8,000
4,000
0
-4,000
-8,000
-12,000
Exportaciones
Importaciones
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
-16,000
Balanza comercial
Gráfica 1-9. Comportamiento histórico de la Balanza Comercial
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2
2.1
SITUACIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
DEMANDA DE ENERGÍA
2.1.1 Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Colombia
Para el análisis de la evolución de la demanda de energía eléctrica se emplean los
siguientes indicadores:
1)
Últimos doce meses: Compara el crecimiento de la demanda acumulada de los
últimos 12 meses con respecto al periodo de 12 meses inmediatamente
anterior.
2)
Acumulado: Compara la demanda acumulada de lo transcurrido del año en
curso con respecto al mismo periodo del año anterior.
3)
Mes a Mes: Compara la demanda de un mes con el mismo del año
inmediatamente anterior. De esta forma, el indicador Mes a Mes de enero
coincide con el acumulado de enero.
Debido a que el 2004 presenta un día más por ser bisiesto, el comportamiento de la
demanda difiere en un día respecto de un año normal, razón por la cual
adicionalmente se incluye el análisis de evolución de las tasas de crecimiento
teniendo en cuenta la corrección por ese día adicional.
En general, se aprecia que la demanda de energía eléctrica continúa con la
tendencia de crecimiento, si bien se observa para el 2004 una desaceleración con
respecto al 2003.
La demanda total doméstica de 2004 fue de 47,019 GWh, que equivale a un 2.73%
por encima del total acumulado a la misma fecha en el año 2003. Sin embargo, si se
corrige el efecto del año bisiesto, normalizando la demanda sobre el total de días
transcurridos, el crecimiento acumulado sería de 2.45%.
En cuanto al crecimiento mes a mes, en el último semestre se aprecia claramente el
“efecto calendario” producido por los días festivos, de menor consumo, que incide
en el crecimiento de la demanda, es así como: en junio del 2003 presentó tres
festivos mientras que en el 2004 solo ocurrieron dos, por lo que en el 2004 se
presenta un mayor crecimiento.
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7.00%
6.00%
5.00%
Tasa
4.00%
3.00%
2.00%
1.00%
0.00%
Ene Feb Mar Abr May Jun
Jul Ago Sep Oct Nov. Dic
Ultimos doce meses 2.56 2.79 2.60 2.73 2.60 2.87 2.58 2.71 2.63 2.59 2.65 2.73
Acumulado
0.72 3.17 3.30 3.13 2.72 3.14 2.81 2.92 2.79 2.66 2.69 2.73
Mes a Mes
0.72 5.79 3.54 2.63 1.14 5.32 0.89 3.64 1.82 1.52 2.95 3.14
Gráfica 2-1. Seguimiento mensual de la demanda de energía eléctrica 2004 sin
corregir el efecto de año bisiesto.
7.00%
6.00%
5.00%
Tasa
4.00%
3.00%
2.00%
1.00%
0.00%
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct Nov .
Dic
Ultimos doce meses 2.56 2.51 2.32 2.44 2.32 2.59 2.30 2.43 2.35 2.30 2.37 2.45
Acumulado
0.72 1.45 2.16 2.28 2.05 2.58 2.33 2.49 2.42 2.33 2.38 2.45
Mes a Mes
0.72 2.14 3.54 2.63 1.14 5.32 0.89 3.64 1.82 1.52 2.95 3.14
Gráfica 2-2. Seguimiento mensual de la demanda de energía eléctrica 2004
corrigiendo el efecto de año bisiesto.
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En julio de 2003 no se presentaron festivos en días diferente al domingo pero en el
2004 presentó dos, que correspondieron a días comerciales, lunes y martes, por
ello el crecimiento mes a mes es menor.
Agosto tuvo el mismo número de festivos en el 2004 que en el 2003, pero uno de
estos fue un día sábado, mientras que en el año anterior este había correspondido
al día jueves, adicionalmente en ese mes se presentó un aumento en la demanda
de energía en los sábados no festivos con respecto a lo observado en el mes
inmediatamente anterior y posterior. En diciembre se observó un repunte en el
crecimiento de la demanda al compararlo con el 2003 igualmente atribuible a la
composición del calendario.
Cuando se compara la tendencia de crecimiento de demanda de energía eléctrica
trimestral, con variables de tipo macroeconómico como PIB y consumo final de la
economía se observa que en general se mantiene una correlación entre ellas, como
se aprecia en la Gráfica 2-3.
6.0%
5.0%
Tasa
4.0%
3.0%
2.0%
1.0%
2004III
2004I
2003 III
2003 I
2002 III
2002 I
2001 III
2001 I
2000 III
2000 I
0.0%
Años
PIB
Consumo final
Demanda Energía Eléctrica
Fuente : DANE, CND
Gráfica 2-3. Evolución trimestral del crecimiento del PIB, consumo final de los
sectores económicos y la demanda de energía eléctrica
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2.1.1.1 Desviación de los modelos
•
Año 2004
Al comparar los pronósticos realizados para el 20041 frente a la demanda real de
energía eléctrica, Tabla 2-1, se observa que el comportamiento de la demanda de
energía eléctrica se mantuvo dentro de la franja de escenarios de proyección
esperada, salvo lo ocurrido en enero y diciembre, desviaciones que sin embargo no
superan los límites de confianza de los modelos que son del orden del 3 %. La
Tabla 2-1, muestra los escenarios y la desviación de la demanda real con respecto
al pronóstico medio.
En el total del año, la desviación acumulada de la demanda real vs la proyectada
fue de 0.16% que implica una diferencia de la demanda acumulada de 75 GWh.
ENERGIA
GWh
REAL GWh
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Total año
3810
3744
4029
3791
3932
3836
3937
4027
3903
4000
3922
4088
47019
ESPERADO
ESC. MEDIO
3896
3752
4001
3818
3959
3819
3950
3988
3937
4021
3915
4039
47094
DESVIACION CON
RESPECTO AL
ESCENARIO MEDIO
-2.20%
-0.22%
0.70%
-0.70%
-0.70%
0.44%
-0.32%
0.97%
-0.86%
-0.51%
0.18%
1.22%
0.16%
ESPERADO
ESC. ALTO
3944
3798
4040
3855
3998
3856
3989
4027
3976
4060
3919
4063
ESPERADO
ESC. BAJO
3843
3701
3961
3780
3921
3782
3911
3949
3899
3981
3911
4035
Diferencia
Medio GWh
-85.5
-8.1
28.1
-26.7
-27.9
16.6
-12.6
38.8
-33.7
-20.3
6.9
49.3
75
Fuente : UPME, CND
Tabla 2-1. Desviación del pronóstico de energía - 2004
Al analizar el comportamiento de la demanda de potencia máxima mensual, se
encuentran desviaciones superiores a lo esperado, en especial para el mes de
septiembre donde el pronóstico sobreestimó la potencia en más del 5%. Sin
embargo, la desviación de la potencia en el mes de diciembre, mes en el que
generalmente se presenta el máximo requerimiento de potencia del año, se tuvo
una desviación del 1%. En la Tabla 2-2, se muestra el seguimiento de esta variable
durante año.
1
Se realizó revisión de escenarios en noviembre de 2003 y en marzo, junio y noviembre de 2004.
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Potencia
MW
REAL MW
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
7592
7745
8221
7925
8010
7883
7831
7773
7761
7797
7969
8332
ESPERADO
ESC. MEDIO
DESVIACION CON
RESPECTO AL
ESCENARIO MEDIO
7906
7953
8020
7831
7875
7722
7813
7835
8196
8158
8100
8415
ESPERADO
ESC. ALTO
-4.0%
-2.6%
2.5%
1.2%
1.7%
2.1%
0.2%
-0.8%
-5.3%
-4.4%
-1.6%
-1.0%
ESPERADO
ESC. BAJO
8003
8051
8098
7907
7952
7797
7889
7912
8276
8238
8109
8466
Diferencia a
Medio MW
7797
7844
7941
7754
7798
7646
7736
7759
8116
8078
8093
8407
-313.75
-208.08
201.13
94.36
135.29
161.41
18.34
-62.47
-434.83
-360.71
-131.65
-82.21
Fuente : UPME, CND
Tabla 2-2. Desviación de pronóstico de potencia - 2004
En cuanto a las cargas especiales industriales, en el 2004 estas demandaron
2,019.2 GWh, lo cual representa un crecimiento del 10% respecto al año anterior.
En la Gráfica 2-4 se puede apreciar la variación del comportamiento de estas
cargas frente a una demanda promedio mensual estimada.
Demanda media
esperada
200
180
160
GWh/mes
140
120
100
80
60
40
20
0
Ene04
Feb04
Mar04
Abr04
OXY
May04
Jun- Jul-04 Ago04
04
Cerrejón
Sep04
Oct04
Nov04
Dic04
Cerromatoso
Fuente : UPME, CND
Gráfica 2-4. Evolución del comportamiento mensual de las cargas especiales
vs. el consumo medio esperado en el 2004.
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
180.00
160.00
140.00
GWh/mes
120.00
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
Ene04
Feb- Mar04
04
Abr04
May- Jun- Jul-04 Ago04
04
04
Sep04
Oct04
Nov04
Dic04
Fuente : UPME, CND
Gráfica 2-5. Evolución de las TIEs durante el 2004.
Respecto a la evolución de las TIEs, se observa que en el periodo enero a mayo,
esta demanda tuvo una variación de entre 138 y 168 GWh, con un notable
decremento en junio producto de la disponibilidad de agua en el Ecuador,
incrementándose en los meses subsiguientes hasta llegar nuevamente al nivel de
170 GWh en diciembre, como se aprecia en la Gráfica 2-5.
El total de demanda por TIE para el 2004 fue de 1,646 GWh, lo que representa un
55% de crecimiento con respecto al total demandado en el 2003. Si se descuenta lo
sucedido en los meses de enero y febrero, teniendo en cuenta que el esquema de
TIEs inició en marzo de 2003, el crecimiento fue de 24% con respecto al mismo
periodo del año anterior.
•
Año 2005
En lo transcurrido del año 2005 se ha observado que el crecimiento de la demanda
de energía prosigue con la senda observada en el 2004, es así como el crecimiento
de los últimos dos meses se encuentra alrededor del 2.7%. En la Gráfica 2-6 se
observa la evolución.
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4.00%
3.50%
3.00%
Tasa
2.50%
2.00%
1.50%
1.00%
0.50%
0.00%
Ene Feb Mar
Abr May Jun
Jul
Ago Sep
Oct Nov. Dic
Ultimos doce meses 2.68 2.71
Acumulado
3.58 3.06
Mes a Mes
3.58 2.60
Gráfica 2-6. Seguimiento mensual de la demanda de energía eléctrica 2005
corrigiendo el efecto de año bisiesto 2004
Al comparar la demanda real con respecto a la revisión de escenarios realizada en
noviembre se observa que la desviación máxima está en el rango del 1%.
ENERGIA
GWh
REAL GWh
ENE
FEB
Total año
3947
3709
7655
ESPERADO
ESC. MEDIO
3955
3748
DESVIACION CON
RESPECTO AL
ESCENARIO MEDIO
-0.20%
-1.06%
ESPERADO
ESC. ALTO
4041
3829
ESPERADO
ESC. BAJO
3914
3710
Diferencia
Medio GWh
-7.9
-39.8
Fuente : UPME, CND
Tabla 2-3. Desviación de pronóstico de energía - 2005
En cuanto a la desviación de la potencia, se mantiene en un rango inferior al 2%.
Potencia
MW
REAL MW
ENE
FEB
7797
7943
ESPERADO
ESC. MEDIO
7948
8073
DESVIACION CON
RESPECTO AL
ESCENARIO MEDIO
-1.9%
-1.6%
ESPERADO
ESC. ALTO
ESPERADO
ESC. BAJO
8123
8246
7866
7990
Diferencia a
Medio MW
-151.17
-130.07
Fuente : UPME, CND
Tabla 2-4. Desviación de pronóstico de potencia - 2005
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Para las cargas especiales la demanda de energía en lo corrido del año es de 315.2
GWh, disminuyendo un 8% en febrero con respecto al año pasado, en la
comparación mes a mes, que se explica en el caso de OXI por problemas de orden
público.
200.0
Demanda media
esperada
180.0
160.0
GWh/mes
140.0
120.0
100.0
80.0
60.0
40.0
20.0
0.0
Ene05
Feb- Mar05
05
Abr- May- Jun- Jul-05 Ago- Sep05
05
05
05
05
OXY
Cerrejón
Oct05
Nov05
Dic05
Cerromatoso
Fuente : UPME, CND
Gráfica 2-7. Evolución del comportamiento mensual de las cargas especiales
vs. el consumo medio esperado - 2005
2.1.2 Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Ecuador
El comportamiento de la demanda de energía presenta en ciertos países una
correlación marcada con el comportamiento del PIB. En tal sentido consideramos
oportuno ver la evolución de estas dos variables para el caso ecuatoriano desde
comienzos de los años noventas.
En la década de los noventas el Ecuador presentó en su comportamiento
económico, en especial del PIB, un crecimiento con altibajos el cual entre los años
de 1990 y 1998 fluctuó en un rango entre el 1.7% hasta el 5%, no obstante este
comportamiento se vio influenciado en un profundo receso en el año 1999 en donde
el PIB ecuatoriano se situó en -6.3%. A partir de 1999 hasta el 2004 el
comportamiento de esta variable ha sido positivo similar al presentado a comienzos
de los años noventa.
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Como consecuencia del receso presentado en 1999 el Ecuador tomó una serie de
medidas directas a nivel económico y otras que de manera indirecta tuvieron
efectos inmediatos en el 2000 reflejando una recuperación del PIB. Algunas de
estas medidas fueron la dolarización de la moneda ecuatoriana, incentivo en la
participación de la inversión extranjera, el efecto del aumento del precio del
petróleo, considerado que éste es uno de los bienes de mayor exportación del
vecino país y, al igual que en Colombia, un aumento de las remesas monetarias de
los emigrantes ecuatorianos. Estos factores a su vez han conducido a un
incremento en la demanda interna de bienes y servicios conllevando un aumento de
la capacidad de producción en el vecino país.
En cuanto al comportamiento de la demanda de energía y potencia eléctrica, se han
visto afectadas por la conducta de las anteriores variables, las cuales han
influenciado en el nivel productivo del Ecuador así como una mayor disposición por
parte de los usuarios a la compra de bienes caseros coadyuvando, entre otras, un
incremento de la demanda de energía a nivel industrial y residencial.
Las variaciones en el comportamiento del PIB y de la demanda de energía se
aprecian en la Gráfica 2-8.
17.0
15.0
13.0
9.0
7.0
5.0
3.0
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
-3.0
1992
-1.0
1991
1.0
1990
% VARIACIÓN
11.0
-5.0
-7.0
PIB
DEM. ENERGÍA
Gráfica 2-8. Evolución anual del crecimiento del PIB y la demanda de energía
eléctrica en Ecuador
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El comportamiento de la demanda de energía2 en el sector eléctrico ecuatoriano,
Gráfica 2-9, ha mantenido un crecimiento desde el inicio de los años noventa,
aunque afectada en 1999 por una disminución en el ritmo de crecimiento
económico.
14000
13000
12000
GWh
11000
10000
9000
8000
7000
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
6000
Gráfica 2-9. Comportamiento de la demanda de energía en Ecuador
El comportamiento de la demanda máxima de potencia eléctrica en el Ecuador
presenta un comportamiento similar a lo ocurrido con la demanda de energía.
Presenta incrementos significativos y continuos en los periodos 1990 a 1997 y 2000
a 2004 y una disminución significativa en el año 1999. El comportamiento de esta
variable en bornes del generador para el periodo 1990 – 2004 se observa en la
Gráfica 2-10.
2
El dato de demanda de energía para Ecuador fue calculada con la serie histórica de energía generada neta incluyendo
importaciones y exportaciones (para los años 1990 a 1998 se estimaron los autoconsumos en generación como un 2% de la
energía generada bruta). Este valor no considera la generación de autoproducción la cual en dicho país corresponde a AGIP,
PETROPRODUCCIÓN y REPSOL (a partir del año 2002).
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2500
2250
MW
2000
1750
1500
1250
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1000
Gráfica 2-10. Demanda Máxima de Potencia en Bornes de Generación (SIN)
Los crecimientos más significativos en la demanda máxima de potencia a partir del
año 2000 se han alcanzado durante el 2002 y 2004, para los cuales el incremento
respecto al año inmediatamente anterior corresponden a 6.59% y 6.16%
respectivamente.
2.1.3 Evolución histórica de la demanda de energía eléctrica en Panamá
A pesar de que en los años 2000 y 2001 la economía panameña presentó un
proceso de desaceleración, a partir del 2002 empezó a recuperarse y tuvo efectos
significativos durante el 2003, esto como consecuencia del aumento de la inversión
pública en infraestructura, en las actividades industrial, financiera y pecuaria. Lo
anterior aunado al aumento en el consumo interno por la disponibilidad de crédito y
la significativa entrada de las remesas de los emigrantes panameños. Durante el
2004 este comportamiento en la economía se mantuvo reflejo de la continuación del
proceso de recuperación que empezó a finales del año 2002. La Gráfica 2-11
presenta la variación porcentual entre el PIB y la demanda de energía3 en Panamá
en el período 2000 - 2004.
3
La variación de la demanda de energía eléctrica en Panamá no contiene exportaciones
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8.0
7.0
% VARIACIÓN
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
2000
2001
2002
PIB
2003
2004
DEM. ENERGÍA
Gráfica 2-11. Evolución anual del crecimiento del PIB y la demanda de energía
eléctrica en Panamá
A pesar del comportamiento creciente en la demanda de energía de Panamá desde
1999, en el 2003 se presenta una desaceleración; no obstante desde el 2000 el
crecimiento ha sido del 4%. La Gráfica 2-12 presenta la evolución de la demanda de
energía desde 1999.
5500
5250
GWh
5000
4750
4500
4250
4000
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Gráfica 2-12. Demanda de energía de Panamá
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Por otra parte, la demanda máxima de potencia muestra que su mayor variación
ocurrió en el 2001 con un aumento del 8.0%. La Gráfica 2-13 presenta la evolución
de esta variable.
1000
950
MW
900
850
800
750
700
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Gráfica 2-13. Demanda máxima de potencia de Panamá
2.2
CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACIÓN
2.2.1 Capacidad instalada y generación en Colombia
La capacidad efectiva neta instalada del sistema de interconexión nacional a
diciembre 31 de 2004 era de 13,354 MW de los cuales 12,910 MW (96.7%) son
despachados centralmente y 444 MW (3.3%) no despachados centralmente.
De la capacidad efectiva neta despachada centralmente 8,557 MW (66.3%)
corresponden a plantas hidráulicas, 3,661 MW (28.4%) a plantas que operan con
gas natural y 692 MW (5.4%) a plantas que operan con carbón mineral.
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De la capacidad efectiva neta no despachada centralmente 378 MW (85.1%)
corresponden a plantas hidráulicas, 22 MW (4.9%) a plantas que operan con gas
natural, 19 MW (4.4%) generadores eólicos y 25 MW (5.7%) a cogeneradores y
autogeneradores.
2.2.1.1 Disponibilidad de plantas de generación
La disponibilidad promedio diaria de las plantas de generación de energía eléctrica
en el 2004 fue de 11,649 MW. La disponibilidad mínima en el 2004 fue de 10,434
MW el día 24 de agosto y la máxima fue de 12,941 MW ocurrida el 18 de enero.
2.2.1.2 Disponibilidad de recursos hídricos
El total de aportes durante el 2004 fue de 48,614 GWh (99% del promedio
histórico), siendo los meses de febrero y julio los que presentaron el menor y mayor
nivel de aportes medios (1,563 GWh y 6,496 GWh) respectivamente. Los aportes
hidráulicos en los diferentes meses del año 2004, representados como porcentaje
del promedio histórico, se presenta en la Gráfica 2-14.
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Ene-04
Mar-04
Abr-04
Jun-04
Ago-04
Sep-04
Nov-04
Dic-04
Feb-05
Gráfica 2-14. Aportes hídricos a los embalses como porcentaje del promedio
histórico.
El embalse ofertable nacional para el 2004 se presenta en la Gráfica 2-15.
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
12000
10000
GWh
8000
6000
4000
2000
0
Ene-04
M ar-04
Abr-04
Jun-04
Ago-04
Sep-04
Nov-04
Dic-04
Feb-05
Gráfica 2-15. Embalse ofertable nacional
2.2.1.3 Generación de energía eléctrica en Colombia
El Sistema Interconectado Nacional en el 2004 tuvo una generación4 de 48,620
GWh. De dicha generación, un 78.4% fue realizada por recursos hídricos, 14.0%
por plantas que operan con gas natural, 3.4 % por plantas que operan con base en
carbón mineral, 3.8 % por plantas menores y cogeneradores. La participación por
recurso energético en la demanda horaria de potencia durante el 2004 se muestra
en la Gráfica 2-16.
8000
7000
6000
MW
5000
4000
3000
2000
1000
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora
HIDRO
GAS
CARBON
MEN Y COG
Gráfica 2-16. Oferta total de potencia según fuente. Año 2004.
4
Fuente ISA, sistema de información Neón. Marzo de 2005
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La planta que presentó el mayor aporte a la generación de energía eléctrica en el
2004 fue Guavio la cual generó un 12.6 % del total del sistema, seguida de las
plantas de San Carlos con 12.5 %, Chivor con 8.7 % y Tebsa con 7.3 %. De estas
plantas solo Tebsa generó gran parte de la energía por restricciones, mientras que
las otras plantas lo hicieron por orden de mérito. La Gráfica 2-17 presenta la
participación en porcentaje de las plantas con respecto a la generación de energía
eléctrica en el año 2004.
GUAVIO
12.6%
OTROS
36.7%
SAN CARLOS
12.5%
CHIVOR
8.7%
BETANIA
GUATRON
3.8%
5.2%
GUATAPE
6.3%
PAGUACA
6.8%
TEBSA
7.3%
Gráfica 2-17. Participación de plantas en la generación de energía eléctrica
•
Hidráulicas
La energía generada con recursos hidráulicos fue de 38,112 GWh, de los cuales
Guavio participó con 16.1%, seguida de las plantas San Carlos y Chivor con 16.0%
y 11.1% respectivamente. La mayor parte de la generación hidráulica corresponde a
plantas que presentaron altos niveles de despacho por orden de mérito. La Gráfica
2-18 presenta el porcentaje de generación en el 2004 de las diferentes plantas de
generación hidráulica.
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GUAVIO
16.1%
OTROS
24.2%
SAN CARLOS
16.0%
PORCE 2
4.4%
BETANIA
4.9%
GUATRON
6.6%
GUATAPE
8.1%
PAGUACA
8.7%
CHIVOR
11.1%
Gráfica 2-18.
Porcentaje de participación en la generación de plantas hidráulicas - 2004
•
Gas natural
Durante el 2004, la generación de energía eléctrica atendida por plantas que operan
con gas natural fue de 6,809 GWh, de los cuales el 52% fue generada por la planta
de Tebsa, el 11% por la planta Flores 1, el 9.8% por la planta Flores 3, y el 9.8% por
Termoguajira. En la Gráfica 2-19 se aprecia la participación en la generación
realizada por diferentes plantas que operan con gas natural.
FLORES 2
3.7%
OTROS
10.2%
GUAJIRA 2
4.6%
GUAJIRA 1
5.2%
TEBSA TOTAL
52.0%
SIERRA
6.5%
FLORES 3
6.8%
FLORES 1
11.0%
Gráfica 2-19.
Porcentaje de participación en la generación de plantas a gas natural - 2004
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•
Carbón mineral
En el 2004, la generación atendida por las plantas que operan con carbón mineral
fue de 1,634 GWh de los cuales el 40.5 % fue realizado por Paipa 4, el 34.3% por la
planta de Tasajero y el 14.2% por la planta de Paipa 3. En la Gráfica 2-20 puede
observarse la participación de las diferentes plantas de generación que operan con
carbón mineral.
PAIPA 1 PAIPA 3 ZIPAS 2-5
4.2%
4.0%
2.7%
PAIPA 2
14.2%
PAIPA 4
40.5%
TASAJER 1
GENERADOR
34.3%
Gráfica 2-20.
Porcentaje de participación en la generación de plantas a carbón en el 2004
2.2.2 Capacidad instalada y generación en Ecuador
La capacidad instalada al finalizar el 2004 en el Ecuador se situó en 3,775 MW, de
los cuales 1,746 MW (46.3%) corresponden a centrales hidroeléctricas y 1,738 MW
(46.1%) a centrales térmicas y los 290 MW (7.7%) restantes equivalen a
importación de los cuales 250 MW corresponden a la interconexión con Colombia.
Así mismo, en un ligero vistazo a la evolución de la capacidad instalada en el
Ecuador desde el año 1999 al 2004 muestra que se ha incrementado en el periodo
en un 12%. No obstante, al observar su variación en la instalación de manera anual
se han presentado incrementos significativos entre los años 2002 y 2003 que
alcanzan porcentajes del 7.5 y 7.8% respectivamente; el primero de ellos debido a
un aumento en la instalación de turbinas de gas y de motores de combustión interna
-MCI- y en el 2003 a la entrada de la interconexión con Colombia. La Tabla 2-5
presenta las capacidades instaladas por tipo de central eléctrica entre el periodo
1999 - 2004.
Por otra parte en cuanto a la capacidad instalada por energético, el 50.1%
corresponde a plantas hidráulicas, 17.7% en turbinas a gas que operan con otros
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energéticos diferentes a éste, 4.8% a plantas que operan con gas natural
(proveniente del golfo de Guayaquil, de procesos de extracción de petróleo), un
14.6% de la capacidad opera con motores de combustión interna –MCI- y el
restante 12.8% corresponde a plantas que poseen turbinas de vapor.
TIPO CENTRAL
Hidráulica
Térmica Gas 5
1999
1,707
821
2000
1,707
821
2001
1.715
475
2002
1.746
534
2003
1.746
616
2004
1,746
616
Térmica Gas Natural
Térmica MCI
Térmica Vapor
Importación
Total
-348
475
20
3,371
-348
475
20
3,371
-347
671
40
3,248
159
431
581
40
3,491
162
505
446
290
3,765
166
510
446
290
3,775
Tabla 2-5 Capacidad instalada en centrales eléctricas en Ecuador - MW
En lo que respecta a la generación de energía en Ecuador en el 2004 se estimó en
13,958 GWh, que corresponde a un incremento de 12.7% respecto a la ocurrida en
el 2003. Este incremento es muy superior al promedio de crecimiento anual
experimentado en el periodo 1999 – 2003 cuya tasa promedio de crecimiento se
ubicó en torno al 5.17%.
La evolución anual de la energía generada en el Ecuador6 periodo 1999 - 2004 se
muestra en la Tabla 2-6.
Año
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Energía (GWh)
Incremento
anual (%)
10.135
10.449
10.821
11.656
12.389
13.958
3,10
3,56
7,72
6,29
12,66
Tabla 2-6 Generación de energía en Ecuador
5
6
Estas unidades poseen turbinas de gas que operan con otros combustibles
Generación sin autoconsumos
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2.2.3 Capacidad Instalada y Generación en Panamá
La potencia instalada en Panamá durante el 2004 fue de 1,507.2 MW, de los cuales
845 MW (56.1%) son centrales hidroeléctricas y 662.2 MW (43.9%) corresponden a
centrales termoeléctricas. Esta potencia al compararse con respecto a la instalada
en el año 1999 representa para el sistema panameño un incremento del 27%.
La capacidad instalada de generación eléctrica, incluidos 19 MW de sistemas
aislados, disminuyó de 1,555.2 MW en el 2003 a 1,507.2 MW en el 2004. A pesar
de lo anterior la capacidad instalada hidráulica se incrementó como resultado de la
rehabilitación de las unidades 1 y 2 de la hidroeléctrica Bayano, las cuales
aumentaron su capacidad de 75 a 87 MW cada una y la entrada en operación, en el
mes de noviembre de 2003, de la hidroeléctrica Estí con una capacidad de 120 MW.
Sin embargo, la capacidad instalada térmica disminuyó en 60 MW producto del
retiro del mercado de la compañía Petroeléctrica de Panamá en octubre de 2004.
La Tabla 2-7 presenta la capacidad instalada en Panamá por tipo de central
eléctrica en el periodo 1999 - 2004.
TIPO CENTRAL
HIDRAULICA
TERMICA
TOTAL
1999
553.1
629.3
1182.4
2000
613.1
634.5
1247.6
2001
613.1
646.6
1259.7
2002
701.0
722.1
1423.1
2003
833.0
722.2
1555.2
2004
845.0
662.2
1507.2
Tabla 2-7 Capacidad instalada en centrales eléctricas en Panamá en MW
Por otra parte, la generación de energía eléctrica en el sistema eléctrico panameño
se vio favorecido por un aumento en la producción de energía hidroeléctrica al
finalizar la ejecución de los Proyectos de Estí y Bayano, lo que conjuntamente con
un aumentó de las precipitaciones significó un incremento en la producción de
energía hidroeléctrica sustituyendo generación térmica.
En el 2004 la generación bruta fue de 5,760.4 GWh de los cuales 3,778.5 (65.59 %)
fueron hidráulicos y 1,981.9 GWh (34.41%) térmicos (bunker, diesel y diesel
marino). La Autoridad del Canal de Panamá (autogenerador Hidro-Térmico)
contribuyó con 680.7 GWh (11.82%), y hubo exportaciones netas hacia
Centroamérica por 128.55 GWh equivalentes a 2.23%.
La energía eléctrica entregada al SIN por parte de las plantas en el Mercado
Mayorista en el período que comprende de enero a diciembre de 2004, fue de
5,105.85 GWh, que al compararlo con el año 2003 se presentó un incremento
porcentual de 3.82%. En términos absolutos dicho incremento es de 187.84 GWh.
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Para el desarrollo del análisis presentado anteriormente se utilizaron las siguientes
fuentes de información:
•
•
•
•
•
•
•
2.3
Banco Central del Ecuador.
www.eerssa.com
CONELEC. Estadísticas del sector eléctrico ecuatoriano años 2002-2003-2004.
Ministerio de Economía y Finanzas de la República de Panamá. Estadísticas
Económicas. Diciembre de 2004.
Banco Interamericano de Desarrollo. Situación económica y perspectivas, Istmo
Centroamericano y República Dominicana, mayo 2004.
www.mef.gob.pa
CND. Informe de la operación del sistema y del MEM, 2003.
LA TRANSMISIÓN
2.3.1 Descripción del Sistema de Transmisión Nacional
El Sistema de Transmisión Nacional (STN) existente está constituido por 10,908 km
de red a 220 - 230 kV y por 1,449 km de red a 500 kV. De las líneas a 220 - 230 kV,
10,816 km son activos de uso y 92 km constituyen activos de conexión. La
capacidad de transformación del STN es de 4,560 MVA a 500 kV en alta tensión y
la capacidad de transformación en los puntos de conexión a 220 – 230 kV es de
12,638.
2.3.2 Expansión del Sistema de Transmisión Nacional
La red de transmisión del STN se incrementó el 31 de octubre con la entrada de la
tercera línea Fundación- Sabanalarga 230 kV con una longitud de 91 km.
La capacidad de transformación en los puntos de conexión se incrementó respecto
al año anterior por la entrada del segundo transformador de La Virginia, 90 MVA
230/115/13.8 kV, declarado en explotación comercial el 25 de junio de 2004 y el
transformador de Paipa 180 MVA 230/115/13.8 kV, declarado en explotación
comercial el 17 de octubre de 2004.
El 12 de noviembre de 2004 se declaró en explotación comercial la Compensación
capacitiva de 2*30 MVAr a 115 kV en la subestación Belén en Cúcuta, adjudicada
mediante la Convocatoria UPME-03 de 2003. Adicionalmente, el 13 de noviembre
de 2004 se declaró en explotación comercial la Compensación capacitiva de 75
MVAr a 115 kV en la subestación Noroeste en Bogotá, adjudicada mediante la
Convocatoria UPME-04 de 2003.
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Durante el 2004 y hasta junio de 2005 se desarrolló el proceso de selección
mediante convocatorias públicas de los siguientes proyectos:
•
Convocatoria UPME-01 de 2004: Compensación capacitiva de 2*75 MVAr a 115
kV en la subestación Tunal en Bogotá. La apertura de la Convocatoria Pública
se dio el 8 noviembre 2004 y el inversionista fue seleccionado el 28 de abril de
2005, siendo adjudicada a la Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP con una
oferta de 1,328,015 USD del 31 de diciembre de 2004.
•
Convocatoria UPME-01 de 2005: Diseño, adquisición de los suministros,
construcción, operación y mantenimiento de la Línea de Transmisión a 230 kV
circuito doble Betania – Altamira – Mocoa - Pasto (Jamondino) - Frontera y obras
asociadas. En este proceso la apertura de la Convocatoria Pública se dio el 31
de enero de 2005 y el inversionista fue seleccionado el 10 de junio de 2005,
siendo adjudicada a la Empresa de Energía de Bogotá S.A. ESP con una oferta
de 41,499,996 USD del 31 de diciembre de 2004.
En cuanto al avance de los proyectos en construcción se tiene:
•
Convocatoria UPME-01 de 2003: La ejecución del proyecto (construcción,
operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo,
Primavera-Bacatá y obras asociadas) a mayo de 2005 es de 31.41 % que
representa un adelanto del 6.35 % con respecto al avance indicado en la
propuesta. La fecha prevista de puesta en operación del proyecto es el 1º de
octubre de 2007.
•
Convocatoria UPME-02 de 2003: La ejecución del proyecto (construcción,
operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo,
Bolívar – Copey – Ocaña – Primavera y obras asociadas) a mayo de 2005 es de
31.72 % que representa un adelanto del 5.31 % con respecto al avance indicado
en la propuesta. La fecha prevista de puesta en operación del proyecto es el 1º
de octubre de 2007.
2.3.3 Ingreso regulado del STN
Por concepto del Ingreso Regulado del STN para el año 2004, los
comercializadores pagaron 870,5 miles de millones de pesos de mayo de 2005.
Estos se cancelaron en mensualidades que promediaron los 72,5 miles de millones
de pesos.
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La Gráfica 2-21 muestra el flujo mensual del Ingreso Regulado neto7 por concepto
del STN y la compensación a causa de la indisponibilidad de activos del STN, la
cual a partir de septiembre de 2004 no supera el 0.01 % del Ingreso Regulado.
75000
0,070
74000
0,060
73000
0,050
71000
0,040
70000
%
Millones $
72000
0,030
69000
68000
0,020
67000
0,010
66000
IR Neto ( M$ de Mayo de 2004)
Abr-05
Ene-05
Oct-04
Jul-04
Abr-04
Ene-04
Oct-03
Jul-03
Abr-03
Ene-03
Oct-02
Jul-02
Abr-02
0,000
Ene-02
65000
% de compensación
Gráfica 2-21. Ingreso Regulado del STN y porcentaje de compensación
La Tabla 2-8 muestra la proporción en que el Ingreso Regulado Neto se distribuyó
entre los diferentes transmisores nacionales durante el 2004.
Agente Transmisor
Nacional
BETANIA
CENS
CORELCA
DISTASA
EBSA
EEB
EPPM
EPSA
ESSA
ISA
TRANSELCA
Porcentaje de
participación
0,31
0,19
0,33
0,41
0,19
7,16
7,44
2,63
1,50
70,14
9,67
Tabla 2-8.
Distribución del Ingreso Regulado entre los transmisores nacionales
7
Descontando las compensaciones por indisponibilidad de activos, conforme a las normas de calidad del STN.
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2.4
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
La Gráfica 2-22 presenta el número de empresas que desarrollan las diferentes
actividades del servicio de electricidad que operan en el SIN. De conformidad con el
Artículo 74 de la Ley 143 de 1994, las empresas constituidas con posterioridad a la
entrada en vigencia de esta Ley no pueden realizar mas de una actividad,
exceptuando las comercializadoras, quienes pueden desarrollar simultáneamente
las actividad de generación o distribución. Se conservan únicamente 3 empresas
con integración total de actividades, estas son: EEPPM, EPSA y ESSA.
3
7
23
10
4
21
C
D-C
T
G-C
G-C-D
G-C-D-T
Gráfica 2-22. Empresas por actividad en el SIN
2,500,000
Usuarios
2,000,000
ur
S
tr
al
C
en
TH
C
479,013
608,323
Q
C
R
st
e
N
or
oe
N
or
es
te
ib
e
0
C
ar
1,341,003
1,487,586
500,000
923,335
1,393,502
1,000,000
2,284,789
1,500,000
Gráfica 2-23 Usuarios atendidos por las empresas D y C
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Las empresas que operan en el SIN y que realizan simultáneamente las actividades
de distribución – comercialización atienden aproximadamente a ocho millones y
medio de usuarios, con la distribución por región que se muestra en la Gráfica 2-23.
Las empresas consideradas para la actividad de distribución y comercialización, se
agrupan en las regiones presentadas en la Tabla 2-9.
Región
Caribe
Noreste
Noroeste
CRQ
Central
THC
Sur
Empresas
Electrificadora de la Costa Atlántica
Electrificadora del Caribe
Empresa de Energía de Arauca
Empresa de Energía de Boyacá
Electrificadora del Casanare
Centrales Eléctricas del Norte de Santander
Electrificadora de Santander
Empresa Antioqueña de Energía
Empresas Publicas de Medellín
Distribuidora del Pacifico
Empresa de Energía de Pereira
Empresa de Energía del Quindío
Central Hidroeléctrica de Caldas
Codensa
Empresa de Energía de Cundinamarca
Electrificadora del Meta
Compañía Energética del Tolima
Electrificadora del Huila
Electrificadora del Caquetá
Empresas Municipales de Cali
Empresa de Energía del Pacifico
Compañía de Electricidad de Tulúa
Empresas Municipales de Cartago
Centrales Eléctricas del Cauca
Empresa Municipales de Energía Eléctrica
Empresa de Energía del Putumayo
Empresa de Energía del Bajo Putumayo
Centrales Eléctricas de Nariño
Tabla 2-9. Empresas por región
El tipo de usuario atendido es predominantemente residencial, representando
aproximadamente el 91.5% del total de usuarios, seguido por los usuarios
comerciales, que representan el 7% del total, el sector industrial representa tan solo
el 0.8% del total de usuarios, atendidos por las empresas distribuidoras
comercializadoras, igual porcentaje representa el conjunto de usuarios oficiales y de
otra naturaleza,
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Gráfica 2-24. Número de usuarios por sector (C, I, Of y Otros)
Industrial
Oficial
Otros
Comercial
2.5%
10.0%
1.5%
5.0%
1.0%
Comercial
Ind, Ofic, Otros
2.0%
0.5%
0.0%
0.0%
Caribe
Noreste Noroeste
CRQ
Central
THC
Sur
Gráfica 2-24. Número de usuarios por sector (C, I, Of y Otros)
10,000.0
9,000.0
8,000.0
7,000.0
2,884.6
1,000.0
0.0
Caribe
Noreste
5,774.2
2,000.0
Noroeste
CRQ
1,344.6
3,000.0
1,722.6
4,000.0
6,398.4
5,000.0
9,938.2
6,000.0
8,622.5
Consumo (Gwh-año)
El consumo en GWh para el año 2004, del conjunto de empresas de distribución
comercialización, alcanzó la cifra de 36,685.1 GWh-año. Las regiones central,
caribe y noroeste representan aproximadamente el 70 % de este valor. La Gráfica
2-25 indica el consumo de energía, en el año 2004, por región.
Central
THC
Sur
Gráfica 2-25. Consumo (GWh – año) por región
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100%
90%
80%
70%
Otros
60%
Oficial
50%
Comercial
40%
Industrial
Residencial
30%
20%
10%
0%
Caribe
Noreste Noroeste
CRQ
Central
THC
Sur
Total
Gráfica 2-26. Distribución (%) del consumo por sector
El consumo residencial representa aproximadamente del 43% del consumo total de
este grupo de empresas, seguido por la industria con el 32.2% y el comercio con el
17% , el consumo restante está representado por el sector oficial y otras cargas
menores, como se presenta en la Gráfica 2-26
400
C.U. ($ por Kwh)
350
300
250
200
150
Caribe
Noreste
dic-03
Noroeste
CRQ
incremento 2005-2004
Central
THC
Promedio dic-2003
Sur
Promedio dic-2004
Gráfica 2-27. CU nivel I por empresa
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El Costo Unitario, en el nivel de tensión I, en pesos por kilovatio hora, aprobado
para este conjunto de empresas, pasó de un promedio de $254.03 al finalizar el año
2003 a $294.13 en diciembre de 2004, lo que representa un incremento del 15.7%.
La componente “otros” registró una fuerte reducción, en este período, al pasar de un
promedio de $10.8 a $6.98, lo que equivale a una disminución del 35%. La
componente “Transmisión” permaneció constante.
Por otra parte, las componentes que incidieron en el incremento del CU (nivel I),
fueron: la generación con el 3%, la comercialización con el 9.3% y la distribución
con el 37.6%. A diciembre de 2004, las mayores componentes del CU, son la
distribución y la generación. La componente de distribución representó
aproximadamente el 48% del valor total del CU (nivel I) y la componente de
generación el 31%. La componente “C” representa el 11.5%, mientras que la “T” el
7%. Por último la componente “O” representa el 2.4%. La gráfica 2-27, presenta la
contribución de las diferentes componentes del CU a diciembre del año 2003 y
2004.
300.00
$ por Kwh
250.00
O
200.00
C
D1
T
150.00
G
100.00
50.00
2003
2004
Gráfica 2-28. Composición del CU (nivel I) dic/2003 y dic/2004
La Gráfica 2-28 presenta el valor promedio de las componentes de la fórmula
tarifaria en el nivel I, para diciembre del año 2003 y 2004.
Las principales resoluciones que definen la metodología de la fórmula tarifaria para
la prestación del servicio en el SIN son la 031/97, 099/97 y 082/02, actualmente se
encuentra en discusión el proyecto de resolución (019 de 2005) que modifica la
metodología y la fórmula del costo unitario.
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2.5
ESQUEMA REGULATORIO 2004 – 2005
A continuación se presenta de manera general las modificaciones al marco legal y
regulatorio durante el 2004 y hasta mayo de 2005, especialmente en lo relacionado
con el Plan de Expansión de Referencia, los proyectos de resolución de carácter
general y las resoluciones expedidas por la CREG y otras disposiciones
relacionadas.
Si bien durante el 2004 no se presentan grandes cambios en el marco regulatorio, si
se destaca la expedición de varios proyectos de resolución de la CREG que al ser
aprobados modificarán de manera importante la normatividad que rige temas como: i)
la asignación del Cargo por Confiabilidad en el Mercado de Energía Mayorista, ii) la
fórmula tarifaria para el servicio de energía eléctrica del Sistema Interconectado
Nacional (SIN), y iii) el funcionamiento del mercado de Opciones y Futuros como parte
del Mercado de Energía Mayorista.
2.5.1 Conexiones internacionales
Al evaluar el comportamiento de las TIES después del año de transición, la CREG
ha adoptado medidas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003 sobre
Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo –TIE-, que harán
parte del Reglamento de Operación, las cuales fueron establecidas a través de la
Resolución CREG 014 de 2004. En general, en esta Resolución se hacen
modificaciones en aspectos relacionados con la programación de transacciones
internacionales de electricidad, las garantías, la liquidación y facturación de las
transacciones y se establecen auditorias.
La CREG, motivada por la necesidad de modificar el criterio de asignación de las
rentas de congestión con base en el principio de simetría en el tratamiento de las
ofertas y de las demandas de los países regulatoriamente integrados, discutida con
el grupo de trabajo de Organismos de Reguladores de la Comunidad Andina –
GTOR-, emitió la resolución CREG 060 de 2004. En esta resolución se establece
que la demanda internacional participará de la asignación de rentas de congestión y
se detalla la trasferencia que harán los comercializadores a los usuarios finales
según su calidad de usuarios regulados o no regulados.
Con la Resolución 23 de 2005, publicada en el Diario Oficial el 10 de mayo de
2005, la CREG emitió disposiciones regulatorias aplicables a los Enlaces
Internacionales, que complementan lo dispuesto en la Resolución CREG 025 de
1995. Con ésta se establece que los enlaces Internacionales que participen en el
Mercado de Energía Mayorista podrán hacer ofertas horarias de precio.
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2.5.2 Convocatorias UPME
La CREG, mediante las Resoluciones 01 y 02 de 2004, oficializó los ingresos
anuales esperados para Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. por el diseño,
adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la línea
de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Primavera – Bacatá y obras asociadas; y
por la línea de transmisión a 500 kV, circuito sencillo, Bolívar – Copey – Ocaña –
Primavera y obras asociadas, respectivamente.
Con la Resolución 102 de 2004 la CREG aprobó la tasa de descuento y el perfil de
pagos para evaluar la convocatoria UPME-01-2004 que la UPME abrió para
seleccionar al inversionista que se encargue del diseño, suministro, construcción,
operación y mantenimiento de dos bancos de compensación capacitiva de 75 MVAr
cada uno, en la subestación Tunal en Bogotá, en el nivel de 115 kV.
Con la Resolución 21 de 2005 la CREG aprobó la tasa de descuento y el perfil de
pagos para evaluar la convocatoria UPME-01-2005 que la UPME abrió para
seleccionar al inversionista interesado en el diseño, suministro, construcción,
operación y mantenimiento de la línea de transmisión a 230 kV circuito doble
Betania – Altamira – Mocoa - Pasto (Jamondino) – Frontera y obras asociadas;
2.5.3 Transmisión de energía eléctrica
La actual metodología de cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional
(STN) establecido con la Resolución CREG 103 de 2000 aplica desde el primero
(1o.) de enero de 2001 y, de acuerdo con el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994,
tendría vigencia de cinco años; al cabo de los cuales continuarán rigiendo mientras
la CREG no fije las nuevas tarifas.
Por lo anterior, a través de la Resolución 07 de 2005 la CREG puso en
conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de electricidad, de los
usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuará el estudio
para determinar la metodología y las fórmulas tarifarias para la remuneración de la
actividad de transmisión de energía eléctrica, en el siguiente periodo tarifario. Se
propone la revisión de los siguientes aspectos de la metodología vigente:
Valoración y redefinición de unidades constructivas;
Reconocimiento de gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM);
Remuneración de Activos No Eléctricos;
Factor de productividad;
Tasa de retorno.
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2.5.4 Activos de uso del nivel de tensión 4
Con la Resolución 53 de 2004 se modificó el costo anual por el uso de los activos
del nivel de tensión 4, aprobado a la EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO S.A.
E.S.P. mediante la Resolución CREG 042 de 2003, motivada en la solicitud de
inclusión de nuevos activos del nivel de tensión 4.
Con la Resolución 05 de 2005 se actualizó el costo anual por el uso de los activos
del nivel de tensión 4 a la ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P.
modificando la Resolución CREG 057 de 2003, dado el reconocimiento de la Línea
Altamira – Pitalito de 115 kV y los módulos.
A través de la Resolución CREG 24 de 2005, publicada en el Diario Oficial el 10 de
mayo de 2005, se modificaron las normas de calidad de la potencia eléctrica
aplicables al servicio de distribución de energía eléctrica. En general, en esta
resolución se modifican los Numerales 6.2.1 y 6.2.2 del Anexo General del
Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, que tratan de los estándares de
calidad de la potencia suministrada y los plazos para corregir las deficiencias en la
calidad de la potencia suministrada. Se define el Plan para instalar el sistema de
medición y registro, dentro del cual se contempla que para enero de 2006, debe ser
posible realizar mediciones en el 100% de las barras de las subestaciones de
niveles de tensión 4, 3 y 2; además define el plan de recolección de datos y el
reporte de valores de indicadores.
2.5.5 Generación
Mediante la Resolución 51 de 2004 se autorizó la reincorporación al SIN de la
planta Meriléctrica, de conformidad con las disposiciones contenidas en la
Resolución CREG-056 de 1998.
2.5.6 Otras resoluciones CREG relacionadas
Con la Resolución 97 de 2004 la CREG definió los criterios, así como los casos en
los cuales las disposiciones sobre publicidad de proyectos de resoluciones
contenidas en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004 no serán aplicables a
resoluciones de carácter general que expida la Comisión. Dentro de estas se
contempla, entre otras, las que hacen parte del Reglamento de Operación,
relacionadas con el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema
Interconectado Nacional, que por su oportunidad y efectos sobre la seguridad del
sistema la CREG considere conveniente consultarlas únicamente con el CNO.
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2.5.7 Proyectos de resolución CREG 2004 - 2005
Resolución 050 de 2004. Cargo por Confiabilidad: Somete a consideración de los
agentes y demás interesados, el Documento CREG 038 del 25 de junio de 2004, el
cual contiene una propuesta para la determinación y asignación del Cargo por
Confiabilidad en el Mercado de Energía Mayorista.
Resolución 80 de 2004. Transporte de gas: Por la cual se ordena hacer público un
proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la CREG, por la
cual se crea un mercado organizado ‘spot’ de capacidad interrumpible de transporte
de gas.
Resolución 03 de 2005. Déficit de electricidad en un área del SIN: Proyecto de
resolución de carácter general originado en que la CREG considera necesario
modificar y adicionar los Artículos 1 y 12 de la Resolución CREG-119 de 1998, para
determinar el tratamiento regulatorio de una situación de emergencia suscitada por
el déficit de electricidad que puede presentar un área del Sistema Interconectado
Nacional, permitiendo participar transitoriamente en el mercado mayorista de
electricidad a agentes no vinculados al SIN en condiciones económicas que
incentiven dicha participación.
Resolución 18 de 2005. Flujo de potencia reactiva: Por la cual se ordena hacer
público un proyecto de resolución de carácter general, por la cual se reglamenta la
gestión del flujo de potencia reactiva y se definen las obligaciones y
responsabilidades, de los agentes del SIN, en la prestación de este servicio.
Resolución 19 de 2005: Fórmula tarifaria de electricidad. Por la cual se ordena
publicar un proyecto de resolución para la adopción de la fórmula tarifaria general
que permita a las empresas comercializadoras de energía eléctrica del SIN calcular
los costos de prestación del servicio y determinar las tarifas aplicables a los
usuarios finales regulados, y se adoptan disposiciones con el fin de garantizar la
participación de los usuarios, las empresas y demás interesados en el trámite de
aprobación de dicha fórmula.
Resolución 20 de 2005: Facturación de pérdidas del STN. Por la cual se ordena
hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la
Comisión para establecer la liquidación y facturación de las pérdidas de referencia
del Sistema de Transmisión Nacional (STN) que sean consideradas transacciones
en Bolsa de energía.
Resolución 25 de 2005: En relación con el CND. Por la cual se ordena hacer público
un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión,
por la cual se modifica el Reglamento de Operación motivado en que el Gobierno
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Nacional mediante el Decreto 848 de 2005, autorizó la constitución de una sociedad
anónima prestadora de servicios públicos, del orden Nacional, de carácter
comercial, que será la encargada de desarrollar dentro de su objeto social, las
funciones asignadas al Centro Nacional de Despacho relacionadas con la
planeación y coordinación de la operación de recursos del sistema interconectado
nacional y la administración del sistema de intercambios y comercialización de
energía eléctrica en el mercado mayorista, así como la liquidación y administración
de los cargos por uso de las redes del sistema interconectado nacional con sujeción
a lo dispuesto en el Reglamento de Operación expedido por la Comisión de
Regulación de Energía y Gas — CREG y los acuerdos expedidos por el Consejo
Nacional de Operación —C.N.O.
Resolución 31 de 2005. Sistema de contratos de energía: Por la cual se ordena
hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la
Comisión, por la cual se adoptan disposiciones sobre el funcionamiento del
mercado de Opciones y Futuros como parte del Mercado de Energía Mayorista.
Versión actualizada de las expedidas con las Resoluciones CREG-007 y CREG-055
de 2004.
2.5.8 Decretos y resoluciones del Ministerio de Minas y Energía
Decreto No. 1484 de mayo 12 de 2005: Por el cual se fija el orden de atención
prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural
o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un
mínimo de abastecimiento de la demanda.
Resolución No. 181401 de octubre 29 de 2004: Por medio de la cual se adopta el
factor de emisión de gases de efecto invernadero para los proyectos de generación
de energía con fuentes renovables conectados al Sistema Interconectado Nacional
cuya capacidad instalada sea igual o menor a 15MW.
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3
3.1
PROYECCIONES DE DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA
METODOLOGÍA
Para la obtención de las proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia
se emplea una combinación de modelos que permiten obtener una mejor
aproximación a lo que puede suceder en el corto, mediano y largo plazo con estas
variables. La metodología parte del hecho que la demanda de energía doméstica
es igual a las ventas de las distribuidoras sumadas con las cargas industriales
especiales y con las pérdidas tanto de distribución como de transmisión.
Para la obtención de la proyección de demanda de energía eléctrica en primera
instancia, se analiza el comportamiento de la serie de ventas de energía y demanda
de energía anual con respecto a diferentes variables como Producto Interno Bruto
Nacional - PIB, PIB sectoriales, valor agregado de la economía, consumo final de
los sectores económicos, precios, crecimiento de la población, etc., con el fin de
identificar variables que expliquen de manera apropiada el comportamiento de las
ventas y permitan a su vez estimar la posible evolución de las mismas y de la
demanda de energía por medio de modelos econométricos.
Con los modelos econométricos, se obtienen dos resultados: demanda de energía
eléctrica y ventas domésticas de energía eléctrica anual; a esta última es necesario
agregar de manera exógena las pérdidas de energía a nivel de distribución,
subtransmisión y transmisión. Además, se adicionan las demandas de cargas
industriales especiales como: OXI, Cerrejón y Cerromatoso y otros efectos
conocidos, de forma que se obtenga el total de demanda doméstica.
De otra parte, se realiza un análisis mensual de la demanda de energía eléctrica
empleando metodologías de series de tiempo y teniendo en cuenta intervenciones y
efectos calendario, con lo que se genera una proyección mensual de la demanda de
electricidad. Seguidamente, se realiza la comparación de los resultados, entre lo
obtenido por los modelos anuales y los mensuales para sintonizar unos con otros y
obtener resultados estadísticamente equivalentes. Es de anotar que durante este
proceso se trabaja conjuntamente con la Gerencia de AOM de ISA con el fin de
incorporar la perspectiva del operador del Sistema Interconectado Nacional sobre la
posible evolución de la demanda.
Hasta este punto se han obtenido las proyecciones anuales de demanda de energía
para todo el horizonte de pronóstico. Se procede, entonces a obtener la distribución
mensual de cada año empleando, en el corto plazo, la estructura de distribución
porcentual de los modelos de series de tiempo y para el largo plazo la distribución
media mensual de los datos históricos. Finalmente, a este pronóstico mensualizado
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se adicionan elementos exógenos como efectos climáticos, efectos de años
bisiestos, etc. para obtener la proyección final en el horizonte definido.
Para la obtención de la potencia, a la demanda de energía eléctrica mensualizada
se le aplica el factor de carga mensual medio desde el 2000 a la fecha, lo cual da
como resultado los valores de potencia máxima mensual doméstica8.
3.2
SUPUESTOS MARZO DE 2005
Los supuestos empleados en esta proyección son:.
3.2.1 Producto Interno Bruto
Los supuestos empleados para la construcción de los escenarios de crecimiento de
la variable económica Producto Interno Bruto- PIB son los suministrados por DNP y
vigentes a 5 de marzo. La Gráfica 3-1, presenta estos escenarios
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
PIB
1.0%
0.0%
-1.0%
-2.0%
-3.0%
-4.0%
-5.0%
1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020
año
PIB Alto
PIB medio
PIB Bajo
Fuente: DANE, DEE-DNP
Gráfica 3-1. Escenarios de crecimiento del PIB
8
Para esta revisión se corrigió la demanda de potencia máxima del 2004 a la alza, de acuerdo con lo
discutido con CND.
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3.2.2 Pérdidas de energía eléctrica en el STN
Las pérdidas de energía eléctrica asociadas al Sistema de Transmisión Nacional
(vistas desde el lado de baja tensión) mantienen su comportamiento histórico,
alcanzando en promedio el 2,5 % del total de las ventas de energía eléctrica. Este
valor se mantiene constante a lo largo del horizonte de proyección.
3.2.3 Pérdidas de energía eléctrica en distribución
Las pérdidas de energía eléctrica en el sistema de distribución corresponden al
agregado de pérdidas técnicas y no técnicas que se presentan en estos niveles de
tensión.
El escenario de pérdidas se obtiene a partir de las series históricas, en especial lo
ocurrido en los últimos años y la información suministrada por los operadores de red
en cuanto a su gestión y la disponibilidad para realizar inversiones en recuperación
de pérdidas.
AÑO
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
pérdidas pérdidas
desde
desde
ventas demanda
21.9%
21.4%
21.1%
20.8%
20.5%
20.1%
19.8%
19.7%
19.7%
19.7%
15.8%
14.9%
14.7%
14.6%
14.4%
14.2%
14.0%
13.9%
13.9%
13.9%
Tabla 3-1. Porcentaje de pérdidas aplicadas al sistema de distribución
En la Tabla 3-1 se aprecian los porcentajes de pérdidas en los sistemas de
distribución los cuales fueron aplicados sobre los valores de ventas9 que arrojan los
modelos. Para cada año la diferencia de pérdidas entre años consecutivos son
asumidos como demanda recuperada, que pasa a ser parte de las ventas con un
rezago de un año. Es así como se está considerando que la recuperación de
9
Para propósito de referencia del lector la tabla también incluye las pérdidas de distribución
referenciadas desde la demanda.
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pérdidas del sistema de distribución se realiza principalmente sobre las pérdidas no
técnicas y que el efecto ocurre sobre las ventas en el año siguiente.
3.2.4 Cargas Especiales
En esta revisión se ajustan las demandas por este concepto, de acuerdo con
información de los respectivos agentes: OXI, Cerrejón y Cerromatoso, para el
escenario medio. Adicionalmente, con base en el seguimiento al consumo de estas
cargas se obtuvieron sensibilidades plasmadas en los escenarios alto y bajo.
De lo anterior, se espera para el escenario medio 1,995 GWh-año en todo el
horizonte, en el escenario alto 2,040 GWh-año para 2005 y pasa a 2,124 GWh-año
a partir del 2006 y en el escenario bajo se espera una demanda para todo el
horizonte de pronóstico de 1,891 GWh-año.
3.2.5 Efectos Climáticos
En estas proyecciones no se incluyen ajustes por efectos climáticos a corto plazo,
debido a que la alerta sobre la posibilidad de ocurrencia de un fenómeno tipo niño
desapareció a principios de año.
3.3
ESCENARIOS DE PROYECCIÓN DE DEMANDA DE ENERGÍA Y
POTENCIA ELÉCTRICA
De acuerdo con el procedimiento y los supuestos expresado en la Tabla 3-2 y la
Gráfica 3-2 se presenta el túnel de proyección anual de demanda de energía
eléctrica doméstica del SIN.
GWh_año
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
ALTO
48733
50564
52384
54457
56287
58276
60343
62731
64937
67365
Tasa
3.6%
3.8%
3.6%
4.0%
3.4%
3.5%
3.5%
4.0%
3.5%
3.7%
MEDIO
48215
49874
51559
53410
55001
56734
58528
60618
62503
64586
Tasa
2.5%
3.4%
3.4%
3.6%
3.0%
3.2%
3.2%
3.6%
3.1%
3.3%
BAJO
47697
49117
50668
52337
53696
55100
56543
58258
59742
61396
Tasa
1.4%
3.0%
3.2%
3.3%
2.6%
2.6%
2.6%
3.0%
2.5%
2.8%
Tabla 3-2. Escenarios de proyección de demanda total doméstica de energía
eléctrica en GWh/año
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69500
Demanda de Energía GWh
64500
59500
54500
49500
44500
39500
34500
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Años
Gráfica 3-2.
Túnel de proyección de demanda doméstica de energía eléctrica 2005 - 2014
En la
Gráfica 3-3 se presenta el túnel de proyección de corto plazo mensual para el año
2005.
4400
Demanda de energía ne GWh
4200
4000
3800
3600
Dic-05
Nov-05
Oct-05
Sep-05
Ago-05
Jul-05
Jun-05
May-05
Abr-05
Mar-05
Feb-05
3200
Ene-05
3400
m es
Gráfica 3-3. Túnel de proyección demanda doméstica de energía eléctrica 2005
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Igualmente, en la Tabla 3-3.y en la Gráfica 3-4 se presenta el túnel de proyección
de potencia máxima para la demanda total doméstica en el horizonte de proyección.
MW
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
ALTO
8786
9095
9396
9738
10098
10455
10826
11226
11650
12085
Tasa
4.2%
3.5%
3.3%
3.6%
3.7%
3.5%
3.5%
3.7%
3.8%
3.7%
MEDIO
8692
8971
9248
9550
9867
10178
10500
10847
11213
11587
Tasa
3.1%
3.2%
3.1%
3.3%
3.3%
3.2%
3.2%
3.3%
3.4%
3.3%
BAJO
8599
8835
9088
9358
9633
9885
10144
10424
10718
11015
Tasa
2.0%
2.7%
2.9%
3.0%
2.9%
2.6%
2.6%
2.8%
2.8%
2.8%
Tabla 3-3.
Escenarios de proyección de potencia de la demanda doméstica (MW)
13500
12500
Demanda de Potencia MW
11500
10500
9500
8500
7500
6500
5500
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Años
Gráfica 3-4.
Túnel de proyección de demanda doméstica de potencia 2005 – 2014
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4
4.1
DISPONIBILIDAD DE RECURSOS Y PROYECCION DE PRECIOS
DISPONIBILIDAD DE RECURSOS
4.1.1 Carbón
Las reservas medidas de carbón en el país a diciembre de 2004 fueron de 7,063.58
millones de toneladas. En la se observa la distribución por regiones destacándose
que en la Costa Atlántica se encuentra el 85% de las reservas.
Zona (Distrito)
BARRANCAS
LA JAGUA DE
IBIRICO
ZULIA
PAZ DEL RÍO
ZIPAQUIRÁ
MONTELÍBANO
AMAGÁ
JAMUNDÍ
Departamentos
La Guajira
Tipos de carbón
Térmico
Recursos y
reservas
medidas
Mt
3933.3
Cesar
Térmico
2035.4
6556.06
175.77
1258.43
170.37
1720.21
Antracita, térmico,
metalúrgico
236.23
1482.07
Térmico
381
722
Térmico
90.06
474.7
Térmico
41.45
242.47
Santander, Norte Antracita, térmico,
de Santander
metalúrgico
Térmico,
Boyacá
metalúrgico
Cundinamarca
Córdoba-Norte de
Antioquia
Antioquia-Antiguo
Caldas
Valle del Cauca –
Cauca
Potencial*
Mt
4536.82
Fuente: Ingeominas.
Tabla 4-1. Reservas medidas y potenciales de carbón por zonas
Adicionalmente para el mismo periodo se tiene un estimativo de reservas
potenciales (suma de recursos y reservas medidos, indicados, inferidos e
hipotéticos) de 16,992.76 millones de toneladas de las cuales un 65% se encuentra
en la Costa Atlántica, 19 % en Cundinamarca y Boyacá y el resto en Santanderes,
Antioquia y Valle del Cauca.
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4.1.2 Gas Natural
Para el 2004 el país cuenta con 4,186.9 GPC como reservas probadas de gas
natural, de los cuales 1,810.1 GPC son de gas comercial y 2,376.8 de volúmenes
próximos a comercializar. Las reservas no probadas de gas natural corresponden a
1,709.6 GPC y las proyecciones para el consumo en la operación son del orden de
1,315.7 GPC, las cuales en un futuro podrían estar disponibles al mercado de
acuerdo con lo señalado en el Informe de Reservas de diciembre de 2004 de
ECOPETROL.
4.2
PROYECCION DE PRECIOS
4.2.1 Carbón
El ejercicio de proyección de los precios de carbón está basado en un análisis del
comportamiento de los precios interno y de exportación del carbón, costos de
transporte y manejo en puerto10 desde las zonas de producción a las zonas de
embarque y proyecciones de precios de carbón bocamina del EIA.
4.2.1.1 Metodología
La metodología de proyección empleada fue la de obtener en un primer paso el
precio de exportación del carbón Colombiano en Santa Marta y en Maracaibo
(Venezuela) para el horizonte de estimación, a estos precios se descontaron los
precios de manejo en puerto y transporte respectivos para obtener el precio en boca
de mina.
Estos precios obtenidos en bocamina se acotan con precio piso, dependiente de la
zona de producción, para lo cual se aplicaron criterios basados en el
comportamiento histórico de los precios internos y de los tiempos a partir de los
cuales se observa exportación de carbón desde el interior del país.
Finalmente, se toma en cuenta un estimativo del costo medio del transporte del
carbón desde la mina a las centrales termoeléctricas y los descuentos que son
factibles de obtener por parte de los grandes compradores.
10
Plan de infraestructura de transporte para el desarrollo minero en Colombia , UPME, 2004
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4.2.1.2 Escenarios de precios
A partir de la proyección del EIA, Energy Outlook 2005, y el análisis del
comportamiento histórico de los precios internacionales, tendencias de los precios
de futuros Nymex de carbón, se generaron tres escenarios para los precios
internacionales que son:
1) Escenario 1: Tendencias de crecimiento precio internacional EIA.
2) Escenario 2: Ajuste de crecimiento para el año 2005 de acuerdo con el promedio
histórico observado para luego continuar con tendencia EIA.
3) Escenario 3: Aplicación de las tendencias de la máxima caída de los precios del
carbón observadas en los años 80 y luego tendencia EIA.
4.2.1.3 Resultados
De lo anterior se obtienen los siguientes escenarios de precios internos de carbón
para centrales térmicas en USD constantes de 2004, para Boyacá – Cundinamarca
el precio es para carbón de 12200 Btu/lb y para Norte de Santander el precio es
para carbón de 12600 Btu/lb.
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Boyacá- Cundinamarca
Nte de Santander
escenario 1 escenario 2 escenario 3 escenario 1 escenario 2 escenario 3
28.59
17.49
12.32
47.69
36.90
28.59
28.03
17.03
12.32
47.11
36.43
19.00
27.25
16.39
12.32
46.30
35.76
20.77
27.16
16.32
12.32
46.21
35.68
20.72
27.02
16.20
12.32
46.07
35.57
20.63
25.62
15.06
12.32
44.64
34.38
19.80
24.23
13.93
12.32
43.20
33.20
18.98
23.50
13.33
12.32
42.45
32.58
18.54
23.02
12.95
12.32
41.97
32.18
18.26
22.91
12.85
12.32
41.84
32.08
18.19
Tabla 4-2 Escenarios de precios por ubicación de plantas térmicas
4.2.2 Gas Natural
4.2.2.1 Precio máximo del gas natural colocado en los puntos de entrada a los
sistemas de transporte
La proyección del precio máximo del gas natural colocado en planta térmica
corresponde a un ejercicio realizado por la UPME en el mes de mayo de 2005.
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Los supuestos macroeconómicos aplicados corresponden a los del escenario, de la
Dirección de Estudios Económicos del Departamento Nacional de Planeación para
el año 2005.
Las proyecciones de precios de gas natural para las plantas térmicas durante el
periodo 2005 – 2020, consideran: i) diferentes escenarios de formación de precio en
boca de pozo tanto en Guajira como en Cusiana, considerando la liberación de
precios en Cusiana, ii) supuestos relacionados con los cargos de transporte y iii)
competencia en el suministro de gas entre Cusiana y Guajira en algunos puntos del
sistema.
4.2.2.2 Metodología
El ejercicio de proyección de precios del gas natural para el sector termoeléctrico
tiene tres etapas: i) La estimación del precio del gas en boca de pozo de las
principales fuentes de suministro, Guajira y Cusiana, ii) Estimación de los cargos de
transporte de los diferentes tramos del sistema y iii) La estimación del costo total,
suministro mas transporte de gas, de cada planta de generación durante el
horizonte de análisis.
Para la estimación del precio en boca de pozo de los campos de Guajira, Opón y
Payoa se utilizan los procedimientos establecidos en las resoluciones vigentes,
mientras que para estimar el precio del Gas de Cusiana se hace un análisis Net
back referenciado al Gas de la Guajira.
El costo de transporte de cada tramo de gasoducto es estimado aplicando las
resoluciones vigentes. El valor del transporte del gas a cada planta de generación
es la suma del costo de los tramos necesarios para llevar el gas desde su fuente de
suministro hasta la planta.
El precio final es la suma del precio boca de pozo de una fuente determinada
(Guajira o Cusiana) y el costo del transporte de la fuente a la planta. Para este
análisis se consideran los contratos de suministro y transporte vigentes.
4.2.2.3 Precios del gas en boca de pozo
•
Precios del gas de Guajira
Para los precios del gas Guajira se tienen dos posibles escenarios, sin liberación de
precios en estos campos y con liberación de precios, en el primer caso se aplican
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las resoluciones vigentes, mientras que en el segundo se plantea un ejercicio net
back con precios de exportación que en esta versión no se encuentran finalizados.
Para el primer caso, el precio boca de pozo de los campos Guajira y Opón se
estima aplicando lo establecido en las Resoluciones CPPGN 039/75 y CPPGN
061/83 respectivamente.
En estas resoluciones se establece que el precio del gas se relaciona con el precio
de referencia del fuel oil, por lo tanto, se proyecta el precio del fuel oil, utilizando una
relación econométrica con el precio del crudo WTI.
Para el precio de referencia del WTI se analizaron las proyecciones de largo plazo
de los siguientes escenarios: i) Escenario CONFIS, ii) Escenario ECOPETROL y iii)
Escenario EIA, Fuente: Energy Information Administration del Departamento de
Energía de los Estados Unidos, ver Gráfica 4-1.
De estas proyecciones se tienen las siguientes consideraciones: i) En los tres casos
se observa que el precio en el año inicial se encuentra muy por debajo del nivel
actual de precios, ii) De análisis realizados previamente se observa que las
proyecciones de EIA son las que reflejan de mejor forma la tendencia de los precios
del WTI.
Por lo anterior, para este ejercicio se utiliza un escenario de precios que toma la
tendencia (tasas de crecimiento) de la proyección de EIA, ajustando el nivel inicial
(precio del 2005) con base en los precios de futuros Nymex. que para el año 2005
son en promedio de 52.4 USD/barril. En el Gráfica 4-2 se presenta el escenario de
precios del WTI utilizado como base para la estimación del precio de fuel oil.
ESCENARIOS DE PRECIOS DEL WTI
45
40
US$/barril - Ctes 2003
35
30
25
20
15
10
5
0
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
AÑO
EIA
ECP
CONFIS
Gráfica 4-1 Escenarios de precios del WTI
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PROYECCION DE PRECIOS WTI - EIA AJUSTADO
US$/Barril - Ctes 2003
60
50
40
30
20
10
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
AÑO
Gráfica 4-2 Escenario de precios del WTI – EIA Ajustado
•
Precios del Gas de Cusiana
Teniendo en cuenta que a partir de la ampliación de la capacidad de producción de
Cusiana el precio de este campo queda libre, se realizaron varios ejercicios Net
back para estimar el posible precio del gas de Cusiana. Se realizó un ejercicio Net
back con relación al carbón en la industria y en las plantas de generación, y otro con
respecto al gas de Guajira puesto en los siguientes puntos del sistema: Barranca,
Sebastopol y Vasconia, de estos ejercicios se seleccionó como caso base el net
back con respecto al precio regulado del gas de Guajira en Sebastopol.
El net back indica cual es el precio máximo en boca de pozo que debería tener
Cusiana para que su gas (incluido el transporte hasta Sebastopol) sea competitivo
con el Gas proveniente de la Guajira puesto en Sebastopol.
4.2.2.4 Precios De Transporte
Los cargos de transporte se estimaron aplicando las resoluciones vigentes11 para
cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y de Interior, se considera que
las tarifas se mantienen con el mismo valor del último año después del vencimiento
de las resoluciones actuales. Para todos los casos se aplicó un pareja de cargos
fijos y variables de 50% - 50%.
11
Resoluciones CREG 070/03 para PROMIGAS, 076/02 para ECOGAS Cusiana – El Porvenir,
125/04 ECOGAS, 016/01 TRANSORIENTE, entre otras.
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Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta térmica, se
consideraron los puntos de entrada y salida de gas estipulados en los contratos
actuales de transporte, a partir de la terminación de los contratos se busca optimizar
el uso de la red de transporte asignando a cada planta el gas con menor precio final
(boca de pozo más transporte), es decir, si para una planta el precio de Cusiana
(boca de pozo más transporte) es menor que el de Guajira, se supone que esta
planta comprará Gas Cusiana y por lo tanto se le aplican los cargos de transporte
correspondientes a los tramos desde Cusiana hasta la planta.
A continuación se presentan los resultados de dos escenarios, el escenario BAU
que considera que Guajira y Cusiana mantienen los precios boca de pozo regulados
actuales, el escenario Net back supone un precio del gas Guajira regulado igual al
actual y el precio de Cusiana obtenido del Net back con el gas Guajira referenciado
en Sabastopol. En ambos casos se utilizan las proyecciones del WTI de EIA
ajustadas según lo explicado anteriormente.
Las tarifas presentadas no incluyen cuota de fomento (1.5 % de la tarifa de
transporte), ni impuesto de transporte (6% de la tarifa de transporte)
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
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59
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
4.2.2.5 Escenario Netback
Plantas Costa
SEM ESTRE
TERMICAS COSTA
AÑO
•
2005
2
2006
1
2006
2
2007
1
2007
2
2008
1
2008
2
2009
1
2009
2
2010
1
2010
2
2011
1
2011
2
2012
1
2012
2
2013
1
2013
2
2014
1
2014
2
2015
1
2015
2
2016
1
2016
2
2017
1
2017
2
2018
1
2018
2
2019
1
2019
2
2020
1
2020
2
GUAJIRA
BARRANQUILLA
PRECIO BOCA
POZO (US$
TARIFA
PRECIO GAS
Constantes
TRANSPORTE
NATURAL
[US$/MBTU] AÑO
2004
0.312
0.312
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
0.282
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
2.054
2.206
2.045
2.104
1.708
1.794
1.723
1.763
1.704
1.740
1.710
1.742
1.747
1.775
1.780
1.809
1.814
1.844
1.849
1.881
1.886
1.919
1.924
1.959
1.963
1.999
2.004
2.041
2.046
2.085
2.091
TARIFA
TRANSPORTE
0.389
0.389
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
0.379
CARTAGENA - MAMONAL
PRECIO BOCA
POZO (US$
PRECIO GAS
Constantes
NATURAL
[US$/MBTU] AÑO
2004
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
2.131
2.283
2.142
2.201
1.806
1.891
1.820
1.860
1.801
1.837
1.807
1.840
1.845
1.873
1.877
1.907
1.911
1.942
1.946
1.978
1.984
2.017
2.021
2.056
2.061
2.097
2.101
2.139
2.143
2.182
2.188
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA
POZO (US$
Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
PRECIO GAS
NATURAL
0.494
0.494
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
0.504
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
2.236
2.388
2.267
2.326
1.931
2.016
1.945
1.985
1.926
1.962
1.932
1.965
1.970
1.998
2.002
2.032
2.036
2.067
2.071
2.103
2.109
2.142
2.146
2.181
2.186
2.222
2.226
2.264
2.269
2.307
2.313
Tabla 4-3 Precios Guajira; Barranquilla y Cartagena – Escenario Net back
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
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REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
Plantas interior
SEMESTRE
TERMICASINTERIOR- ESCENARIOEIANB
AÑO
•
2005
2
2006
1
2006
2
2007
1
2007
2
2008
1
2008
2
2009
1
2009
2
2010
1
2010
2
2011
1
2011
2
2012
1
2012
2
2013
1
2013
2
2014
1
2014
2
2015
1
2015
2
2016
1
2016
2
2017
1
2017
2
2018
1
2018
2
2019
1
2019
2
2020
2020
1
2
T. MERILECTRICA
T. PALENQUE
TARIFADE
TRANSPORTE
PRECIOBOCA
POZO(US$
Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
PRECIOGAS
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
2.697
2.849
2.718
2.777
2.381
2.467
2.396
2.435
2.377
2.413
2.383
2.415
2.420
2.448
2.453
2.482
2.487
2.517
2.522
2.554
2.559
2.592
2.597
2.631
2.636
2.672
2.677
2.714
2.719
2.758
2.763
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
T. CENTRO
PRECIOBOCA
PRECIOBOCA
POZO(US$
POZO(US$
TARIFA
PRECIOGAS
PRECIOGAS
Constantes
Constantes
NATURAL
NATURAL TRANSPORTE
[US$/MBTU]
[US$/MBTU] AÑO
AÑO2004
2004
2.994
3.352
3.531
3.578
3.359
3.137
2.949
2.760
2.733
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
4.213
4.571
4.750
4.797
4.578
4.356
4.169
3.979
3.952
3.473
3.443
3.475
3.480
3.508
3.513
3.542
3.546
3.577
3.582
3.614
3.619
3.652
3.657
3.691
3.696
3.732
3.737
3.774
3.779
3.817
3.823
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.597
1.625
1.629
1.659
1.663
1.694
1.698
1.730
1.736
1.769
1.773
1.808
1.813
1.848
1.853
1.891
1.895
1.934
1.940
3.003
3.155
3.024
3.083
2.688
2.773
2.702
2.742
2.683
2.719
2.689
2.721
2.729
2.757
2.762
2.791
2.796
2.826
2.831
2.863
2.868
2.901
2.906
2.940
2.945
2.981
2.986
3.023
3.028
3.067
3.072
Tabla 4-4 Precios Merilectrica, Palenque y Termocentro – Escenario Netback
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REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
SEM ESTRE
AÑO
TERMICAS INTERIOR - ESCENARIO EIA NB
2005
2
2006
1
2006
2
2007
1
2007
2
2008
1
2008
2
2009
1
2009
2
2010
1
2010
2
2011
1
2011
2
2012
1
2012
2
2013
1
2013
2
2014
1
2014
2
2015
1
2015
2
2016
1
2016
2
2017
1
2017
2
2018
1
2018
2
2019
1
2019
2
2020
1
2020
2
T. SIERRA
T. DORADA
PRECIO BOCA
PRECIO BOCA
POZO (US$
POZO (US$
TARIFA
PRECIO GAS
TARIFA
Constantes
Constantes
TRANSPORTE
NATURAL TRANSPORTE
[US$/MBTU] AÑO
[US$/MBTU] AÑO
2004
2004
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.597
1.625
1.629
1.659
1.663
1.694
1.698
1.730
1.736
1.769
1.773
1.808
1.813
1.848
1.853
1.891
1.895
1.934
1.940
3.099
3.251
3.119
3.178
2.783
2.868
2.798
2.837
2.778
2.814
2.785
2.817
2.634
2.662
2.666
2.696
2.700
2.731
2.736
2.767
2.773
2.806
2.811
2.845
2.850
2.886
2.890
2.928
2.933
2.971
2.977
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.625
1.629
1.659
1.663
1.694
1.698
1.730
1.736
1.769
1.773
1.808
1.813
1.848
1.853
1.891
1.895
1.934
1.940
T. VALLE
T. EMCALI
PRECIO BOCA
POZO (US$
PRECIO GAS
TARIFA
PRECIO GAS
Constantes
NATURAL TRANSPORTE
NATURAL
[US$/MBTU] AÑO
2004
3.401
3.553
3.422
3.481
3.085
3.171
3.100
3.139
3.081
3.117
3.087
3.119
3.124
2.964
2.969
2.998
3.003
3.033
3.038
3.070
3.075
3.108
3.113
3.147
3.152
3.188
3.193
3.230
3.235
3.274
3.279
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.663
1.694
1.698
1.730
1.736
1.769
1.773
1.808
1.813
1.848
1.853
1.891
1.895
1.934
1.940
4.416
4.568
4.436
4.495
4.100
4.185
4.115
4.154
4.096
4.132
4.102
4.134
4.139
4.167
4.172
4.201
4.017
4.048
4.053
4.085
4.090
4.123
4.128
4.162
4.167
4.203
4.208
4.245
4.250
4.288
4.294
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA
POZO (US$
Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
PRECIO GAS
NATURAL
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
3.003
2.025
1.894
1.953
1.558
1.643
1.572
1.612
1.553
1.589
1.559
1.592
1.597
1.625
1.629
1.659
1.663
1.694
1.698
1.730
1.736
1.769
1.773
1.808
1.813
1.848
1.853
1.891
1.895
1.934
1.940
5.355
4.377
4.246
4.305
3.909
3.995
3.924
3.964
3.905
3.941
3.911
3.943
3.948
3.977
3.981
4.010
4.015
4.046
4.050
4.082
4.087
4.120
4.125
4.160
4.164
4.200
4.205
4.242
4.247
4.286
4.292
Tabla 4-5 Precios Sierra, Dorada, Valle y Emcali – Escenario Netback
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
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REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
4.2.2.6 Escenario Business as Usual BAU
•
Plantas interior
SEM ESTRE
AÑO
TERMICAS INTERIOR - ESCENARIO EIA BAU
2005
2
2006
1
2006
2
2007
1
2007
2
2008
1
2008
2
2009
1
2009
2
2010
1
2010
2
2011
1
2011
2
2012
1
2012
2
2013
1
2013
2
2014
1
2014
2
2015
1
2015
2
2016
1
2016
2
2017
1
2017
2
2018
1
2018
2
2019
1
2019
2
2020
1
2020
2
T. MERILECTRICA
TARIFA DE
TRANSPORTE
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
0.955
T. PALENQUE
PRECIO BOCA
POZO (US$
PRECIO GAS
Constantes
NATURAL
[US$/MBTU]
AÑO 2004
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
2.697
2.849
2.718
2.777
2.381
2.467
2.396
2.435
2.377
2.413
2.383
2.415
2.420
2.448
2.453
2.482
2.487
2.517
2.522
2.554
2.559
2.592
2.597
2.631
2.636
2.672
2.677
2.714
2.719
2.758
2.763
T. CENTRO
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA POZO
(US$ Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
PRECIO GAS
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA
POZO (US$
Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
PRECIO GAS
NATURAL
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
1.219
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.015
2.994
3.352
3.531
3.578
3.359
3.137
2.949
2.760
2.733
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.532
1.562
1.567
1.599
1.604
1.637
1.642
1.676
1.681
1.717
1.722
1.759
1.764
1.803
1.808
4.213
4.571
4.750
4.797
4.578
4.356
4.169
3.979
3.952
3.473
3.443
3.475
3.480
3.508
3.513
3.542
3.546
3.577
3.582
3.614
3.619
3.652
3.657
3.691
3.696
3.732
3.737
3.774
3.779
3.817
3.823
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.261
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.132
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
3.003
3.155
3.024
3.083
2.688
2.773
2.702
2.742
2.683
2.719
2.689
2.721
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
2.543
Tabla 4-6 Precios Merilectrica, Palenque y Termocentro – Escenario BAU
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REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
AÑO
SEM ESTRE
TERMICAS INTERIOR - ESCENARIO EIA BAU
2005
2
2006
1
2006
2
2007
1
2007
2
2008
1
2008
2
2009
1
2009
2
2010
1
2010
2
2011
1
2011
2
2012
1
2012
2
2013
1
2013
2
2014
1
2014
2
2015
1
2015
2
2016
1
2016
2
2017
1
2017
2
2018
1
2018
2
2019
1
2019
2
2020
1
2020
2
T. SIERRA
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA
POZO (US$
Constantes
[US$/MBTU] AÑO
2004
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.357
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.037
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
T. DORADA
PRECIO GAS
TARIFA
NATURAL TRANSPORTE
3.099
3.251
3.119
3.178
2.783
2.868
2.798
2.837
2.778
2.814
2.785
2.817
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
2.448
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.659
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
1.340
T. VALLE
PRECIO BOCA POZO
PRECIO GAS
(US$ Constantes
NATURAL
[US$/MBTU] AÑO
2004
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
3.401
3.553
3.422
3.481
3.085
3.171
3.100
3.139
3.081
3.117
3.087
3.119
3.124
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
2.751
TARIFA
TRANSPORTE
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.674
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
2.354
T. EMCALI
PRECIO BOCA
PRECIO BOCA
POZO (US$
POZO (US$
PRECIO GAS
PRECIO GAS
TARIFA
Constantes
Constantes
NATURAL
NATURAL TRANSPORTE
[US$/MBTU] AÑO
[US$/MBTU] AÑO
2004
2004
1.742
1.894
1.763
1.822
1.426
1.512
1.441
1.480
1.422
1.458
1.428
1.460
1.465
1.493
1.498
1.527
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
4.416
4.568
4.436
4.495
4.100
4.185
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4.102
4.134
4.139
4.167
4.172
4.201
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
3.765
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
2.352
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
1.411
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
3.763
Tabla 4-7 Precios Sierra, Dorada, Valle y Emcali – Escenario BAU
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5
ALTERNATIVAS
Y
ESTRATEGIAS
DE
LA
EXPANSIÓN
DE
LA
GENERACIÓN
La UPME, de acuerdo al artículo 16 de la Ley 143 de 1994, es la entidad
responsable de “establecer los requerimientos energéticos de la población” y de
“establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los
recursos energéticos existentes convencionales y no convencionales, según
criterios económicos, sociales, tecnológicos y ambientales”. Siguiendo este
mandato, se elabora el presente capítulo del planeamiento de la expansión en
generación de largo plazo, cuyo principal objetivo es analizar el desempeño del
sistema interconectado nacional durante los próximos diez años, verificando que se
preserve la continuidad del suministro eléctrico, minimizando la probabilidad de
ocurrencia de interrupciones en el servicio, así como diminuyendo la vulnerabilidad
de las regiones frente a la dependencia de un solo tipo de energético (estos últimos
análisis serán presentados en la versión definitiva del Plan).
En términos económicos, el sistema eléctrico nacional opera como un mercado en
donde para cada instante el consumo y la generación eléctrica deben igualarse,
considerando que no es posible almacenar de manera suficiente este tipo de
energía por parte de los consumidores. Una primera característica que se debe
tener en cuenta para realizar el planeamiento en este tipo de mercados, es que la
capacidad de mantener reservas está en sostener un adecuado excedente en la
capacidad de generación eléctrica.
Colombia se distingue por una relativa autonomía energética. A pesar de que las
reservas probadas de petróleo vienen disminuyendo drásticamente en los últimos
años, el país conserva suficientes reservas probadas de combustibles como gas
natural y carbón, y cuenta con un elevado potencial hidroeléctrico y eólico12. Esta
característica convierte al país en un exportador energético neto frente a otros
países latinoamericanos, tema que actualmente es objeto de desarrollo dentro de
las políticas gubernamentales13.
De otra parte, el hecho de que la base de la generación eléctrica nacional sea
hidráulica y de que el aporte termoeléctrico esté sustentado sobre combustibles de
origen nacional, ha permitido que los precios y oferta de energía eléctrica sean
afectados en grado muy limitado por la volatilidad de los precios internacionales de
los combustibles. Sin embargo, existe también la desventaja de que la oferta de
12
Unidad de Planeación Minero-Energética e Ingeniería, Consultoría y Planeación S.A. “Potencialidades y Restricciones
Técnicas, Económicas y Ambientales para el Desarrollo Minero-Energético”. Bogotá, 2002.
13
. Unidad de Planeación Minero-Energética. “Plan Energético Nacional, Visión 2003-2020”. Bogotá, 2003.
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electricidad es extremadamente vulnerable a la incertidumbre hidrológica, exigiendo
que el planeamiento adquiera un sentido estocástico.
Los análisis que a continuación se presentan son resultados de los requerimientos
en expansión para Colombia y de las simulaciones de la operación del sistema
eléctrico nacional interconectado con los sistemas de países vecinos, cubriéndose
el horizonte de corto plazo para el periodo 2005-2009, y el horizonte de largo plazo
para el periodo 2010-2014. Tales simulaciones se realizan utilizando el programa
Stochastic Dual Dynamic Programming –SDDP, utilizando los supuestos y fuentes
de información que se especifican en el ítem 5.1 del presente documento. Se
establecen algunos posibles escenarios futuros de análisis, los cuales pretenden
evaluar el desempeño del Sistema Interconectado Nacional frente a condiciones
particulares:
En el plan de corto y largo plazo se consideraron cuatro posibles alternativas y
estrategias sobre las cuales evolucione el sector, todas estas contemplaron la
interconexión con el sistema eléctrico ecuatoriano con una ampliación de su
capacidad a 500 MW a partir de abril de 2007. La primera alternativa de corto plazo
y estrategia de largo plazo la cual puede considerarse como base contiene en el
corto las actuales expectativas de entrada de plantas de generación de acuerdo a la
información suministrada por los agentes y en el caso de requerimiento de
capacidad adicional se asignó además del criterio de mínimo costo el de
vulnerabilidad regional. Una segunda, consideró la entrada de cogeneración en el
sistema colombiano en las regiones de la Costa Atlántica como en el Valle del
Cauca en el corto plazo, dado que para la posible fecha de incorporación en el
sistema hay señales en el costo marginal, que permiten considerar ésta opción.
Otras de las alternativas y estrategias analizadas consideran la interconexión del
sistema eléctrico nacional con el sistema panameño con una capacidad de 300 MW
a partir de enero de 2009, mientras que otra, analiza la alternativa pero
contemplando en las centrales eléctricas panameñas sustitución de combustibles
tales como diesel y bunker por gas natural.
Por otra parte, mediante la Resolución 506 de marzo de 2005 la Corporación
Autónoma Regional de Cundinamarca dio un plazo de 18 meses a la Empresa de
Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB), a la Empresa de Energía de Bogotá
(EEB) y Emgesa, para adelantar las obras que conduzcan al mejoramiento
ambiental del embalse del Muña, mitigando los malos olores y la proliferación de
zancudos que se generan en el embalse, pues en este plazo resolverá la solicitud
de la alcaldía de Sibaté de revocar la concesión para bombear agua del río Bogotá
al embalse Muña, lo cual impactaría al sector eléctrico por el retiro de la cadena
Paraíso – Guaca con capacidad de 600 MW.
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En este sentido se consideró necesario realizar un análisis de sensibilidad con el fin
de evaluar los posibles impactos tanto energéticos como eléctricos causados por la
cadena hidráulica retirada considerando eso sí la mitigación de dichos efectos con
la instalación de nueva capacidad en el sistema de interconexión nacional -SIN- que
en el mejor de los casos para la instalación de las plantas térmicas se requiere de al
menos cinco años y en el de recursos hidráulicos al menos diez años.
Si bien el carácter de este documento es preliminar en la versión final se realizaran
análisis con escenarios de demanda alta de energía y potencia para el caso
colombiano e hidrologías críticas, así como análisis más detallados de gas natural
considerando reservas y capacidad de transporte.
5.1
SUPUESTOS EMPLEADOS EN LOS ANÁLISIS DE GENERACIÓN
Los supuestos e información insumo considerados en las alternativas de corto
plazo, así como en el largo plazo son los siguientes:
5.1.1 Caso Colombia
Hidrologías de enero de 1975 a mayo de 2005. Estas series hidrológicas son
reportadas por los propios operadores de los embalses al operador del Sistema
Interconectado Nacional (Centro Nacional de Despacho -CND).
•
Índices de indisponibilidad considerados en el cálculo del cargo por capacidad de
noviembre de 2004.
•
•
Proyectos inscritos en el registro de la UPME hasta Mayo de 2005.
Proyecciones de demanda de energía y potencia escenario medio de marzo de
2005, generadas por la UPME.
•
Características técnicas de generadores hidráulicos y térmicos actuales y futuros,
actualizadas en Mayo de 2005, reportados en cada caso por los agentes a la UPME
y al CND.
•
• Proyecciones de precios de gas natural y carbón mineral de UPME, dólares
constantes de diciembre de 2004.
Mínimos operativos vigentes a mayo de 2005. Se mantuvieron constantes a lo
largo del horizonte de análisis.
•
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• Se considera información y datos característicos de producción y transporte de
gas natural que los agentes han reportado a la UPME.
Costos indicativos de generación así como costos fijos y variables, determinados
por UPME14.
•
5.1.2 Caso Ecuador
•
Hidrologías de enero de 1975 a diciembre de 2004.
• Índices de indisponibilidad suministrados por el Consejo Nacional de Electricidad
–CENACE, en enero de 2005.
Proyectos de generación empleados en el plan de electrificación del Ecuador de
CONELEC a mayo de 2005.
•
•
Proyecciones de demanda de energía y potencia de CONELEC, mayo de 2005.
•
Características de plantas hidráulicas y térmicas – CENACE, enero de 2005.
Interconexión Ecuador - Perú de manera radial, dado que aún subsiste acordar
entre ambos países la manera en que se realizarían los intercambios energéticos.
•
Proyecciones de precios de combustibles, originados en el Centro Nacional de
Control de Energía -CENACE-, mayo de 2005.
•
• Costos variables de generación y otros costos determinados por el -CENACE-,
mayo de 2005.
5.1.3 Caso Panamá
•
Hidrologías a partir de enero de 1975.
Índices de indisponibilidad suministrados por la Empresa de Transmisión
Eléctrica S.A. –ETESA, en abril de 2005.
•
14
Unidad de Planeación Minero-Energética e Integral -Ingeniería de Consulta. “Costos Indicativos de Generación de Energía
Eléctrica”. Bogotá, 2005.
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•
Proyecciones de demanda de energía y potencia de ETESA, de abril de 2005.
• Características de plantas hidráulicas y térmicas, suministrados por ETESA en
abril de 2005.
Proyecciones de precios de combustibles, suministrados por ETESA en abril de
2005.
•
Costos variables de generación y otros costos determinados por ETESA en abril
de 2005.
•
5.2
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN EN COLOMBIA
Durante el año 2004 y lo corrido del 2005, la UPME en su registro de proyectos de
generación disminuyó la capacidad inscrita en 1,700 MW como consecuencia de
que muchos de los proyectos no habían sido actualizados durante más de cinco
años así como no se notó evolución en su desarrolló. En este sentido la capacidad
de generación inscrita esta alrededor de 10,500 MW.
Las inscripciones más recientes en el registro corresponden a la inscripción del
proyecto TERMOELPASO, así mismo a la modificación con respecto a la fecha de
entrada del cierre de ciclo de Flores IV, para el segundo semestre de 2008, siempre
y cuando destaca el agente representante sea benéfica para los generadores la
revisión y aprobación del nuevo cargo por capacidad actualmente en revisión por
parte de la CREG.
En lo que respecta a modificaciones en la capacidad instalada se destaca la del
proyecto EL MORRO, el cual tenía previsto instalar al primer trimestre del año 2005,
40 MW y que de acuerdo a nuevos estudios de factibilidad y de disponibilidad de
gas aumentaría en 18 MW su capacidad instalada, disponiendo así el SIN de
aproximadamente 58 MW, a instalarse en el mismo periodo. Los proyectos inscritos
en el registro de la UPME se presentan en la Tabla 5-1.
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PROYECTO
CAPACIDAD
(MW)
LOCALIZACIÓN (municipio y
departamento)
TECNOLOGÍA
POSIBLE FECHA
DE ENTRADA
PROMOTOR
FASE
Térmico de Gas. Capacidad registrada: 1226 MW
TermoYopal
36
Ciclo Abierto
Yopal
Casanare
I Semestre 2006 TERMOYOPAL S.A
1
TermoFlores IV
150
Ciclo Combinado
Barranquilla
Atlántico
1
Térmica del Café
215
Ciclo Abierto
Yopal
Casanare
Termo Upar
300
Ciclo Abierto
La Paz
Cesar
II Semestre 2008 TERMOFLORES S.A E.S.P.
Sin confirmar Promotora Térmica del Café S.C.A.
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
Termo Lumbí
300
Ciclo Combinado
Mariquita
Tolima
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
Termo Yarigüies
225
Ciclo Combinado
Barrancabermeja
Santander
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
1
TermoElPaso
40
Ciclo Abierto
El Paso
Cesar
Mar - 2006 GELECSA E.S.P
1
Porce 3
660
Turbina Francis
Anorí - Amalfi
Antioquia
Jun - 10 EEPPM
Nechí
645
Turbina Pelton
Anorí (otros)
Antioquia
Sin confirmar EEPPM
2
Sogamoso
840
Turbina Francis
Río Sogamoso
Santander
Sin confirmar HIDROSOGAMOSO S.A.
2
Hidroeléctrica (Embalse)
1
1
1
Capacidad registrada: 8730 MW
2
Guaico
136
Turbina Francis
Abejorral
Antioquia
Sin confirmar EEPPM
1
Guamues PMG – I
428
Turbina Pelton
Pasto
Nariño
1
Guamues PMG – II
605
Turbina Pelton
Pasto
Nariño
1
PMG – Patía I
880
Turbina Francis
Pasto
Nariño
Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P.
Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P.
Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P.
PMG – Patía II
911
Turbina Francis
Pasto
Nariño
Sin confirmar Empresa PMG S.A. E.S.P.
1
Cabrera
600
Turbina Francis
Río Suarez
Santander
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
1
Fonce
520
Turbina Pelton
San Gil
Santander
Andaquí
705
Turbina Francis
1
Pescadero-Ituango
1800
Turbina Francis
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
Sin confirmar Hidroeléctrica Pescadero – Ituango S.A.
-----Ituango
Cauca y Putumayo
Antioquia
Hidroeléctrica (Mediana y Pequeña Central)
PCH de Neusa
Río Amoyá
Agua Fresca
2.91
Cogua - Tausa
C/marca
78
Turbina Pelton
---
Chaparral
Tolima
1
1
1
Capacidad registrada: 511.76 MW
Ene - 06 INGAMEG
1
Sin confirmar GENERADORA UNIÓN S.A.
1
4
Turbina Pelton
Jericó
Antioquia
Sin confirmar GENERADORA UNIÓN S.A.
1
Montañitas
24.5
Turbina Pelton
Don Matías - Sta. Rosa Antioquia
Sin confirmar GENERADORA UNIÓN S.A.
2
Cañaveral
68
Turbina Pelton
Caldas
Antioquia
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
2
Encimadas
94
Turbina Pelton
Caldas
Antioquia
Sin confirmar ISAGEN S.A. E.S.P.
2
Alejandría
16.3
Sin Información
Alejandría
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Aures
24.9
Turbina Pelton
Sonsón, Abejorral
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Caracolí
14.6
Turbina Pelton
Caracolí
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Cocorná
29.7
Sin Información
Cocorná
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Río Frío
8.5
Turbina Pelton
Támesis
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Santa Rita (Rehab.)
1
Turbina Pelton
Andes
Antioquia
Sin confirmar EADE S.A. E.S.P.
1
Cucuana
88
Turbina Francis
Roncesvalles
Tolima
Sin confirmar ELECTRIF. DEL TOLIMA
1
Coello 1, 2, 3
3.75
Turbina Kaplan
Chicoral
Tolima
Sin confirmar HIDROESTUDIOS
1
Río Ambeima
45
Turbina Pelton
Chaparral
Tolima
Sin confirmar GENERADORA UNIÓN S.A.
1
PCH Las Cascadas
8.6
San Roque
Antioquia
Sin confirmar INVERSIONES JG VILLEGAS
1
---
Tabla 5-1. Proyectos de generación inscritos en la UPME
Por otra parte, con respecto a los proyectos que actualmente se hallan en
construcción sus principales avances actualizados al mes de junio de 2005 son:
•
Central Térmica El Morro proyecto a gas natural ubicado en el departamento
del Casanare con una capacidad aproximada de 58 MW, el cual tiene previsto
entrar en operación comercial en agosto del 2005.
•
Termoelpaso, proyecto a gas natural de 40 MW ciclo abierto ubicado en el
municipio de El Paso – Cesar. Actualmente se halla en proceso de cierre
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financiero con el que se estima entrar en operación comercial en marzo de
2006.
•
Trasvase río Calderas al embalse de Punchiná, el cual aporta 267 GWh-año.
Se estima como fecha de entrada febrero de 2006.
•
Calderas, proyecto hidráulico con capacidad de 26 MW dispuesto en dos
unidades, el cual se encuentra fuera de operación desde septiembre de 1998.
Se estima como fecha de entrada a operación junio de 2006.
•
Trasvase río Guarinó al embalse de Miel I, con lo cual dicho proyecto podrá en
un futuro disponer de aproximadamente 238 GWh – año. Se estima su fecha
de entrada el mes de noviembre de 2007.
•
Trasvase río Manso al embalse de Miel I, lo cual permitirá que dicho proyecto
pueda contar con aportes energéticos del orden de 179 GWh – año. Se estima
como fecha de entrada el mes de junio de 2008.
•
Río Amoyá, proyecto hidráulico con una capacidad de 78 MW, el cual estima
haber finalizado su cierre financiero en el último trimestre de 200515.
•
Río Manso, proyecto hidráulico con una capacidad de 27 MW, el cual se
beneficiaría del trasvase del río Manso al embalse Amaní de Miel I, una vez
sea aprobada licencia ambiental. Se estima como fecha de entrada en
operación enero de 2009.
•
Porce III, proyecto en construcción, se hizo entrega del portal del túnel de
desviación y el inicio de la construcción del puente sobre la quebrada La Unión,
el cual facilitará el acceso a casa de máquinas.
Se estima para el mes de diciembre de 2006 realizar la desviación del río, con
el fin de comenzar las excavaciones de las fundaciones. Así mismo fue cerrada
la licitación de la entrega de propuestas para la construcción de las obras
principales del proyecto. Se estima para finales del mes de junio haber
adjudicado la construcción de las obras16. Se estima como fecha de entrada
junio de 2010.
•
15
16
Hidrosogamoso, ha redefinido el tamaño de la presa modificando su capacidad
anterior de 1,035 MW a 840 MW. Posee licencia ambiental y aún no tiene cierre
financiero.
ISAGEN. Informe anual 2004.
Información tomada de Boletín Informativo No. 12, Mayo de 2005. Proyecto Porce 3. EEPPM.
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Los siguientes son los proyectos considerados en los análisis de plan de expansión
en generación tanto en el corto como en el largo plazo (ver Tabla 5-2).
PROYECTO
TRASVASE CALDERAS
EL MORRO
TERMOELPASO
CALDERAS
TRASVASE GUARINÓ
RÍO AMOYA
RÍO MANSO
PORCE 3
TOTAL - MW
TIPO
HIDRO
GAS CA
GAS CA
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
CAPACIDAD
MW
-54
40
26
-80
27
660
887
FECHA
FEB - 06
MAR - 06
JUN - 06
JUN - 06
ENE - 08
ENE - 09
ENE - 09
JUN - 10
Tabla 5-2. Proyectos en ejecución en Colombia
Adicionalmente, se consideró en la operación el cambio de combustible, gas
natural, de las plantas de Guajira 1 y 2 por carbón mineral a partir de enero de
2006.
Otros proyectos considerados en los análisis de expansión que si bien no tienen
actualmente cierre financiero, son recomendados por parte de la UPME con el fin de
disminuir la vulnerabilidad de las regiones frente a la concentración de fuentes
energéticas. Los proyectos adicionales contemplados son: cierres de ciclos de las
unidades de Flores 2 y 3, Termocandelaria 1 y 2, adición de 150 MW para
completar el cierre de ciclo en la planta de Tebsa, así como la instalación de plantas
a carbón mineral en la Costa Atlántica y Norte de Santander de 150 MW
respectivamente.
La versión final del Plan contendrá los análisis financieros de los posibles costos en
que se incurrirá en la expansión del sistema colombiano.
5.3
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN DE ECUADOR
Dado el interés del gobierno de la república del Ecuador hacía futuro en establecer
políticas económicas las cuales buscan fomentar las inversiones de largo plazo,
mediante generación hidroeléctrica para sustituir la generación con termoeléctricas
ineficientes, así como la conversión de Termoeléctricas que generan con diesel a
centrales que utilizan gas natural o residuos de las refinerías de petróleo, se
consideraron las siguientes demandas de energía y potencia y plan de expansión
contemplado en el plan de electrificación del Ecuador versión 2004.
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5.3.1 Proyecciones de demanda de energía y potencia en Ecuador
Según las expectativas económicas y comportamiento de consumos de los
diferentes sectores económicos, en la Tabla 5-3 se presenta la proyección de la
demanda de energía en bornes de generación para tres escenarios de crecimiento.
AÑO
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
MENOR
GWh
Tasa %
13,694
-14,314
4,53
14,929
4,29
15,542
4,11
16,151
3,92
16,759
3,77
17,372
3,65
17,993
3,58
18,620
3,48
19,255
3,41
MEDIO
GWh
Tasa %
13 847
-14 606
5,48
15 353
5,12
16 120
5,00
16 901
4,84
17 694
4,69
18 505
4,59
19 343
4,52
20 202
4,44
21 089
4,39
MAYOR
GWh
Tasa %
13,979
-14,914
6,69
15,813
6,03
16,747
5,91
17,710
5,75
18,700
5,59
19,725
5,48
20,793
5,42
21,898
5,31
23,049
5,26
Tabla 5-3 Escenarios de Proyección de demanda de energía eléctrica
De igual manera, en la Tabla 5-4 se muestra la demanda de potencia máxima en
bornes de generación para los tres escenarios de crecimiento.
AÑO
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
MENOR
MW
Tasa %
2,501
-2,600
3,95
2,693
3,59
2,788
3,51
2,882
3,38
2,976
3,26
3,071
3,19
3,167
3,14
3,267
3,14
3,368
3,10
MEDIO
MW
Tasa %
2,522
-2,642
4,75
2,756
4,34
2,874
4,29
2,995
4,21
3,118
4,10
3,245
4,05
3,375
4,02
3,511
4,02
3,650
3,97
MAYOR
MW
Tasa %
2,539
-2,685
5,75
2,823
5,14
2,966
5,08
3,115
5,01
3,268
4,91
3,427
4,86
3,592
4,82
3,765
4,81
3,944
4,76
Tabla 5-4 Escenarios de Proyección de Potencia Máxima
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5.3.2 Proyectos en expansión en Ecuador
La Tabla 5-5 relaciona los proyectos considerados en los análisis de expansión para
el Ecuador.
PLANTA
TIPO
SIBIMBE
POZA HONDA
LA ESPERANZA
OCAÑA
SAN FRANCISCO
MAZAR
INCREM. MOLINO CON MAZAR
BAJO ALTO 2
BAJO ALTO 3
TOTAL
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
HIDRO
VAPOR
CICLO COMB.
CAPACIDAD
MW
15
3
6
26
230
190
-95
87
652
FECHA
AGO / 2005
NOV / 2005
OCT / 2005
OCT/ 2008
DIC / 2007
MAR / 2009
MAR / 2009
AGO / 2008
MAY / 2011
Tabla 5-5 Proyectos incluidos en el Plan de Expansión de Ecuador
Con respecto a la expansión en capacidad de Ecuador anteriormente utilizada en la
versión 2004-2018 del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión
de Colombia, se presentó una disminución en la capacidad a instalar en Ecuador de
301 MW, las cuales corresponden a los proyectos de Salinas (Eólico – 10 MW),
Esmeraldas (MCI17 – 50 MW) y Termoriente (MCI – 270 MW).
5.4
PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN EN PANAMÁ18
A continuación se presentan las proyecciones de demanda de energía y potencia
para Panamá contempladas en el periodo 2005-2014. De igual manera se presenta
la capacidad en expansión estimada a instalar por Panamá en dicho periodo y la
cual es usada en los diferentes análisis de plan de expansión del sistema
colombiano.
5.4.1 Proyecciones de demanda de energía y potencia en Panamá
Según las expectativas de crecimiento económico y comportamiento de los
consumos esperados de los diferentes sectores económicos, en la Tabla 5-6 se
presentan las proyecciones de la demanda de energía en bornes de generación
para tres escenarios de crecimiento.
17
MCI: motor de combustión interna.
Tomado de Suministro Futuro de Electricidad. Ministerio de Economía y Finanzas. Comisión de Política Energética. Agosto
de 2003
18
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AÑO
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
MODERADO
GWh
Tasa %
5,468
-5,660
3.51
5,858
3.50
6,056
3.38
6,262
3.40
6,479
3.47
6,704
3.47
6,930
3.37
7,161
3.33
7,410
3.48
ALTO
GWh
5,657
5,922
6,199
6,479
6,777
7,092
7,421
7,758
8,106
8,483
Tasa %
-4.68
4.68
4.52
4.60
4.65
4.64
4.54
4.49
4.65
Tabla 5-6. Proyecciones de demanda de Energía de Panamá
De igual manera, en la Tabla 5-7 se muestra la demanda de potencia máxima para
los escenarios de crecimiento moderado y alto.
AÑO
2 005
2 006
2 007
2 008
2 009
2 010
2 011
2 012
2 013
2 014
MODERADO
MW
Tasa %
939
959
2.13
999
4.17
1,032
3.30
1,067
3.39
1,132
6.09
1,171
3.45
1,209
3.25
1,243
2.81
1,286
3.46
ALTO
MW
Tasa %
972
1,003
3.19
1,057
5.38
1,102
4.26
1,143
3.72
1,226
7.26
1,282
4.57
1,338
4.37
1,392
4.04
1,456
4.60
Tabla 5-7. Proyecciones de demanda de Potencia de Panamá
5.4.2 Proyectos en expansión en Ecuador
En el sistema de generación Panameño se han identificado para la instalación en el
corto y largo plazo 395 MW de los cuales 75% corresponden a proyectos hidráulicos
y el restante 25% en proyectos térmicos. En el futuro inmediato el sistema
panameño contempla el desarrollo de los proyectos hidroeléctricos de Bonyic de 30
MW, Changuinola 75 de 158 MW, proyectos ubicados en la provincia de Bocas del
Toro.
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Los proyectos panameños contemplados en los análisis de expansión del sistema
colombiano en los cuales se considera la interconexión con Panamá se presentan
en la Tabla 5-8.
PLANTA
BAJO MINA
BONYIC
MMV 50-1
GAULACA
CHAN 75
PANDO
TOTAL - MW
TIPO
HIDRO
HIDRO
TERMICA
HIDRO
HIDRO
HIDRO
CAPACIDAD
MW
51
30
100
24
158
32
395
FECHA
ENE / 2008
ENE / 2008
ENE / 2010
JUL / 2011
ENE / 2012
Ene / 2014
Tabla 5-8. Proyectos en expansión en Panamá
Por otra parte los análisis de generación para el sistema panameño consideraron el
retiro de 160 MW de los cuales 80 MW serán en enero de 2010 y los restantes 80
MW en enero de 2012.
Con respecto al plan de expansión de generación anterior de Panamá, utilizado en
el Plan de Expansión de Referencia de Generación – Transmisión, versión 2004 –
2018, la capacidad a instalar en Panamá disminuyó en 163 MW como consecuencia
del aplazamiento de los proyectos hidráulicos CHAN 140 de 132 MW y Santa María
de 31 MW.
5.5
COSTOS DE REFERENCIA DE GENERACIÓN
Para la determinación de los costos de generación de las diferentes plantas
eléctricas nacionales se incluyó el estudio llevado a cabo por la UPME y la
compañía Integral titulado Costos Indicativos de Generación de Energía Eléctrica.
El propósito cumplido en este estudio fue el de establecer los costos pre-operativos
y operativos que determinan el costo de generación eléctrica nacional. Se
incluyeron en los primeros, los costos de estudios e ingeniería, inversión,
financieros y de ley, y en los segundos los costos de administración, operación y
mantenimiento tanto fijos como variables, seguros y cargos de ley. El estudio
diferencia las diversas fuentes de energía (hidráulica, gas, carbón, etc.), y las
diversas tecnologías en cada una de éstas. Igualmente, se tienen en cuenta las
diferencias en infraestructura, económicas y de recursos naturales que se presentan
en las diferentes regiones del país.
La versión final del Plan presentará los costos empleados para la generación
utilizados en esta versión.
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5.6
ALTERNATIVAS DE CORTO PLAZO Y ESTRATEGIAS DE LARGO PLAZO EN EL
SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO
Los análisis de requerimiento de generación en el corto y largo plazo para el
sistema de interconexión colombiano aquí planteados corresponden a la capacidad
demandada por el sistema colombiano desde el punto de vista de energía. No
obstante, la UPME realiza en el momento análisis de requerimientos de capacidad
para atender la demanda de potencia del sistema, cuyos resultados serán
presentados en la versión final del plan.
5.6.1 ANÁLISIS DE CORTO PLAZO
Los presentes análisis de corto plazo tienen como objetivo determinar los
requerimientos de generación, a fin de atender la demanda de energía cumpliendo
los límites de confiabilidad del sistema que la regulación establece. El horizonte de
análisis comprende un periodo entre los años 2005 al 2009, y se plantean cuatro
alternativas que tienen como base la ampliación de la interconexión eléctrica con
Ecuador a 500 MW a partir de abril de 2007. Así mismo dos de las alternativas
tienen en cuenta además de la interconexión con Ecuador la posibilidad de la
interconexión eléctrica con Panamá con capacidad de 300 MW a partir de enero de
2009.
5.6.1.1 Alternativa de corto plazo CP-1
El objetivo de la alternativa CP-1 es satisfacer la demanda de energía del sistema
eléctrico colombiano y la posibilidad de exportar energía hacia Ecuador. En tal
sentido esta alternativa se considera como base para los análisis de corto plazo, la
cual contempla los sistemas eléctricos tanto colombiano y ecuatoriano
interconectados a través de una línea de transmisión que une las subestaciones de
Jamondino (Colombia) y la subestación Pomasqui (Ecuador), a un nivel de tensión
de 230 kV y capacidad de 250 MW, interconexión que ampliará su capacidad de
transporte a 500 MW a partir de abril de 2007. Bajo esta expectativa y considerando
los supuestos mencionados anteriormente en los incisos 5.1.1 y 5.1.2, al igual que
los proyectos en expansión para Colombia que consideran la instalación de un total
de 227 MW entre enero de 2006 y diciembre de 2009 y en Ecuador de 565 MW en
dichos periodos, se observa que la atención de la demanda de energía se realiza de
manera confiable.
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400
350
GWh
300
250
200
150
100
50
M
ay
-0
5
Ag
o05
No
v-0
5
Fe
b06
M
ay
-0
6
Ag
o06
No
v-0
6
Fe
b07
M
ay
-0
7
Ag
o07
No
v-0
7
Fe
b08
M
ay
-0
8
Ag
o08
No
v-0
8
Fe
b09
M
ay
-0
9
Ag
o09
No
v-0
9
0
Gráfica 5-1. Series hidrológicas con déficit energético de la alternativa CP-1
Los resultados de la simulación de la operación para este caso muestran que en
una de las cien series hidrológicas se presenta déficit en el mes de febrero de 2009,
con un valor de 47.4 GWh, lo cual corresponde al 1,1% de la demanda del
respectivo mes.
5.6.1.2 Alternativa de corto plazo CP-2
Partiendo de las condiciones establecidas en la alternativa CP-1, se analizó el
comportamiento del sistema bajo la posible instalación de proyectos de
cogeneración con una capacidad de aproximadamente 82 MW a comienzos del año
2008 en la Costa Atlántica y Valle del Cauca, sobre la operación del sistema.
Los resultados de la simulación para este caso que tiene en cuenta la mencionada
entrada de capacidad de cogeneración, muestran la ausencia de déficit en las cien
series hidrológicas. En este orden de ideas se puede concluir que el sistema
eléctrico colombiano al operar interconectado con el sistema ecuatoriano, no
requeriría capacidad adicional en el corto plazo a la actualmente instalada y a la que
actualmente se halla en construcción.
5.6.1.3 Alternativa de corto plazo CP-3
Las alternativas de corto plazo CP-3 como CP-4 consideran además de la
interconexión del sistema colombiano con el ecuatoriano y su ampliación de su
capacidad a 500 MW a partir de abril de 2007, la interconexión con el vecino país de
Panamá, a partir del mes de enero de 2009, a través de una línea de interconexión
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con una capacidad de 300 MW, entre las subestaciones Cerromatoso (Colombia) y
Panamá 2 (Panamá).
Bajo las consideraciones anteriores y empleando los supuestos descritos en los
incisos 5.1.1, 5.1.2 y 5.1.3 y los proyectos de expansión definidos para Colombia,
Ecuador y Panamá mencionados en las secciones 5.2, 5.3 y 5.4 de este
documento, se buscó determinar los niveles de atención de la demanda de energía
en Colombia considerando la capacidad instalada y futura en cada uno de los
países.
Es de destacar que en este caso se considera que la generación panameña hace
uso de los combustibles históricamente utilizados como diesel y bunker en la
operación de las centrales eléctricas.
Los resultados de la simulación de la operación para este caso muestran que en
una de las cien series hidrológicas se presenta déficit en el mes de febrero de 2008,
con un valor de 29,0 GWh, lo cual corresponde al 0,7% de la demanda del
respectivo mes (ver Gráfica 5-2), resultado que es consistente con lo encontrado
para la alternativa CP-1, teniendo en cuenta que la interconexión con Panamá
iniciaría su operación en enero de 2009, de manera que sus efectos sobre el país
(Colombia) en el corto plazo no son significativos.
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
Ma
y-0
5
Ag
o05
No
v-0
5
Fe
b06
Ma
y -0
6
Ag
o06
No
v-0
6
Fe
b07
Ma
y-0
7
Ag
o07
No
v -0
7
Fe
b08
Ma
y-0
8
Ag
o08
No
v-0
8
Fe
b09
Ma
y-0
9
Ag
o09
No
v -0
9
0
Gráfica 5-2 Series hidrológicas con déficit energético de la alternativa CP-3
Siendo así tan baja la probabilidad de déficit energético para el país, se puede
concluir que el sistema eléctrico colombiano al operar simultáneamente
interconectados con los sistemas ecuatoriano y panameño, no requeriría en el corto
plazo capacidad adicional a la actualmente instalada y planeada a entrar en
operación.
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5.6.1.4 Alternativa de corto plazo CP-4
Considerando como base para esta alternativa la CP-3, analizada anteriormente y
contemplando para el caso de Panamá el uso del gas natural importado desde
Colombia, se analiza en el corto plazo el comportamiento de la interconexión con
Panamá y su efecto sobre la operación y atención de la demanda del sistema
colombiano.
La exportación de gas colombiano hacia el vecino Panamá implica para este país
poder realizar sustitución energética en algunas de sus centrales de generación
desplazando así combustibles tradicionales en su operación como son el Diesel y
Bunker.
Esta alternativa se analizó dadas las recientes conversaciones entre el gobierno
panameño y propietarios de los generadores del vecino país con autoridades
colombianas y en tal sentido conducirían a una posible exportación de gas
colombiano, no obstante, mediando el índice de reservas/producción del gas natural
en Colombia, dado que es prioridad la atención de la demanda de gas natural en el
corto y largo plazo, para los diferentes sectores de la economía colombiana en
primera medida.
De darse un resultado positivo, es decir que se pueda realizar la exportación de gas
bajo las consideraciones anteriores, es muy posible que se implemente un
programa progresivo de sustitución en las plantas de generación del vecino país.
Esto indicaría que una primera aproximación comenzaría a realizarse posiblemente
a partir del año 2008 con la exportación de gas comprimido vía embarcaciones,
para la conversión de dos plantas generadoras con capacidad de 280 MW. Para el
año 2009 se prevería la conversión de 237 MW adicionales a gas natural y la
sustitución se completaría hacia el año 2010 con la entrada en operación del
gasoducto al vecino país y la conversión de algunas de las máquinas restantes.
Los resultados de la simulación de la operación bajo las condiciones anteriores
muestran que en una de las cien series hidrológicas se presenta déficit en el mes de
marzo de 2009, con un valor de 38,7 GWh, lo cual corresponde al 0,8% de la
demanda del respectivo mes (ver Gráfica 5-3), resultado que es consistente con lo
encontrado para la alternativa CP-1, si se considera que la interconexión con
Panamá iniciaría su operación en enero de 2009, de manera que sus efectos sobre
la atención de la demanda en Colombia en el corto plazo no son significativos.
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400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
Ma
y-0
5
Ag
o05
No
v-0
5
Fe
b06
Ma
y-0
6
Ag
o06
No
v-0
6
Fe
b07
Ma
y-0
7
Ag
o07
No
v-0
7
Fe
b08
Ma
y-0
8
Ag
o08
No
v-0
8
Fe
b09
Ma
y-0
9
Ag
o09
No
v-0
9
0
Gráfica 5-3 Series hidrológicas con déficit energético de la alternativa CP-4
Siendo tan baja la probabilidad de déficit energético para el país, se puede concluir
que el sistema eléctrico colombiano al operar simultáneamente interconectado de
manera coordinada con los sistemas ecuatoriano y panameño, no requeriría en el
corto plazo capacidad adicional a la actualmente instalada y considerada a instalar
en estos análisis.
La Tabla 5-9 presenta un resumen de las diferentes alternativas de generación
analizadas en el corto plazo.
PERIODO
CP - 1
CP - 2
H
G
H
G
26
94
26
94
CP - 3
CG
19
CP - 4
H
G
H
G
26
94
26
94
2005
2006
2007
2008
82
2009
107
SUBTOTAL – MW
133
TOTAL – MW
227
107
94
133
94
309
82
10
7
13
3
107
94
133
227
94
227
Tabla 5-9. Alternativas de corto plazo - MW
19
CG: Gogeneración
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5.6.1.5 Sensibilidad de corto plazo
•
Retiro de la cadena Paraíso – Guaca
La UPME consideró adecuado realizar un análisis de sensibilidad sobre el impacto
del posible retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca, para lo cual este análisis
parte de los supuestos considerados para el corto plazo por la alternativa CP-1.
El análisis busca determinar los efectos que tendría la salida de operación en
octubre de 2006 de las centrales de Paraíso y La Guaca, con una capacidad de 600
MW en total, sobre la operación del sistema, en especial la atención de la demanda
de energía de Colombia, el costo marginal del sistema y por ende el posible costo
de energía para el usuario colombiano, así como las medidas remediales que el
país debería tomar ante un retiro de esta magnitud.
Los resultados de la simulación para este caso muestran que en dos de las cien
series hidrológicas se presenta déficit. En la primera se presenta déficit energético
en los meses de enero y febrero del 2008, con magnitudes 202,7 GWh y 139,7
GWh, lo cual corresponde al 4,6% y 3,7% de la demanda, respectivamente, lo cual
supera los límites de la confiabilidad de energía establecidos en la resolución 25 de
1995 de la CREG, con respecto a la operación del sistema. Para la segunda serie el
déficit se presenta en marzo de 2009 por un valor de 173,7 GWh equivalente a un
racionamiento del 3.7 % de la demanda de energía para dicho mes (ver Gráfica 5-4
y Gráfica 5-5).
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
M
ay
-0
No 5
v-0
M 5
ay
-0
No 6
v-0
M 6
ay
-0
No 7
v-0
M 7
ay
-0
No 8
v-0
M 8
ay
-0
No 9
v-0
M 9
ay
-1
No 0
v-1
M 0
ay
-1
No 1
v-1
M 1
ay
-1
No 2
v-1
M 2
ay
-1
No 3
v-1
M 3
ay
-1
No 4
v-1
4
0
Gráfica 5-4 Series hidrológicas con déficit energético caso de sensibilidad
retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca en el corto plazo
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10%
6%
4%
2%
4.6%
3.7%
3.3%
8%
1.1%
Déficit como Porcentaje de la Demanda
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
0%
1
5
109
... 13 50
Series Hidrológicas
Con Pagua
17
... 21
100 25
Sin Pagua
Gráfica 5-5. Comparación de las series hidrológicas con déficit energético con
y sin considerar el retiro de la cadena hidráulica Paraíso - Guaca
En atención a lo anterior, cabe inferir que para el caso del sistema eléctrico
colombiano operando interconectado con el sistema ecuatoriano, la salida de las
centrales de Paraíso y Guaca implica un aumento significativo en la probabilidad de
ocurrencia de déficit energético.
•
Efectos sobre el costo marginal del sistema colombiano en el corto plazo
La salida de operación no suficientemente anticipada de las centrales hidráulicas de
Paraíso y La Guaca conlleva el desplazamiento operativo del sistema hacia
recursos más costosos, es decir, se debe recurrir en mayor grado a las centrales
térmicas de gas y carbón a fin de suplir la demanda de energía. Esto traería como
consecuencia un incremento en los costos operativos del sistema y del costo
marginal de la demanda y por ende un mayor precio de la energía para el usuario.
La Gráfica 5-6 muestra los costos marginales de la demanda proyectados hasta el
año 2009 para el sistema, considerando la presencia y ausencia de las
mencionadas centrales. El incremento en el precio de bolsa se estima en
aproximadamente 2.22 USD/MWh (5.30 $COL/kWh), lo cual tendría como
consecuencia un aumento del costo operativo para el sistema colombiano de
aproximadamente USD 538 millones durante este periodo, es decir, USD 9,6
millones mensuales promedio.
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48
45
US$/MWh
42
39
36
33
Ma
y-0
Ag 5
o0
No 5
v-0
Fe 5
b0
Ma 6
y-0
Ag 6
o0
No 6
v-0
Fe 6
b0
Ma 7
y-0
Ag 7
o0
No 7
v-0
Fe 7
b0
Ma 8
y-0
Ag 8
o0
No 8
v-0
Fe 8
b0
Ma 9
y-0
Ag 9
o0
No 9
v-0
9
30
CON PAGUA
SIN PAGUA
Gráfica 5-6 Costos marginales para Colombia con y sin consideración del
retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca en el corto plazo
De otro lado, los análisis desarrollados muestran que los efectos de este incremento
del precio de la energía en Colombia no afectan significativamente los volúmenes
transados de energía con Ecuador. Esto en razón a que a pesar del incremento, el
precio de la energía nacional sigue manteniéndose suficientemente inferior y
competitivo frente al del vecino país. Sin embargo, los beneficios económicos para
ambos países y sus respectivos agentes se muestran de magnitud considerable en
los análisis preliminares. Los resultados se presentaran posteriormente, siguiendo
la metodología aprobada para el análisis de los beneficios económicos.
5.6.2 Análisis de Largo Plazo
La ley 143 de 1994 establece que los planes de expansión deben ser de mínimo
costo cumpliendo además los requerimientos de calidad y confiabilidad que los
usuarios requieren. Sin embargo ante la vulnerabilidad de algunas regiones del país
debido a la coyuntura social por todos conocida y a lo cual están expuestos los
sistemas de transmisión tanto en energía como en gas, esta versión consideró
como criterio adicional la dependencia de las regiones frente a un solo energético y
en tal sentido consideró evaluar una mayor diversificación energética en ellas. Así
mismo, para las estrategias contemplaron análisis preliminares de disponibilidad de
gas, las cuales serán presentadas en la versión final de este Plan.
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
Por otra parte las recomendaciones iniciales de esta versión preliminar del plan en
generación contempló para la instalación de nuevos proyectos los periodos
necesarios para al menos realizar cierres financieros así como su construcción y en
tal forma estos periodos son considerados para la recomendación de las plantas por
energético.
Bajo las anteriores consideraciones, los siguientes análisis de largo plazo tienen
como objetivo determinar los requerimientos de generación, a fin de cumplir con los
criterios de confiabilidad del sistema que la regulación establece20. El horizonte de
análisis comprende un periodo de cinco años comprendido entre enero de 2010 y
diciembre de 2014, planteándose algunos escenarios que cubren las posibilidades
de interconexión de Colombia con Ecuador y con Panamá. A continuación se
presentan las estrategias establecidas y recomendaciones con referencia a
generación.
5.6.2.1 Estrategia de largo plazo LP-1
Al igual que en el análisis de corto plazo presentado en el ítem 5.6.1, en esta
estrategia se consideran los sistemas eléctricos de Colombia y Ecuador
interconectados a través de la línea de transmisión Jamondino - Pomasqui, a 500
MW, a 230 kV.
El objetivo de esta estrategia es establecer las necesidades de generación para
satisfacer la demanda en energía del sistema eléctrico colombiano, empleando los
supuestos establecidos en los incisos 5.1.1 y 5.1.2 para Colombia y Ecuador.
Además de los proyectos de expansión definidos en los incisos 5.2 y 5.3, a fin de
cumplir los criterios de confiabilidad, fue necesario tras realizar varias simulaciones,
incluir la entrada en operación en enero de 2010 de un generador térmico de carbón
con capacidad de 150 MW adicional al proyecto de Porce 3 y nueva capacidad de
generación térmica a gas de aproximadamente 170 MW entrando a operar en enero
de 2011.
Los resultados de la simulación para este caso, incluyendo la mencionada
capacidad extra, muestran que en dos de las cien series hidrológicas se presenta
déficit. En la primera de éstas, se presenta un déficit de 30.7 GWh en el mes de
febrero de 2012, lo cual corresponde al 0,6% de la demanda del respectivo mes (ver
Gráfica 5-7). En la segunda serie se presenta déficit en los meses de febrero por
valor de 9,3 GWh, es decir 0,2% de la demanda, y marzo de 2014 por valor de
357,9 GWh, es decir 6,6% de la demanda. Sin embargo, es de anotar que este
déficit se origina en la exportación de energía ya que al simular el sistema
20
Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG 025 de 1995
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
colombiano excluyendo la interconexión con el vecino país, no se presenta el
mencionado déficit (ver Gráfica 5-8).
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t -1
0
En
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t -1
En 1
e12
Ab
r-1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
2
En
e13
Ab
r -1
3
Ju
l-1
3
Oc
t-1
3
En
e14
Ab
r-1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-7. Estrategia LP - 1. Series hidrológicas con déficit energético
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t -1
En 0
e11
Ab
r -1
1
Ju
l-1
1
Oc
t-1
En 1
e12
Ab
r -1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
En 2
e13
Ab
r-1
3
Ju
l-1
3
Oc
t -1
En 3
e14
Ab
r -1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-8. Series hidrológicas con déficit energético Colombia autónomo
Considerando lo anterior, se puede concluir que el sistema eléctrico colombiano al
operar interconectado con el sistema ecuatoriano, requeriría en el largo plazo 320
MW de capacidad adicional a la que actualmente se halla en construcción para el
largo plazo (Porce 3).
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5.6.2.2 Estrategia de largo plazo LP-2
Partiendo de las condiciones establecidas en el alternativa CP-2, se pretende en
este caso analizar los efectos en el largo plazo que tendría la entrada en operación
de aproximadamente 82 MW en cogeneración, en enero de 2008, sobre la
operación del sistema.
Los resultados de la simulación muestran que en una de las cien series hidrológicas
se presentaría déficit energético por un valor de 110,6 GWh en el mes de marzo de
2014, valor que corresponde al 2,1 % de la demanda (ver Gráfica 5-9).
Considerando lo anterior, se puede concluir que el sistema eléctrico colombiano al
operar interconectado con el sistema ecuatoriano, requeriría en el largo plazo 320
MW de capacidad adicional a la que actualmente se halla en construcción.-
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t-1
En 0
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t-1
En 1
e12
Ab
r -1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
En 2
e13
Ab
r-1
3
Ju
l-1
3
Oc
t-1
En 3
e14
Ab
r -1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-9. Estrategia LP-2. Series hidrológicas con déficit energético
5.6.2.3 Estrategia de largo plazo LP-3
El análisis de esta estrategia tiene como base la alternativa de corto plazo CP-3, la
cual considera los sistemas eléctricos colombiano, ecuatoriano y panameño
interconectados durante el periodo comprendido entre enero de 2010 y diciembre
de 2014, con una capacidad de 500 MW y 300 MW respectivamente.
Al igual que la estrategia anterior, el objetivo es establecer los requerimientos de
ampliación de la capacidad instalada de generación en Colombia para satisfacer la
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demanda de energía del sistema eléctrico colombiano y sus posibilidades de
exportación a Ecuador y Panamá.
Este escenario, considera los sistemas colombiano, ecuatoriano y panameño con
los supuestos establecidos en los incisos 5.1.1, 5.1.2 y 5.1.3 y los proyectos de
expansión definidos en los incisos 5.2, 5.3 y 5.4, respectivamente. En este caso se
considera que la generación panameña hace uso de los combustibles
históricamente utilizados (Diesel y Bunker).
Los resultados de la simulación para este caso muestran que se requiere, a fin de
cumplir los límites de confiabilidad establecidos en la resolución CREG 025 de
1995, además de los proyectos de expansión definidos en el inciso 5.2, la entrada
en operación en enero de 2010 de una generación térmica de carbón con capacidad
de 300 MW, así como la instalación de 320 MW térmicos a gas en enero de 2011 y
de 180 MW a gas natural entrando a operar en enero de 2012.
Incluyendo la nueva capacidad de generación, los resultados de la simulación de la
operación del sistema eléctrico nacional interconectado con los sistemas
ecuatoriano y panameño determinan que en solo una de las cien series hidrológicas
se presenta déficit, con un valor de 58,0 GWh para el mes de marzo de 2014, lo
cual corresponde al 1,1 % de la demanda del respectivo mes (ver Gráfica 5-10).
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r -1
0
Ju
l-1
0
Oc
t-1
En 0
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t-1
En 1
e12
Ab
r-1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
En 2
e13
Ab
r-1
3
Ju
l-1
3
Oc
t-1
En 3
e14
Ab
r-1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-10 Estrategia LP-3. Series hidrológicas con déficit energético
Se puede así concluir que el sistema eléctrico colombiano al operar interconectado
de manera coordinada con los sistemas de Ecuador y Panamá, requeriría en el
largo plazo 800 MW de capacidad adicional a la que actualmente se halla en
construcción en el largo plazo (Porce 3), con el fin de mantener las exportaciones
hacia Ecuador y Panamá y poder atender la demanda de energía de Colombia.
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5.6.2.4 Estrategia de largo plazo LP-4
Teniendo como base la alternativa CP-4, se considera aquí la generación eléctrica
panameña haciendo uso del gas natural importado desde Colombia, lo cual implica
sustitución en Panamá de combustibles tradicionales (Diesel y Bunker), mencionada
anteriormente. Esta consideración implica que al finalizar el año 2009, Panamá
disponga de 517 MW operando con base en gas natural.
Los resultados de la simulación para este caso muestran que en una de las cien
series hidrológicas se presenta déficit en el mes de marzo de 2014, con un valor de
44,1 GWh, lo cual corresponde al 0,8% de la demanda del respectivo mes (ver
Gráfica 5-11).
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t-1
En 0
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t-1
En 1
e12
Ab
r-1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
En 2
e13
Ab
r-1
3
Ju
l-1
3
Oc
t-1
En 3
e14
Ab
r-1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-11. Escenario LP-4. Series hidrológicas con déficit energético
Así, se puede concluir que el sistema eléctrico colombiano al operar
simultáneamente interconectado con los sistemas ecuatoriano y panameño para
atender la demanda de energía requeriría en el largo plazo 800 MW de capacidad
adicional a la que actualmente se halla en construcción.
La Tabla 5-10 resume la capacidad de generación requerida en el sistema
Colombiano para las diferentes estrategias.
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LP - 1
PERIODO
H
2010
G
660
2011
LP - 2
C
H
150
660
170
G
LP - 3
C
H
150
660
170
2012
G
LP - 4
C
H
300
660
G
C
300
320
320
180
180
2013
2014
SUBTOTAL – MW
660
TOTAL – MW
170
150
660
980
170
150
980
660
500
300
660
1460
500
300
1460
Tabla 5-10. Requerimientos de expansión en Colombia de generación en el
largo plazo
5.6.2.5 Sensibilidad de largo plazo
•
Retiro de la cadena Paraíso – Guaca
Teniendo como base en el corto plazo la alternativa CP-1 se evalúa en este caso
analizar los efectos en el largo plazo que tendría la atención de la demanda de
energía, costo de energía al usuario, la salida de operación de las centrales de
Paraíso y Guaca, en octubre de 2006.
Los resultados de la simulación para este caso que tiene en cuanta la pérdida de
capacidad de generación de 600 MW de la salida de las centrales de Paraíso y
Guaca, muestran que en cinco de las cien series hidrológicas se presentaría déficit
energético (ver Tabla 5-11 y Gráfica 5-12):
AÑO
2012
2013
2014
MES
FEB
FEB
FEB - MAR
FEB - MAR
MAR
NÚMERO DE SERIES
1
1
1
1
1
DÉFICIT GWh
16.9
39.5
72.1 – 82.0
65.4 – 43.0
83.3
VEREC %
0.4
0.8
1.5 – 1.6
1.4 – 0.8
1.5
Tabla 5-11. Déficit de generación en largo plazo
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UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
400
350
300
GWh
250
200
150
100
50
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t -1
En 0
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t -1
En 1
e12
Ab
r -1
2
Ju
l-1
2
Oc
t -1
En 2
e13
Ab
r-1
3
Ju
l-1
3
Oc
t- 1
En 3
e14
Ab
r -1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
0
Gráfica 5-12 Series hidrológicas con déficit energético caso de sensibilidad
retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca en el largo plazo
Respecto a esto es importante anotar que a diferencia de la estrategia LP-1 el
déficit no se origina en la exportación de energía ya que al simular el sistema
colombiano excluyendo la interconexión con el vecino país éstos persisten (ver
Gráfica 5-13 y Gráfica 5-14).
400
350
GWh
300
250
200
150
100
50
0
10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14
e- br- Jul- ct- ne- br- Jul- ct- ne- br- Jul- ct- ne- br- Jul- ct- ne- br- Jul- ctO E
O E
O E
O E
O
A
A
A
A
En A
Gráfica 5-13 Colombia autónomo (excluyendo Paraíso-La Guaca). Series
hidrológicas con déficit energético
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REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
10%
4%
2%
2.3%
6%
4.6%
4.0%
8%
0.8%
Déficit como Porcentaje de la
Demanda
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
0.005
0%
1
5
9
13
17
21
25
Series Hidrológicas
CON PAGUA
SIN PAGUA
Gráfica 5-14 Comparación de las series hidrológicas con déficit energético
con y sin considerar el retiro de la cadena hidráulica Paraíso - Guaca.
En atención a lo anterior, el caso del sistema eléctrico colombiano operando
interconectado con el sistema ecuatoriano, en el largo plazo la salida de las
centrales de Paraíso y Guaca implica un aumento significativo en la probabilidad de
ocurrencia de déficit energético a pesar de haberse instalado al periodo 2010 - 2014
una capacidad de 820 MW.
Efectos sobre el costo marginal en el largo plazo
Tal como se estableció para el análisis de corto plazo, la salida de operación no
suficientemente anticipada de las centrales hidráulicas de Paraíso y Guaca conlleva
el desplazamiento operativo del sistema hacia recursos más costosos, es decir, se
debe recurrir en mayor grado a las centrales térmicas de gas y carbón a fin de suplir
la demanda de energía. Esto traería como consecuencia un incremento en los
costos operativos del sistema y del costo marginal de la demanda y por ende un
aumento en el costo de energía al usuario final.
La Gráfica 5-15 muestra los costos marginales proyectados para el periodo
comprendido entre enero de 2010 y diciembre de 2014, considerando la presencia y
ausencia de las mencionadas centrales. El incremento en el precio de bolsa se
estima en aproximadamente 3.53 USD/MWh (8.40 $/kWh), lo cual tendría como
consecuencia un aumento del costo operativo para el sistema colombiano de
aproximadamente USD 1,071 millones durante este periodo, es decir, USD 17,8
millones mensuales promedio.
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
50.00
47.00
US$/MWh
44.00
41.00
38.00
35.00
En
e10
Ab
r-1
0
Ju
l-1
0
Oc
t -1
En 0
e11
Ab
r-1
1
Ju
l-1
1
Oc
t -1
En 1
e12
Ab
r-1
2
Ju
l-1
2
Oc
t-1
En 2
e13
Ab
r -1
3
Ju
l-1
3
Oc
t-1
En 3
e14
Ab
r-1
4
Ju
l-1
4
Oc
t-1
4
32.00
CON PAGUA
SIN PAGUA
Gráfica 5-15 Costos marginales para Colombia con y sin consideración del
retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca en el largo plazo.
La UPME en el momento se halla en el análisis de tres casos de sensibilidad, uno
de ellos es determinar la capacidad requerida en expansión en el largo plazo
considerando la posible ocurrencia de un escenario de demanda alta. Otro caso
corresponde al efecto sobre el sistema eléctrico ante un posible atraso de la
entrada de proyectos de generación en Ecuador y de Porce III en Colombia. Un
tercer caso analizará una sensibilidad a los costos de gas natural. Los resultados
respectivos serán presentados en la versión final del plan.
5.7
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA PARA EL CORTO Y LARGO PLAZO
Para las diferentes alternativas y estrategias de corto y largo plazo se estableció el
costo promedio marginal de energía. Según los resultados obtenidos, los
intercambios energéticos muestran un incremento en el costo marginal para
Colombia el cual puede situarse entre 30 USD/MWh (71.1 $COL/kWh) y 37
USD/MWh (88.4 $COL/kWh) en el corto plazo y de 35 USD/MWh (83.6 $COL/kWh)
a 40 USD/MWh (95.6 $COL/kWh) en el largo plazo. Es de mencionar que si bien
esto significa un aumento en el costo marginal de energía y por consiguiente un
incremento en el precio en bolsa de energía para el usuario colombiano, el país se
ve beneficiado al recibir dinero vía rentas de congestión. La Gráfica 5-16 presenta el
costo marginal de la energía en el corto y largo plazo, en dólares constantes de
diciembre de 2004 y considera el CERE, FAZNI y la Ley 99 de 1993.
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
50.00
45.00
US$/MWh
40.00
35.00
30.00
COL AUTÓNOMO
COL-ECU INTERCONECTADOS
Sep-14
Ene-14
May-14
Sep-13
Ene-13
May-13
Sep-12
Ene-12
May-12
Sep-11
Ene-11
May-11
Sep-10
Ene-10
May-10
Sep-09
Ene-09
May-09
Sep-08
Ene-08
May-08
Sep-07
Ene-07
May-07
Sep-06
Ene-06
May-06
Sep-05
May-05
25.00
COL-ECU PAN INTERCONECTADOS
Gráfica 5-16 Costo marginal de energía para Colombia - Corto y largo plazo
5.8
INTERCAMBIOS DE ENERGÍA
Los intercambios de energía con Ecuador y Panamá para alternativa CP-3 y
estrategia LP-3 muestran que Colombia está en capacidad de exportar energía
hacia estos dos países. En tal sentido a partir de la ampliación de la capacidad de
exportación hacia Ecuador a 500 MW en abril de 2007, dicho país podría disponer
hasta de 370 GWh/mes provenientes de Colombia, cantidad que se vería afectada
al entrar la interconexión con Panamá en enero de 2009, considerando que este
país captaría parte de la capacidad de exportación de Colombia.
En el caso de Panamá, se puede prever que las exportaciones de energía desde
Colombia estarían alrededor de los 170 GWh/mes, magnitud que no estaría
afectada apreciablemente por la sustitución de combustibles Diesel y Bunker por
gas natural importado desde Colombia, considerando que los precios colombianos
de la energía siguen siendo comparativamente menores.
Las potenciales importaciones de energía de Colombia proveniente de Ecuador no
se muestran significativas (50 GWh-mes a lo largo del horizonte), sirviendo en
ocasiones para apoyar las exportaciones colombianas a Panamá. Los resultados de
las simulaciones muestran que Colombia no importaría energía de Panamá.
En la Gráfica 5-17 se observa el comportamiento de las exportaciones e
importaciones entre países.
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MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
400
350
GWh-mes
300
250
200
150
100
50
COL-ECU<-
Jul-14
Dic-14
Feb-14
Abr-13
Sep-13
Jun-12
Nov-12
Ene-12
Ago-11
Mar-11
Oct-10
May-10
Jul-09
COL-PAN->
Dic-09
Feb-09
Sep-08
Abr-08
Jun-07
COL-ECU->
Nov-07
Ene-07
Ago-06
Oct-05
Mar-06
May-05
0
COL-PAN<-
Gráfica 5-17 Intercambios de energía entre Colombia Ecuador y Panamá GWh
5.9
CONSUMOS DE COMBUSTIBLES
La versión final del Plan dispondrá de estos consumos.
5.10 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PRELIMINARES
Los resultados preliminares de los análisis de generación planteados en el corto y
largo plazo indican lo siguiente:
•
Es necesario que el país cuente con una expansión en generación de al menos
150 MW a comienzos del año 2010 adicionales a la entrada del proyecto de
Porce III. A fin de limitar la vulnerabilidad de la Costa Atlántica por depender su
generación de un solo energético, la localización de esta capacidad debería
realizarse al norte del país y con base en carbón mineral.
•
Los requerimientos de generación para la adecuada atención de la demanda de
energía muestran que el sistema requiere en el periodo 2010 – 2014 la
instalación de 320 MW adicionales a la entrada en operación de los 660 MW del
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proyecto Porce 3. En el caso de realizarse la interconexión eléctrica con
Panamá, el sistema colombiano requeriría de 800 MW adicionales al proyecto
de Porce 3, con el fin de poder atender la demanda propia, así como de
mantener el nivel de exportaciones de energía hacia Ecuador y Panamá.
•
Al llevar a cabo los análisis de requerimientos de potencia del sistema estos
muestran, posiblemente una expansión mayor en generación a la anteriormente
planteada, lo cual aún es objeto de análisis por parte de la UPME y será
presentado en la versión final.
•
De darse el retiro de la cadena hidráulica Paraíso – Guaca, el impacto originado
por la salida de operación de estas centrales, conllevan a que en el sistema se
superen en el corto plazo los límites de confiabilidad establecidos en la
resolución CREG 025 de 1995, implicando esto un aumento en la probabilidad
de ocurrencia de déficit en energía en el sistema colombiano, al igual que un
aumento significativo en el costo de energía para el usuario. Ante la inminencia
de la eventual salida, el sistema no estaría en capacidad de reaccionar de
manera oportuna ante eventuales déficit debido a los tiempos propios de
construcción de generadores eléctricos.
•
Se hace necesario antes de plantear una posible exportación energética a
Panamá asegurar la disponibilidad de reservas comerciales de gas natural. Lo
anterior de no afectar negativamente la relación reservas producción (R/P de 7
años) que impida continuar con las exportaciones, y se pueda comprometer la
atención de la demanda de energía eléctrica así como la de los demás sectores
económicos colombianos.
•
En el esquema actual en donde la generación eléctrica es de iniciativa privada,
toda la expansión de la capacidad de generación planteada en este documento
está condicionada a una expedición normativa oportuna, alguna de ellas
referente al cargo por confiabilidad.
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6
EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN
Mediante la ley 143 de 1994 fue asignada a la UPME la función de realizar el Plan
de Expansión del Sistema Interconectado Nacional, basándose en criterios técnicos
y económicos, y la función de evaluar la rentabilidad económica y social de las
exportaciones de recursos energéticos. Los criterios para la elaboración del Plan de
Expansión fueron establecidos por el Ministerio de Minas y Energía mediante la
Resolución 181313 de 2002. Adicionalmente, la CREG en el desarrollo de la
regulación ha establecido criterios para la realización del mismo, los cuales han sido
empleados por la UPME en su ejercicio del Plan de Expansión.
De otro lado, la Resolución CREG 04 de 2003 modificada por la Resolución CREG
014 de 2004, establece que la UPME realizará la planeación de la expansión de los
enlaces internacionales conjuntamente con los organismos de planeación de los
países miembros de la Comunidad Andina o países con los que se tenga una
integración de mercados eléctricos.
6.1
ENFOQUE DEL ANÁLISIS PARA LA REVISIÓN DEL PLAN
Con el objeto de establecer la referencia necesaria para definir la expansión a ser
ejecutada en el corto y mediano plazo, en esta versión del Plan se realiza un
análisis de largo plazo, año 2018, identificando la recurrencia de los problemas
encontrados en las diferentes áreas y la consistencia de las posibles soluciones en
un horizonte de 15 años.
En el corto y mediano plazo el objetivo del Plan es proponer los proyectos
adicionales que requiere el Sistema de Transmisión Nacional incluidos los proyectos
de interconexión internacional. Para lo anterior, se emplea la metodología
desarrollada por la UPME y discutida con el CAPT.
Adicionalmente, en esta versión del Plan se continúa con los análisis
correspondientes a los sistemas regionales de subtransmisión. Para el caso de los
proyectos de expansión de los sistemas de transmisión regional se pretende dar
señales que permitan a los agentes involucrados estudiar con mayor detalle sus
necesidades de expansión e incorporar en sus presupuestos las inversiones
requeridas.
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6.2
INFORMACIÓN BÁSICA
La información básica para estos análisis, es la concerniente a las proyecciones de
demanda de energía eléctrica, la disponibilidad de recursos y precios de los
combustibles y los escenarios de generación de corto y largo plazo, la cual se ha
descrito en los capítulos anteriores.
El modelamiento de la red considera tanto el Sistema de Transmisión Nacional
(STN) de Colombia como el de Ecuador, los Sistemas de Transmisión Regionales a
nivel IV, las unidades de generación en el nivel de tensión al cual operan incluyendo
sus respectivos sistemas de control. La información de la topología y los parámetros
eléctricos del sistema fue suministrada por los diferentes agentes y complementada
con la disponible en el CND.
Con respecto a las obras de expansión del STN, definidas en los planes anteriores,
se asumen las fechas de entrada en operación presentadas en la Tabla 6-1:
Fecha de Entrada en
Operación
Compensación Capacitiva 2*75 Mvar en 1 de julio de 2006
Tunal 115 kV
Proyecto Bolívar – Copey – Ocaña – 1 de Octubre de 2007
Primavera – Bacatá a 500 kV
Transformador 500 /115 kV en Bacatá
1 de Octubre de 2007
Proyecto ampliación de interconexión con 1 de Marzo de 2007
Ecuador 230 kV
Tabla 6-1. Proyectos de Expansión
Proyecto
En la Gráfica 6-1 se muestra el diagrama unifilar del STN con las obras de
expansión previstas hasta el año 2012.
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Gráfica 6-1 Proyectos de Expansión hasta el año 2014
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6.3
ANÁLISIS DE LARGO PLAZO
Con el fin de obtener señales que puedan dar indicios de los refuerzos necesarios
para la red eléctrica y la ubicación estratégica de nuevas plantas de generación, se
realizaron simulaciones y análisis de flujo de carga para el año 2019.
Se parte de la expansión de generación definida hasta el 2014, se proyecta la
demanda de potencia al 2019 aplicando el crecimiento de los últimos años y se
consideran las posibles alternativas de refuerzo a la red eléctrica, vistas en el corto
y mediano plazo. En el ejercicio no se consideraron intercambios con Ecuador, ni
Venezuela, ni los posibles intercambios con Panamá.
El análisis por áreas deja ver las soluciones a los problemas presentados en cada
una de ellas, con especial cuidado en Bogotá, Nordeste y el Sur del país.
6.3.1 Análisis por Áreas
6.3.1.1 Análisis Área Bogotá
De los primeros análisis se concluye que el parque de generación, incluyendo la
cadena Paraíso y La Guaca, no es suficiente para satisfacer la demanda del área.
Como se indicó en el Plan de Expansión 2004 – 2018, no es posible instalar
generación en el área. Se analizan entonces alternativas de expansión que puedan
transferir la energía requerida por el área.
En todos los análisis se incluyó la transformación 230/115 kV de 90 MVA en la
subestación Mesa y la línea Mesa – Balsillas 115kV, ya que ofrece un nuevo punto
de inyección al sistema Bogotá. También se incluyó el segundo transformador en la
subestación La Guaca.
Estos análisis de largo plazo tienen en cuenta los resultados encontrados en el
análisis de corto y mediano plazo respecto a las alternativas de refuerzo a 500 kV.
Como solución de transmisión se consideró el segundo circuito Primavera – Bacatá
con ampliación de la transformación 500/115 kV en Bacatá, la conexión de Usme a
500 kV desde Bacatá y las obras asociadas a Usme que son la reconfiguración de
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la línea Circo – Tunal en Circo – Usme y Usme Tunal y la reconfiguración de la línea
Reforma – Tunal en Reforma – Usme y Usme – Tunal. Los análisis de esta
alternativa muestran resultados positivos que se complementan con el análisis de
corto plazo, ver inciso 6.4.
Existen otras alternativas como la conexión de la subestación Circo a 500 kV que
puede complementar la anterior alternativa o reemplazar la conexión de Usme a
500 kV. Los resultados serán presentados en la versión final del Plan.
6.3.1.2 Análisis Área Nordeste
Para este año se presentan problemas de tensiones y sobrecargas en líneas y
transformadores.
Se requiere mayor capacidad de transporte para el área por lo que se considera
reconfigurar la línea a 500 kV Primavera – Ocaña en Primavera- Nueva
Bucaramanga y Nueva Bucaramanga – Ocaña. De igual manera se considera
transformación 500/230 kV de 360 MVA y 500/115 kV de 168 MVA en Nueva
Bucaramanga. La transformación a 230 kV soporta los niveles de tensión. En
Bucaramanga se debe ampliar la transformación en 300 MVA.
A nivel de 115 kV se adicionó la línea Nueva Bucaramanga – Palos para poner
carga a la subestación Nueva Bucaramanga y el segundo circuito Bucaramanga
Real Minas.
6.3.1.3 Análisis Área EPSA
Como punto de partida se considera la entrada del segundo transformador en San
Marcos 230/115 kV, la línea San Marcos – Pance y la subestación Sub220 con dos
transformadores 230/115 kV de 90 MVA cada uno y la reconfiguración de la línea
Yumbo – Pance en Yumbo – Sub220 y Sub220 – Pance a 230 kV.
Igualmente se considera la entrada de la subestación Pailón a 230 kV alimentada
desde Alto Anchicayá, con transformación 230/115 kV de 90 MVA y la entrada de la
subestación Agua Blanca con transformación 230/115 kV de 90 MVA,
reconfigurando la línea Pance – Juanchito en Pance – Agua Blanca y Agua Blanca
– Juanchito.
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6.3.1.4 Análisis Área Caldas – Quindío – Risaralda
En este año se presentan sobrecargas en la transformación de Esmeralda y
Hermosa y en la línea Hermosa – Regivit 115 kV. Igualmente se presentan
tensiones inferiores a 0.9.
De acuerdo con los análisis realizados una alternativa es la conexión de la
subestación Pavas a 115 kV, seccionando la línea Dosquebradas – Papeles
Nacionales, e interconectándose con la subestación Virginia 115 kV a través de un
doble circuito ya que un circuito sencillo no sería suficiente en este año. Se debe
ampliar la transformación 230/115 kV en Virginia.
Esta alternativa descarga los transformadores de Esmeralda y Hermosa pero no es
suficiente. Se debe ampliar la transformación en estas dos subestaciones en 90
MVA y 150 MVA respectivamente. También debe incluirse el segundo circuito
Hermosa – Regivit y como posible solución la conexión de un banco capacitivo de
50 MVAr en Armenia.
Una posibilidad que debe estudiarse con más detalle es la construcción de la
subestación Armenia a 230 kV que daría solución a los problemas de tensión y
carga de la línea Hermosa – Regivit, y su efecto sobre la transformación de
Esmeralda y La Hermosa.
6.3.1.5 Análisis Área EEPPM
Se presentan sobrecargas en los transformadores de Envigado y Bello y en las
líneas Miraflores – San Diego y Bello – Castilla. Por esta razón se hace necesario
instalar un tercer transformador 230/115 kV de 180 MVA en cada una de estas
subestaciones, al igual que la ampliación de la capacidad de transporte en las
líneas Miraflores – San Diego y Bello – Castilla.
6.3.1.6 Análisis Área Tolima – Huila – Caqueta
Se hace necesaria la entrada de la subestación Altamira a 230 kV. Se considera
entonces la entrada de las líneas Betania – Altamira – Mocoa – Jamondino y
Betania – Jamondino a 230 kV, que hacen parte del refuerzo de interconexión con
Ecuador.
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Igualmente se consideró la entrada del segundo transformador en la subestación
Mirolindo y la ampliación de la capacidad de transporte de la línea Mirolindo –
Papayo a 115 kV.
Se consideró la línea Cajamarca – Regivit normalmente cerrada ya que, en este
caso, ofrece respaldo al sistema CHEC.
6.3.1.7 Análisis Área Cauca – Nariño
Para este año se hace necesario ampliar la capacidad de transformación en las
subestaciones Jamondino y San Bernardino en 150 MVA. Las líneas Betania –
Altamira – Mocoa – Jamondino y Betania – Jamondino a 230 kV le dan soporte en
cuanto a tensión al área.
6.3.1.8 Análisis Área Bolivar
Para este año es necesario ampliar la capacidad de transporte de la línea
Candelaria – Zaragocilla a 110 kV con un segundo circuito.
6.3.1.9 Análisis Área Guajira – Cesar – Magdalena
Para este año se puede llegar a necesitar el segundo transformador 220/110 kV en
Fundación. Se requiere mayor capacidad de transporte hacia la subestación
Guatapurí ya que las dos líneas Valledupar – Guatapurí 110 kV están
sobrecargadas.
6.3.1.10
Análisis Área Chinú
En este año se considera en operación la línea Urrá – Montería a 220 kV, con dos
transformadores 220/110 kV de 90 MVA en la subestación Montería, el tercer
transformador 500/110 kV en Chinú y compensación capacitiva en Magangue de 10
MVAr.
6.3.1.11
Análisis Área Cerro Matoso
Se necesita el refuerzo de la segunda línea Urabá – Apartadó 110 kV ya que esta
línea presenta sobrecarga para este año.
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6.4
ANALISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO
Para este horizonte se realizaron estudios de flujo de carga, estabilidad y
confiabilidad desde el año 2006 hasta el 2014, empleando los despachos de
generación obtenidos a partir de simulaciones energéticas, según las estrategias de
generación del anterior capítulo.
Con el fin de analizar situaciones de máxima exigencia para el sistema, los
diferentes casos fueron analizados en condiciones de despachos de generación
mínimos y máximos.
Así mismo, se realizaron análisis de sensibilidad ante la situación de adelanto del
proyecto de ampliación de la Interconexión Colombia - Ecuador y del proyecto
Primavera – Bacatá 500 kV.
Para el año 2006 se realizó el análisis del impacto energético y eléctrico de la salida
de la cadena Paraíso – La Guaca. Para esto se analizó la situación con y sin la
cadena de generación y se realizó sensibilidad a la entrada del circuito Primavera –
Bacatá 500 kV y la transformación asociada. Para esta área se contempla la
operación de las compensaciones de Noroeste y Tunal
Con el fin de analizar la situación más crítica para el área se consideró un escenario
de mínima generación hidráulica en Bogotá y se realizó un análisis determinístico
(N–1) de los principales circuitos de 230 kV en el área. Los resultados se presentan
a continuación.
Caso 1. Con Pagua, sin proyecto Primavera – Bacatá 500 kV
Bajo estas condiciones, generación hidráulica mínima, no se observan problemas
en el área en condiciones de estado estable y no es necesario prender generación a
nivel de 115 en Termozipa. Sin embargo ante la salida de la línea Guavio – Reforma
230 kV se ve afectada la demanda del área del Meta en dónde sería necesario
racionar el 35% de ésta.
Caso 2. Sin Pagua, con proyecto Primavera – Bacatá 500 kV
Bajo estas condiciones y un escenario de generación hidráulica mínimo es
necesaria alta generación de seguridad de Termozipa. Para este caso y con falla en
la línea Guavio – Reforma 230 kV es necesario racionar el 2% de la demanda del
Meta. Para las mismas condiciones de generación y con indisponibilidad de uno de
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los circuitos entre Purnio y Noroeste 230 kV se presenta sobrecarga en la línea
Primavera - Bacatá 230 kV.
Caso 3. Sin Pagua, sin proyecto Primavera – Bacatá 500 kV
En este caso es necesaria alta generación de seguridad en Termozipa, al igual que
en el caso anterior, teniendo en cuenta que el aumento de la cargabilidad en líneas
de 230 kV no representa problemas para la red. Este caso es el más critico para el
área ya que ante la salida de la línea Noroeste – Purnio 230 kV se presentan
tensiones inferiores a 0.9 en Bogotá y el racionamiento equivalente es del 5% en
toda el área, aún así no se solucionan todos los problemas en el área.
Ante indisponibilidad del circuito Guavio – Reforma el racionamiento en Bogotá es
del 2% y en el área del meta del 40% en cada una de las barras.
En la versión final del Plan se entregará un análisis de confiabilidad probabilística.
Respecto a estabilidad de voltaje, para el año 2006, sin estar operando el proyecto
Primavera – Bacatá y obras asociadas, con una generación mínima en el área de
1680 MW, el área de Bogotá aparece como una zona débil pero estable.
De otra parte, en el 2008 ante la eventual salida de la cadena Paraíso – Guaca, y
considerando en operación la línea de 500 kV Primavera – Bacatá, Termozipa
deberá tener alta generación ante condiciones críticas de hidrología. En este caso la
generación mínima en el área de Bogotá deberá superar los 1275 MW.
Con la red existente al 2008 y con condiciones de hidrológicas críticas, más allá del
este año, la red de transmisión existente no sería suficiente para transportar la
energía requerida por el área y ante una contingencia de la línea Primavera –
Bacatá habría racionamiento.
Por otro lado, se analizaron alternativas de conexión a nivel 500 kV, de tal manera
que las importaciones para el área aumenten considerablemente.
6.4.1 Descripción de Alternativas de Refuerzo STN Bogotá
Se realizaron análisis de estado estable y análisis dinámicos a partir del año 2008
con el fin de determinar el desempeño eléctrico de las diferentes alternativas. En la
Tabla 6-2 del inciso 6.4.4 se presenta la valoración, por unidades constructivas. El
análisis parte del estudio “Análisis Oportunidades de Conexión año 2009”
presentado por la Empresa de Energía de Bogotá.
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Alternativa 1. Circuito a 500 kV Primavera – Usme de 215 km. Las obras asociadas
a este proyecto son:
•
•
•
•
•
Subestación Usme 500 kV.
Transformación 500/230 kV de 450 MVA y 500/115 de 168 MVA.
Reconfiguración de la línea a 230 kV Reforma – Tunal en Reforma – Usme y
Usme – Tunal (1), con longitudes de 60 km y 15 km respectivamente.
Reconfiguración de la línea Circo – Tunal a 230 kV en Circo – Usme y Usme
– Tunal (2), con longitudes de 37 km y 15 km respectivamente.
Tramo de línea a 115 kV entre la nueva subestación Usme y la subestación
Usme existente.
- Existente -- Expansión
Gráfica 6-2. Alternativa 1. Expansión 500 kV
Alternativa 2. Circuito a 500 kV Virginia – Usme de 230 km. Las obras asociadas a
este proyecto son:
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•
•
•
•
•
Subestación Usme 500 kV.
Transformación 500/230 kV de 500 MVA y 500/115 kV de 240 MVA.
Reconfiguración de la línea a 230 kV Reforma – Tunal en Reforma – Usme y
Usme – Tunal (1), con longitudes de 60 km y 15 km respectivamente.
Reconfiguración de la línea Circo – Tunal a 230 kV en Circo – Usme y Usme
– Tunal (2), con longitudes de 37 km y 15 km respectivamente.
Tramo de línea a 115 kV entre la nueva subestación Usme y la subestación
Usme existente.
- Existente -- Expansión
Gráfica 6-3. Alternativa 2. Expansión 500 kV
Alternativa 3. Circuito a 500 kV Virginia – Bacatá de 230 km. Este proyecto no
implica obras adicionales.
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- Existente -- Expansión
Gráfica 6-4. Alternativa 3. Expansión 500 kV
Alternativa 4. Segundo circuito a 500 kV Primavera – Bacatá de 215 km. Este
proyecto no implica obras adicionales.
- Existente -- Expansión
Gráfica 6-5. Alternativa 4. Expansión 500 kV
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Alternativa 5. Segundo circuito a 500 kV Primavera – Bacatá de 215 km y circuito a
500 kV Bacatá – Usme de 33 km. Las obras asociadas a este proyecto son:
•
•
•
•
•
Subestación Usme 500 kV.
Transformación 500/230 kV de 450 MVA y 500/115 de 168 MVA.
Reconfiguración de la línea a 230 kV Reforma – Tunal en Reforma – Usme y
Usme – Tunal (1), con longitudes de 60 km y 15 km respectivamente.
Reconfiguración de la línea Circo – Tunal a 230 kV en Circo – Usme y Usme
– Tunal (2), con longitudes de 37 km y 15 km respectivamente.
Tramo de línea a 115 kV entre la nueva subestación Usme y la subestación
Usme existente.
- Existente -- Expansión
Gráfica 6-6. Alternativa 5. Expansión 500 kV
Para la versión final del Plan, se evaluarán otras posibles alternativas como el
circuito Bacatá – Circo 500 kV y la ampliación de la transformación en Bacatá unida
al segundo circuito Primavera - Bacatá.
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6.4.2 Análisis de Flujo de Carga – Alternativas refuerzo STN Bogotá
Los análisis se realizaron a partir del año 2008, condición de demanda máxima y
generación hidráulica mínima. Para cada una de las alternativas se analizó el
comportamiento ante la contingencia de la línea Primavera – Bacatá 500 kV.
Caso base. No incluye alternativas. Este caso es quien determina y da la señal de
entrada del refuerzo, como bien se indicó anteriormente.
Alternativa 1. Los resultados del flujo de carga muestran que las dos líneas de 500
kV Primavera – Bacatá y Primavera – Usme, pueden ocupar el máximo de su
capacidad, cerca de 550 MW cada una. Si bien, para el caso, el despacho
hidráulico en el área es mínimo, se debió poner a generar una máquina de
Termozipa que ofreciera respaldo a la red de 115 kV.
Los análisis también muestran que no hay problemas de sobrecargas ni de
tensiones por debajo del límite. Los valores de generación mínima están dados por
los límites de cargabilidad de las líneas a 500kV Primavera – Bacatá y Primavera –
Usme.
La salida de la línea Primavera – Bacatá deja ver sobrecargas en los
transformadores de Usme, líneas Primavera – Usme 500 kV y Usme – Nueva Usme
115 kV. Estas sobrecargas no se alivian ni aún generando al máximo en Termozipa.
Adicionalmente las condiciones en el área sur se ven afectadas. Es claro entonces,
que la generación mínima en este caso debe ser mayor.
Alternativa 2. En este caso la línea Primavera – Bacatá no ocupa el máximo de su
capacidad y la importación por la línea Virginia – Usme no es considerable, con el
agravante de exceder los 600 MW por la línea San Marcos – Virginia.
El límite de generación mínima está dado por la cargabilidad de la línea San Carlos
– Virginia que a su vez está limitado por estabilidad, lo que hace que la generación
mínima sea mucho mayor que en el caso anterior. Esta generación debe superar los
1513 MW.
En el área de Bogotá no se encuentran elementos con sobrecargas o niveles de
tensión fuera de límites.
La contingencia de la línea Primavera – Bacatá es la más severa, debido la su nivel
de importación y a no poder aumentar las transferencias a través de la línea San
Carlos – Virginia.
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Alternativa 3. En este proyecto, la línea Primavera – Bacatá ocupa el máximo de su
capacidad, pero la importación por la línea Virginia - Bacatá es mínima. La
generación requerida por el área es menor que en el caso anterior, sin embargo,
ambos despachos incluyen generación en Termozipa.
El límite de generación mínima está dado por la cargabilidad en la línea Primavera –
Bacatá y por la cargabilidad de la línea San Carlos – Virginia. Esta última línea
estaría superando el límite de transporte.
En el área de Bogotá no se encuentran elementos con sobrecargas o niveles de
tensión fuera de límites.
Al igual que en la Alternativa 2, la salida de la línea Primavera – Bacatá es la
contingencia más severa si se tiene en cuenta que presenta alto nivel de
importación y existe limitación por el lado de Virginia.
Alternativa 4. En las simulaciones de flujo de carga se puede observar que entre el
circuito existente y el circuito adicional Primavera - Bacatá, no se transporta el
máximo de su capacidad. No se encuentran sobrecargas en los elementos de la
red, ni tensiones fuera de límite.
La limitante para esta alternativa es la capacidad de transformación 500/115 kV en
la subestación Bacatá. El nivel de generación mínimo en el área es mayor que el
nivel para la Alternativa 1 ya que las importaciones por las líneas de 500 kV son
menores. De igual manera, el despacho incluye una máquina operando en
Termozipa.
Con la salida de uno de los dos circuitos, el otro presentaría sobrecarga, en este
caso Termozipa debe entrar a generar al máximo y se retornaría al caso base.
Alternativa 5. Los análisis muestran en este caso, que la importación por los dos
circuitos de 500 kV Primavera – Bacatá es máxima. El circuito Bacatá – Usme
ocupa gran parte de su capacidad. De esta manera la subestación Usme se
convierte en un nuevo nodo de inyección a la red de Bogotá. Se considera un
despacho hidráulico mínimo en el área, encendiendo una máquina en Termozipa
para dar respaldo a la red de 115 kV.
La generación mínima es similar a la generación para la Alternativa 1 y está dada
por la cargabilidad de los circuitos de 500 kV Primavera – Bacatá. Los
transformadores y elementos de la red no están sobrecargados, tampoco hay nodos
con tensiones inferiores a 0.9.
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Ante la contingencia de una de las líneas Primavera – Bacatá, la sobrecarga sería
elevada, aún con Termozipa generando al máximo persistirían la sobrecarga y
problemas de tensión.
6.4.3 Análisis
de
Estabilidad
de
Voltaje
y
Estabilidad
Transitoria
–
Alternativas refuerzo STN Bogotá
Se realizó la evaluación de estabilidad para el sistema eléctrico colombiano
referente a las alternativas de interconexión a 500 kV para el área de Bogotá. Esta
evaluación se aplicó en el horizonte 2008 - 2014, con especial detalle en el año
inicial.
Las simulaciones incluyen estabilidad de voltaje y estabilidad transitoria. La
estabilidad de voltaje se evaluó por medio de análisis modal y de sensibilidades. La
estabilidad transitoria se evaluó por medio de la respuesta ante contingencias
severas.
Estabilidad de voltaje. En este análisis se encuentra que la Red está en condiciones
de operación estables. Lo anterior aplica para todo el horizonte de análisis y para
todas las alternativas propuestas.
Se detectaron las zonas con mayor debilidad a partir de los nodos más sensibles a
la variación de la tensión. Las gráficas de sensibilidad (Gráfica 6-7 y Gráfica 6-8)
dejan ver la variación porcentual que tienen los nodos frente a un cambio en la
potencia reactiva.
A continuación se presentan las zonas con mayor debilidad, que si bien son débiles,
no dan indicios de inestabilidad, pero que como una constante aparecen en las
simulaciones aplicadas para todas las alternativas.
•
•
•
Subestaciones Tumaco, Junín e Ipiales, asociadas a la subestación
Jamondino de 230 kV en el área de CEDENAR.
Subestaciones Mompox, Magangue y Sincelejo, asociadas a la subestación
Chinú 500 kV en el área de Costa. Cabe destacar la recomendación
realizada en el análisis por área en el corto y mediano plazo para esta área.
Subestaciones Istmina, Certegui y Quibdo, asociadas a la subestación Ancon
Sur 230 kV en el área de EEPPM.
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% / Mvar
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
Alt1
Alt2
Alt3
TOLEDO34.5
EL_CARMEN66
SAMORE34.5
QUIBDO110
GUARA
TIBU115
TULCAN_69
SESQUILE115
ISTMINA110
CANLARA34.5
RIO_SINU110
JUNIN115
MAGANGUE110
MONPOX110
IPIALES34.5
TUMACO115
0.0
Alt4
Gráfica 6-7. Sensibilidades año 2008
% / Mvar
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
Alt1
Alt2
Alt3
TOLEDO34.5
SAMORE34.5
CODAZZI110
GUARA
ISTMINA110
TIBU115
RIO_CLARO110
CANLARA34.5
EL_CARMEN66
SESQUILE115
JUNIN115
MAGANGUE110
MONPOX110
IPIALES34.5
TUMACO115
COCA_69
0.0
Alt4
Gráfica 6-8. Sensibilidades año 2010
Ante el caso base, que no considera alternativas de expansión a nivel de 500 kV y
ante la contingencia aplicada a la línea Primavera – Bacatá, el área de Bogotá se
convierte en la más débil, aún así no logra la condición de inestabilidad.
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Estabilidad transitoria. La estabilidad transitoria se evaluó aplicando contingencias
de fallas trifásicas, que son las más exigentes, sobre las principales líneas
asociadas a cada alternativa de interconexión para el área Bogotá, con tiempo de
despeje de 150 ms y pérdidas de principales unidades de generación en el área.
Las contingencias aplicadas son las siguietes.
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Falla trifásica y salida línea Primavera-Bacatá 500 kV
Falla trifásica y salida línea Primavera-Usme 500 kV
Falla trifásica y salida línea Bacatá-Noroeste 220 kV
Falla trifásica y salida línea Bacatá-Torca 220 kV
Falla trifásica y salida línea Guavio-Torca 220 kV
Falla trifásica y salida línea Chivor-Torca 220 kV
Falla trifásica y salida línea Guavio-Reforma 220 kV
Falla trifásica y salida línea Tunal-Reforma 220 kV
Falla trifásica y salida línea Guavio-Tunal 220 kV
Falla trifásica y salida línea Tunal-San Mateo 220 kV
Falla trifásica y salida línea Paraíso-Circo 220 kV
Falla trifásica y salida línea Noroeste-Purnio 220 kV
Falla trifásica y salida línea Noroeste-Balsillas 220 kV
Falla trifásica y salida línea Guaca-Paraíso 220 kV
Falla trifásica y salida línea Mesa-Guaca 220 kV
Falla trifásica y salida línea Mesa-San Felipe 220 kV
Falla trifásica y salida línea Mesa-Mirolindo 220 kV
Falla trifásica y salida línea Tunal-Usme 220 kV
Falla trifásica y salida línea Usme-Reforma 220 kV
Falla trifásica y salida línea Circo-Usme 220 kV
Falla trifásica y salida línea San Carlos-Virginia 500 kV
Falla trifásica y salida línea Virginia-Usme 500 kV
Falla trifásica y salida línea Virginia-Bacatá 500 kV
Salida de un generador de la planta Guavio
Salida de un generador de la planta Chivor
Salida de un generador de la planta Guaca
Salida de un generador de la planta Paraíso
Del ejercicio de simulación resultó que el Sistema es estable en cuanto a estabilidad
transitoria frente a cada una de las contingencias aplicadas. Como se puede
apreciar en el anterior listado de fallas, éstas corresponden al área de interés de los
proyectos.
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La respuesta transitoria de las principales variables del Sistema como lo son
ángulos en los rotores, potencia en las máquinas, frecuencia y voltaje, ante las
fallas aplicadas, presentan oscilaciones amortiguadas y tiempo de recuperación
relativamente corto.
Frente a los mismos eventos aplicados a la red, no se detectaron problemas de
sincronismo en las máquinas, ninguna de ellas presentó inestabilidad. La planta
Ínsula del área CHEC tiene una respuesta lenta en los últimos años de análisis,
igual sucede con Tebsa y Termoflores operando al máximo, sin embargo la
condición es de estabilidad.
Las oscilaciones de la frecuencia, incluso en los casos más graves, son de tipo
amortiguado y de baja magnitud.
La tensión en la subestación Jamondino, presenta oscilaciones en el momento de
una falla debido a la oscilación de potencia por las líneas de interconexión, sin
embargo es de característica amortiguada y con tiempo medio de recuperación
inferior a los 10s. Esta variación se percibe por ser el punto de frontera eléctrica de
dos grandes sistemas.
6.4.4 Valoración de Alternativas refuerzo STN Bogotá
Cada una de las alternativas se valoró utilizando las unidades constructivas
establecidas en la resolución CREG 026 de 1999 y el costo estimado del proyecto
de acuerdo con la resolución CREG 004 de 1999.
Costounitario
US$/04
Modulo
3,667,343
500kV
Común
2,851,300
230kV
Modulo
2,279,518
500kV
Trafo
230kV
948,225
Modulo
2,762,935
500kV
Línea
1,243,345
230kV
6,890,956
500/230kV
Trafos
500kV
292,494
Líneas
225,313
Líneasdoble 230kV
141,148
230kV
Líneas
1,858,432
500kV
B. Transfer.
503,754
230kV
Total $US/dic04
Costoestimadototal incluyendoAOMy
Alternativa1
Alternativa2
Alternativa3
Primavera- Usme
1
1
1
1
2
4
1
215
15
97
1
1
109,455,954
114,333,976
Virginia- Usme
1
1
1
1
2
4
1
230
15
97
1
1
113,843,357
118,898,459
Virginia- Bacata
0
0
0
0
2
0
0
230
0
0
0
72,799,381
75,843,612
Alternativa4
Alternativa5
Primavera- Bacata2
Bacata- Usme
Primavera- Bacata2
0
1
0
1
0
1
0
1
2
4
0
4
0
1
215
248
0
15
0
97
0
1
0
1
68,411,978
124,634,110
71,404,150
130,230,712
Tabla 6-2. Valoración de alternativas
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6.4.5 Conclusiones
Las alternativas 2 y 3 se caracterizan por un bajo nivel de importaciones al área
Bogotá, siendo la alternativa 3 la que presenta el menor nivel. Adicionalmente, le
generan problemas a la línea San Carlos – Virginia. La alternativa 2 implica
mayores costos de inversión que la alternativa 3 de acuerdo con lo indicado en la
Tabla 6-2.
Las alternativas 1 y 5 presentan el mayor nivel de importación al área Bogotá por
tener un nuevo punto de inyección a la red de 115 kV, evitando así la limitante dada
por la transformación en Bacatá. La alternativa 4 está limitada por la transformación
500/115 kV en Bacatá, lo que hace que las importaciones por las líneas de 500 kV
sean menores y que la generación mínima sea superior que en los dos casos
anteriores.
Si bien, las alternativas 5 y 1, en su orden, presentan los mayores costos, son las
que presentan mejor desempeño eléctrico.
La posibilidad de un circuito entre Bacatá y Usme a 500 kV, es viable siempre y
cuando se considere un refuerzo entre Primavera y Bacatá.
Los análisis de estabilidad de voltaje muestran que no hay problemas de este tipo
para ninguna de las alternativas, sin embargo, al revisar las áreas más débiles se
encuentra como una constante el área de Tumaco, Junín e Ipiales. La falla de la
línea Primavera – Bacatá, sigue siendo la más severa, sin alcanzar condición de
inestabilidad.
En cuanto a estabilidad transitoria el Sistema es estable frente a las contingencias
aplicadas para cada una de las alternativas. Las oscilaciones de las diferentes
variables de estado, son amortiguadas y no se detectaron problemas de
sincronismo en las máquinas.
6.4.6 Análisis por Área
6.4.6.1 Análisis Área Meta
Con la red actual y la expansión prevista, en el horizonte de análisis no se
presentan problemas en esta área.
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6.4.6.2 Análisis Área Nordeste
Debido a la entrada del segundo transformador en Barranca 230/115 kV, se alivian
problemas de sobrecargas en el área para el año 2006. Sin embargo, ante un bajo
nivel de generación en Palenque, la cargabilidad en el transformador de
Bucaramanga se eleva y se presenta sobrecarga en la línea Barranca – San
Silvestre.
Con el crecimiento de la demanda estos problemas se agravan. De esta manera, la
mejor solución es la entrada del segundo circuito Barranca – San Silvestre para el
2006 y el segundo transformador 230/115 kV en Bucaramanga para el 2008.
6.4.6.3 Análisis Área Caldas – Quindío - Risaralda
La línea Mariquita – San Felipe presenta sobrecarga a partir del año 2006. El límite
de transporte de esta línea está dado por los transformadores de corriente, por lo
que la solución más adecuada es realizar la actualización de los equipos, de lo
contrario Termodorada debería estar generando para eliminar la restricción.
La cargabilidad de los transformadores de Esmeralda y el de Hermosa depende de
la generación a nivel de 115 kV en el área. A medida que la demanda crece los
problemas se agravan. En el 2008 San Francisco debe generar mínimo 56 MW para
evitar dichas sobrecargas, contando con generación en plantas menores. Una de
las soluciones, en el corto plazo, es mantener generación mínima en el área, la otra
solución es ampliar la capacidad de transformación inicialmente en la subestación
Hermosa y luego en la subestación Esmeralda.
De mantener en el tiempo una generación mínima y no realizar ampliaciones de
transformación, la interconexión de la subestación Pavas con Virginia a 115 kV,
podría ser solución de alivio a la cargabilidad de los transformadores de Esmeralda
y Hermosa.
Las barras de Armenia y Regivit continúan mostrando problemas de bajas
tensiones, sin llegar al límite de 0.9. De las alternativas planteadas anteriormente
ninguna ofrece solución a este problema en particular, por esta razón se deben
estudiar otras alternativas que eviten la caída de tensión con el aumento de la
demanda.
Los análisis consideraron el enlace Cajamarca – Regivit abierto en Regivit. El cierre
de este enlace causa aumento de cargabilidad para los transformadores del área.
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6.4.6.4 Análisis Área EEPPM
Para el horizonte de análisis considerado no se presentan problemas en esta área.
6.4.6.5 Análisis Área EPSA
Con la entrada del segundo transformador San Marcos 230/115 kV en el año 2006
se alivian los problemas de sobrecargas en el segundo transformador de Yumbo.
Del estudio de alternativas de expansión en el área de EPSA, para emitir el
concepto de conexión del segundo transformador de San Marcos 220/115 kV de
168 MVA, se determinó que la alternativa de expansión de mínimo costo es la que
incluye la entrada del segundo transformador San Marcos 220/115 kV de 168 MVA
en el año 2006 y la subestación Sub220 220/115 kV, con transformación 220/115
kV de 90 MVA en el año 2008 y ampliación de dicha transformación en 90 MVA en
el año 2012.
El resultado de la evaluación económica presentada por EPSA mostró una relación
B/C de 1,31 y un impacto en la tarifa al usuario final del STR Centro – Sur de 0.04
$/kWh durante los años 2006 y 2007, 0.08 $/kWh desde el año 2008 hasta el año
2011 y 0.09 $/kWh a partir del año 2012, aproximadamente.
La UPME realizó un análisis de sensibilidad a algunas de las variables utilizadas en
la evaluación, como el precio de la generación de seguridad evitada, obteniendo
una relación B/C entre 1,15 y 2.
En lo que tiene que ver con la expansión del STN derivada del proyecto de la
subestación SUB220, se valoró utilizando las unidades constructivas establecidas
en la resolución CREG 026 de 1999 y considerando la resolución CREG 004 de
1999, como se presenta a continuación:
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Costo unitario
USD/04
Modulo
500 kV
3,667,343
230 kV
2,851,300
Común
Modulo
500 kV
2,762,935
Línea
230 kV
1,243,345
500 kV
292,494
Líneas (km)
230 kV
141,148
Líneas(km)
500 kV
1,858,432
B. Transfer.
230 kV
503,754
Total $US/dic04
Costo estimado total incluyendo AOM y
otros $US/dic04
Unidades constructivas
Subestaión
SUB220 kV
0
1
0
2
0
0.5
0
1
5,954,400
6,262,342
Tabla 6-3. Valoración del proyecto SUB220
Para la evaluación económica de los activos de la subestación SUB220
correspondientes al STN se consideraron como beneficios la disminución de
generación de seguridad estimada y valorada como se muestra en la siguiente
tabla:
Año
Menor generación de seguridad
MW / año
MWh - año
2008 - 2009
93
135.780
2009 - 2010
86
125.560
2011 78
113.880
VPN (9%) USD-04
12.156.922
Costo estimado USD
6.262.342
Relación B/C
1,94
Tabla 6-4. Evaluación económica del proyecto SUB220 (activos STN)
Por otra parte, en el año 2008 con la entrada de la subestación Jamundí a 115 kV,
la línea Pance - Jamundí presenta alta cargabilidad para el caso en que la línea
Jamundí – Santander esté cerrada en Santander. En el caso de estar abierta, sería
la línea Pance – Santander la que presentaría alta cargabilidad. Ante esta situación,
que empeora con el aumento de la demanda en el tiempo y se sobrecarga, las
soluciones son el segundo circuito Pance – Jamundí o el segundo circuito entre
Pance – Santander.
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6.4.6.6 Análisis Área Tolima - Huila – Caquetá
Para el año 2006 se prevén tensiones inferiores a 0.9 en la barra de Florencia,
problemas que se solucionan con la entrada del proyecto de interconexión con
Ecuador. Se tiene prevista la entrada de este proyecto en marzo del 2007.
Hacia el 2010, de no estar generando Amoyá un mínimo de 12 MW, el
transformador de Mirolindo 230/115 kV presentaría sobrecarga del 5%. A medida
que crece la demanda se acentúa el problema por lo que se debe considerar la
ampliación de la transformación en esta subestación. Se considera el enlace
Cajamarca – Regivit abierto ya que, si bien al estar cerrado descarga Mirolindo,
eleva la cargabilidad en los transformadores de Esmeralda.
6.4.6.7 Análisis Área Chinú
Los análisis realizados dejan ver que para el año 2006 el área no tiene problemas.
En el 2008 los transformadores de Chinú 500/110 kV aún no están sobrecargados,
pero su nivel supera el 90% y los nodos Magangue y Mompox presentan
problemas de bajas tensiones.
Para los problemas de tensión en las barras mencionadas, la mejor alternativa es
instalar un banco capacitivo de al menos 10 MVAr en la subestación Magangue.
De otro lado, considerando un escenario de despacho hidráulico, se recomienda,
como solución operativa, abrir la línea Boston - Sierra Flor para evitar problemas en
los transformadores de Chinú 550/110 kV. La apertura de esta línea no ocasiona
traumatismos a la red del área.
De acuerdo con lo anterior, en el año 2009 se debe recurrir a una solución que evite
la sobrecarga de los transformadores de Chinú. Entre las alternativas de solución
están el tercer transformador en Chinú 500/110 kV y la línea Urrá - Montería a 230
kV con transformación 230/110 kV en Montería.
Por otro lado, se debe tener en cuenta que para el año 2010 la línea Urrá – Tierra
Alta 110 kV presenta sobrecarga. En este caso la alternativa del tercer
transformador en Chinú solo sería solución para la sobrecarga en los otros dos
transformadores. Lo anterior implicaría una nueva obra como el segundo circuito
Urrá – Tierra Alta 110 kV.
La otra alternativa es la entrada de la subestación Montería en el 2009, cerrando la
línea Río Sinú – Montería 110 kV. Esta soluciona la sobrecarga en la línea Urrá –
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Tierra Alta al igual que descarga los transformadores de Chinú, aplazando la
entrada del tercer transformador.
6.4.6.8 Análisis Área Cauca – Nariño
La demanda del área se puede atender sin cerrar los enlaces Catambuco – El
Zaque y Rio Mayo – Popayán.
No hay problemas de carga en el transformador 230/115 kV de Jamondino en el
2006 y se aliviará la carga con la entrada del refuerzo de la interconexión con
Ecuador. En los años 2010 y 2012 los problemas de tensiones en Tumaco implican
compensación capacitiva de al menos 10 MVAr.
6.4.6.9 Análisis Área Bolívar
Con el adelanto del cambio de nivel de tensión de 66 kV a 110 kV de la subestación
Zaragocilla para el año 2006, no se presentan problemas en el área. En el resto del
horizonte, con la expansión propuesta por el Operador de Red no se detectan
problemas.
6.4.6.10
Análisis Área Atlántico
No se identifican problemas en el área.
6.4.6.11
Análisis Área Guajira – Cesar – Magadalena
En esta área para este periodo no se observan problemas.
6.4.6.12
Análisis Área Cerro Matoso
Al fin del horizonte de análisis, la línea Urabá – Apartadó presenta niveles elevados
de cargabilidad.
6.4.6.13
Análisis Área Chocó
En el 2006 las tensiones presentan bajos niveles, cercanos a 0.9.
Para los siguientes años se presentan graves problemas de tensiones en las barras
Certegui, Quibdo y El Siete a 110 kV. Entre las alternativas de solución se
encuentra la instalación de un banco capacitivo de 40 MVAr en Quibdo.
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6.5
ANÁLISIS DE LA INTERCONEXIÓN COLOMBIA - ECUADOR CON SIEPAC
La evaluación económica de la interconexión y sus beneficios serán incluidos en la
versión final del Plan de Expansión 2005 - 2019.
A continuación se presentan los análisis eléctricos y el desempeño de las
alternativas de interconexión indicadas en el Plan de Expansión 2004 - 2019. Estos
análisis son el resultado de un estudio realizado a fines del año 2004.
Los siguientes análisis consideran el sistema eléctrico colombiano y ecuatoriano
interconectado con el sistema del SIEPAC.
La interconexión con el sistema del SIEPAC se realiza a través de Panamá y se
analizan tres alternativas de conexión, una de ellas con una línea de transmisión de
230 kV en AC y las otras dos consideran un enlace de transmisión en DC a 250 kV.
Los estudios eléctricos corresponden a los análisis de estado estable y a los análisis
dinámicos para los años 2008, 2010 y 2012. Los análisis de estado estable incluyen
flujo de carga y estabilidad de voltaje, y los análisis dinámicos corresponden a
estabilidad transitoria y de pequeña señal, considerando los escenarios de
generación y demanda del sistema.
6.5.1 Modelamiento del Sistema Eléctrico
Estos análisis tienen en cuenta los planes de expansión de los sistemas eléctricos
de Colombia, Ecuador, Venezuela y SIEPAC.
El sistema del SIEPAC está integrado por las redes eléctricas de países de Centro
América. Estas redes se encuentran interconectadas a nivel de 230 kV. Los países
integrantes del SIEPAC son:
•
•
•
•
•
•
Costa Rica
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
Salvador
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6.5.2
Alternativas de Interconexión Colombia – Ecuador con el SIEPAC
La interconexión entre el sistema de Colombia y el sistema del SIEPAC, se realiza a
través de Panamá, para lo cual se analizan tres alternativas de conexión.
Alternativa 1
La alternativa 1 considera una interconexión a nivel de 230 kV en sistema AC,
desde la subestación Urabá 230 kV en Colombia hasta la subestación Panamá II
230 kV en Panamá y una subestación intermedia en el recorrido de la interconexión.
Esta alternativa considera:
•
•
•
•
•
Una línea de transmisión de doble circuito entre las subestaciones Urabá
(Colombia) hasta la subestación Panamá II (Panamá) y una subestación
nueva intermedia, con una longitud total de 571 km.
Adición de un segundo transformador de potencia 500/230 kV en la
subestación Cerromatoso.
Refuerzo de dos circuitos nuevos de 230 kV entre las subestaciones Urrá y
Urabá.
Refuerzo de un circuito nuevo de 230 kV entre las subestaciones
Cerromatoso y Urrá.
Refuerzo de un circuito nuevo entre las subestaciones Panamá y Panamá II.
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Gráfica 6-9. Alternativa de conexión 1 Colombia - SIEPAC
Alternativa 2
La alternativa 2 considera una interconexión DC de 250 kV, desde la subestación
Cerromatoso 230 kV en Colombia hasta la subestación Panamá II 230 kV en
Panamá.
Esta alternativa considera:
•
•
Una línea de transmisión DC aérea de 250 kV entre las subestaciones
Cerromatoso (Colombia) hasta la subestación Panamá II (Panamá), con una
longitud total de 571 km.
Estaciones conversoras AC/DC en las subestaciones Cerromatoso y Panamá
II.
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Gráfica 6-10. Alternativa de conexión 2 Colombia - SIEPAC
Alternativa 3
La alternativa 3 considera una interconexión DC de 250 kV, desde la subestación
Cerromatoso 230 kV en Colombia hasta la subestación Panamá II 230 kV en
Panamá.
Esta alternativa considera:
•
•
Línea de transmisión DC de 250 kV, con tres tramos. Un primer tramo aéreo
desde la subestación Cerromatoso. Un segundo tramo con cable submarino
y un tercer tramo en línea aérea hasta la subestación Panamá II. La longitud
total de la línea DC para los tres tramos es de 514 km.
Estaciones conversoras AC/DC en las subestaciones Cerromatoso y Panamá
II.
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Gráfica 6-11. Alternativa de conexión 3 Colombia - SIEPAC
6.5.3 Modelamiento de la interconexión DC
El modelamiento de la interconexión DC, considera los siguientes elementos:
Una línea monopolar DC con dos conductores 1033.5 KCM, con los siguientes
parámetros:
•
•
Resistencia: 0.054 Ohm/km
Capacidad de corriente: 1800 Amp
Dos conversores AC/DC, uno ubicado en la subestación Cerromatoso operando en
modo rectificador y otro en la subestación Panamá II operando en modo inversor,
con los siguientes datos técnicos:
•
•
•
•
Transformador de potencia del conversor 230/161 kV, con cambiadores
automáticos de tap de variación de +/- 14.3%.
Dos puentes conectados en cascada, por cada conversor.
Angulo de disparo de los conversores de 5º a 40º (mínimo-máximo).
Voltaje nominal del sistema DC de 250 kV.
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Para los conversores se modeló el sistema de control, basándose en el control del
ángulo de disparo, y así regular la potencia activa transferida por medio del voltaje y
la corriente en DC.
6.5.4 Análisis de estabilidad
Para la realización de los análisis de estabilidad de voltaje, transitoria y de pequeña
señal de la interconexión de Colombia con SIEPAC, se parte de los siguientes
escenarios de generación y carga para los años de análisis, los cuales son la
condición inicial de las simulaciones. En cuanto a la interconexión Colombia –
Ecuador se parte de una transferencia operativa para los años 2008 y 2010 de 250
MW, para el año 2012 de 180 MW y luego se realizan con máximas transferencias.
Escenario
2008 Demanda máxima
2010 Demanda máxima
2012 Demanda máxima
Alternativa
Alternativa 1
Alternativa 2
Alternativa 3
Alternativa 1
Alternativa 2
Alternativa 3
Alternativa 1
Alternativa 2
Alternativa 3
Exportación
440
400
400
350
300
300
200
200
200
Tabla 6-5. Escenarios de análisis conexión Colombia-SIEPAC
Las transferencias descritas en la Tabla 6-5 anterior están limitadas por los niveles
de tensión del sistema del SIEPAC. Estas transferencias se ven reducidas por
efectos de estabilidad como se muestra en la Tabla 6-6.
En comparación, los niveles de voltaje del sistema colombiano presentan perfiles
adecuados. Esto se debe principalmente a que la interconexión tiene un inicio en el
sistema de 500 kV, Cerro Matoso, el cual es un punto fuerte del sistema.
La Gráfica 6-12 presenta el resumen de los balances de generación y carga de los
sistemas de Colombia, Ecuador, SIEPAC.
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CASO COLOMBIA-ECUADOR-SIEPAC
GENERACIÓN/CARGA POR AÑOS
[MW]
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
COLOMBIA
ECUADOR
SIEPAC
2008
COLOMBIA
ECUADOR
SIEPAC
COLOMBIA
2010
GENERACIÓN
ECUADOR
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
ALTERN. 2
ALTERN. 1
0
SIEPAC
2012
CARGA
Gráfica 6-12. Balance generación y carga por años
6.5.4.1 Estabilidad de Voltaje
Los resultados de los análisis de estabilidad de voltaje muestran que el sistema
estable, ante los diferentes escenarios analizados y las tres alternativas de
conexión.
La zona con mayor debilidad en Colombia corresponde a las subestaciones
Tumaco, Ipiales y Junín en el nivel de tensión de 115 kV, asociadas al área de la
subestación Jamondino. La debilidad en esta zona se debe a que son
subestaciones radiales con circuitos de longitud relativamente alta. Esta debilidad
se presenta con y sin interconexiones y no se ve afectada por la entrada de estos
proyectos.
La zona con mayor debilidad en el área del SIEPAC corresponde a las
subestaciones PET, POP, EST y RIO en el nivel de tensión de 69 kV en el sistema
de Guatemala y pertenecen a un sistema radial. Las áreas más débiles en el lado
colombiano se presentan con y sin alternativas de interconexión y la estabilidad de
voltaje no se ve afectada por la entrada de las mismas.
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Gráfica 6-13. Sensibilidad de barras, año 2008
Gráfica 6-14. Sensibilidad de barras, año 2010
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Gráfica 6-15. Sensibilidad de barras, año 2012
6.5.4.2 Estabilidad Transitoria
Para las simulaciones de estabilidad transitoria, se parte de los escenarios de
generación y carga de los sistemas, los cuales son la condición de operación inicial,
para los años 2008, 2010 y 2012.
En los análisis de estabilidad transitoria del sistema, se considera la contingencia de
falla trifásica sobre una línea de transmisión, con la correspondiente salida de
operación de esta en un tiempo de duración de falla de 150 ms.
La Tabla 6-6 muestra los límites de exportación de Colombia hacia SIEPAC, con los
cuales se obtendrían condiciones de operación estables, para las alternativas en AC
y DC. Se debe tener en cuenta que las alternativas DC tienen la misma respuesta
en estabilidad transitoria.
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TRANSFERENCIA DE POTENCIA
Año
Alternativa
Alternativa AC
DC (MW)
(MW)
2008
300
300
2010
200
200
2012
200
140
Tabla 6-6. Transferencias de potencia limitadas por estabilidad transitoria
AÑO
2008
2010
2012
FALLA
CONDICIÓN
San Carlos Cerromatoso
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
Urabá - S/Intermedia
S/Intermedia - Panamá
Panamá - Panamá II
Chinú - Cerromatoso
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
Urabá - S/Intermedia
S/Intermedia - Panamá
Panamá - Panamá II
Chinú - Sabanalarga
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
Urabá - S/Intermedia
S/Intermedia - Panamá
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Diverge
Estable
Panamá - Panamá II
Estable
Tabla 6-7. Resumen de fallas alternativa AC
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AÑO
2008
2010
2012
FALLA
CONDICIÓN
Chinú - Sabanalarga
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
Chinú - Sabanalarga
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
San Carlos - La Virginia
Chinú - Sabanalarga
Cerromatoso - Urra
Urrá - Urabá
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
San Carlos - La Virginia
Estable
Tabla 6-8. Resumen de fallas alternativa DC
Los análisis muestran que, con la interconexión en D.C. y para el periodo de tiempo
considerado, las contingencias que ocurran en el lado de SIEPAC causan un efecto
atenuado en el lado de Colombia y viceversa, con lo cual se crea un aislamiento de
los sistemas, a diferencia de la interconexión en AC, en la que el efecto de un
sistema es directo sobre el otro.
Las simulaciones de estabilidad transitoria involucran un evento de falla sobre la
línea de interconexión DC, con la apertura de esta y el consecuente aislamiento de
los sistemas de Colombia y SIEPAC. Luego de despejada la falla, el sistema de
Colombia presenta transitorios de característica estable y el sistema se recupera a
un nuevo punto de operación.
En cuanto al sistema del SIEPAC, se observa que presenta transitorios con
características estables, pero con oscilaciones de mayor magnitud y baja
amortiguación.
6.5.4.3 Sincronización Colombia – SIEPAC 230 kV AC
Se realizaron simulaciones de sincronización de los sistemas de Colombia y
SIEPAC, con la alternativa de interconexión en 230 kV AC para los años 2008, 2010
y 2012.
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La condición previa es la operación aislada de los dos sistemas. La sincronización
se realiza en la subestación Urabá 230 kV con el cierre del interruptor del circuito
respectivo, considerando el segundo circuito de interconexión desconectado.
Los resultados muestran que después del cierre del interruptor se presenta una
oscilación transitoria amortiguada, con una oscilación de baja frecuencia por la
interconexión. En las subestaciones asociadas a la interconexión, tanto del lado de
Colombia como del lado de Panamá, no se presenta alteración de la frecuencia ni
de la tensión del sistema.
Se simuló, para el año 2008, el cierre del segundo circuito después de estar
sincronizado el sistema, y se observa que se presenta una respuesta transitoria leve
y estable. Para los años 2010 y 2012 no se realizó la simulación de esta maniobra,
ya que es un transitorio leve.
6.5.4.4 Pérdidas de Potencia y Regulación de Voltaje
Las pérdidas de potencia activa y la regulación de voltaje, asociadas a la
transferencia por la interconexión Colombia – SIEPAC para la alternativa en AC, se
presentan en la Tabla 6-9 y Tabla 6-10
Las pérdidas comprenden los dos circuitos de la línea desde la subestación Urabá
(Colombia) hasta la subestación Panamá II (SIEPAC), para los años 2008, 2010 y
2012. El valor de transferencia presentado en la Tabla 6-9 corresponde al medido
en el tramo Urabá - subestación intermedia.
2008 2010 2012
(MW) (MW) (MW)
Transferencia 319
208
143
Pérdidas
26.4 11.2
5.2
Tabla 6-9. Transferencia de potencia y pérdidas - alternativa A.C.
C-E-S
Los niveles de voltaje se encuentran dentro de los límites de operación
establecidos.
2008
2010
2012
V (kV) V (%) V (kV) V (%) V (kV) V (%)
Urabá
228.6 99.4 230.0 100.0 233.1 101.4
SE/intermedia 232.1 100.9 233.4 101.5 237.6 103.3
Panamá
223.7 97.2 227.1 98.7 223.8 97.3
Tabla 6-10. Resumen nivel de voltaje – alternativa A.C
C-E-S
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Las transferencias de potencia entre los países del SIEPAC, se presentan en la
siguiente tabla resumen.
2008
2010
2012
C-E-S
AC
DC
AC
DC
AC
DC
(MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW)
Panamá-Costa Rica
170
220
420
510
410
450
Costa Rica-Nicaragua 170
270
360
390
375
380
Nicaragua-Honduras
122
245
245
270
250
260
Honduras-Guatemala
65
85
40
40
50
35
Honduras-Salvador
90
130
70
80
80
70
Salvador-Guatemala
170
210
225
230
230
220
Tabla 6-11. Transferencia de potencia
Las pérdidas para la alternativa D.C. se presentan en la Tabla 6-12. Solo se
consideran las pérdidas dadas en la línea y no en los conversores.
2008 2010 2012
(MW) (MW) (MW)
Transferencia 300
200
200
Pérdidas
19.4
9.0
9.0
Tabla 6-12. Transferencia de potencia y pérdidas - alternativa D.C.
C-E-S
Los niveles de voltaje se encuentran dentro de los límites de operación
establecidos.
2008
2010
2012
V (kV) V (%) V (kV) V (%) V (kV) V (%)
Cerromatoso AC 231.9 100.8 235.2 102.2 232.3 101.0
Cerromatoso DC 267.3 106.9 261.8 104.7 261.8 104.7
Panamá DC
250.0 100.0 250.0 100.0 250.0 100.0
Panamá AC
215.3 93.6 216.9 94.3 209.4 91.1
Tabla 6-13. Resumen nivel de voltaje - alternativa DC
C-E-S
6.5.4.5 Estabilidad de Pequeña señal
Del análisis se encuentra que no hay señales de inestabilidad respecto a pequeñas
variaciones de las variables de estado del sistema, incluyendo las variables de los
generadores, ya que estas pueden ser las más sensibles.
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6.6
ANÁLISIS COLOMBIA – ECUADOR – SIEPAC - VENEZUELA.
Estos análisis consideran el sistema eléctrico colombiano y ecuatoriano
interconectado con el sistema del SIEPAC y con Venezuela en forma simultánea. La
interconexión con SIEPAC se analiza mediante la conexión DC y la interconexión
con Venezuela se realiza por medio de la líneas existentes, Cuestecitas –
Cuatricentenario circuito sencillo 230 kV con longitud aproximada de 128 km y San
Mateo – Corozo doble circuito 230 kV con longitud aproximada de 68.5 km.
De otro lado, en los análisis se consideraron transferencias entre Colombia y
Ecuador en los años 2008 y 2010 de 500 MW y en el año 2012 de 410 MW.
6.6.1 Estabilidad Transitoria
En la Tabla 6-14 se presenta el resumen de los resultados de las simulaciones de
estabilidad transitoria para las contingencias de fallas realizadas así como las
transferencias de potencia.
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AÑO
2008
2010
FALLA
Cuestecita - TGuajira
Copey - Bolivar
Estable
Estable
Tablazo - Cuatricentro Col - V/zuela = 220
Col - Ecuador =
Cerro - Urrá
500
Col Chinú - Sabanalarga
SIEPAC = 300
San Carlos - La
Virginia
Jamondino Pomasqui
Estable
Estable
Estable
Cuestecita - TGuajira
Copey - Bolivar
Tablazo - Cuatricentro Col - V/zuela = 200
Cerro - Urrá
Col - Ecuador =
500
Col Chinú - Sabanalarga
SIEPAC = 200
San Carlos - La
Virginia
Jamondino Pomasqui
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Cuestecita - TGuajira
Estable
Copey - Bolivar
Estable
Tablazo - Cuatricentro
2012
TRANSFERENCIA
CONDICIÓN
(MW)
Cerro - Urrá
Chinú - Sabanalarga
San Carlos - La
Virginia
Jamondino Pomasqui
Col - V/zuela = 200
Col - Ecuador =
410
Col SIEPAC = 200
COMENTARIOS
Baja amortiguación en
Venezuela
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Estable
Tabla 6-14. Resultados Estabilidad Transitoria
De las simulaciones se resume que para las condiciones de máxima transferencia
entre Colombia y Ecuador, las respuestas transitorias de los eventos de fallas
considerados son de característica estable. La Tabla 6-15 resume las máximas
transferencias para Colombia-Ecuador, Colombia-SIEPAC y Colombia-Venezuela
en forma simultanea.
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C-E-S-V
2008 2010 2012
(DC/Cuatricentenario) (MW) (MW) (MW)
Colombia-Ecuador
500
500
410
Colombia-SIEPAC
300
200
200
Colombia-Venezuela
220
200
200
Tabla 6-15. Resumen de Transferencias de Potencia
En el caso de estabilidad transitoria para el escenario de generación inicial del año
2008, se presentan oscilaciones de potencia en Venezuela. Estas mejoran su
respuesta al modificar la generación en este país, principalmente con el aumento de
generación en los sitios cercanos a la interconexión con Colombia, en las plantas
San Agatón, Ramón Laguna, Masparro, El Rincón y disminuyendo en las plantas
más alejadas como Guri A, manteniendo el mismo balance de potencia.
La contingencia de falla trifásica sobre la línea Tablazo – Cuatricentenario (400 kV)
para la condición de transferencia desde Venezuela hasta Colombia en los años
2008, 2010 y 2012, con las dos interconexiones operando CuestecitasCuatricentenario y San Mateo-Corozo presenta una respuesta inestable del sistema.
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ANEXO A. PLANES DE EXPANSION OR
CODENSA
AÑO
NOMBRE
NIVEL DE
TENSIÓN
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
2006
NOROESTE TECHO
BACATA
500/115
2006
BACATA - SALITRE
115
LINEA
Reconfiguración circuito por la entrada
de la nueva subestación Bacatá
800 A
2006
BACATA - EL SOL
115
LINEA
Reconfiguración circuito por la entrada
de la nueva subestación Bacatá
800 A
2006
BACATA TIBABUYES
115
LINEA
Reconfiguración circuito por la entrada
de la nueva subestación Bacatá
800 A
2006
BACATA - SUBA
115
LINEA
Reconfiguración circuito por la entrada
de la nueva subestación Bacatá
800 A
2006
BACATA - CHIA
115
LINEA
Reconfiguración circuito por la entrada
de la nueva subestación Bacatá
800 A
2008
TERMINAL
SALITRE TERMINAL
TERMINAL FONTIBON
115
SUBESTACION
115
LINEA
Reconfiguración circuito
800 A
115
LINEA
Reconfiguración circuito
800 A
2006
2008
2008
2009
NOROESTE
AÑO
NOMBRE
2007
PAIPA
2005
PAIPA - TUNJA
2006
TUNJA CHIQUINQUIRA
AÑO
NOMBRE
2006
PAVAS
PAVAS DOSQUEBRADAS
2006
115
Reconfiguración circuito Balsillas Techo
TRANSFORMADOR Nuevo transformador
NUEVA
CAPACIDAD
LINEA
Nueva subestación
Tercer transformador. Se adelantaría
TRANSFORMADOR para 2006 en el caso de que Bacatá no
entrara en el 2006
EMPRESA DE ENERGÍA DE BOYACA - EBSA
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
Cambia el transformador existente de
230/115
TRANSFORMADOR
90 MVA
Entra en operación en el segundo
115
LINEA
semestre del año
230/115
115
LINEA
800 A
450 MVA
Circuito nuevo
EMPRESA DE ENRGÍA DE PEREIRA - EEP
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
115/33
SUBESTACION
Nueva subestación
168 MVA
NUEVA
CAPACIDAD
180 MVA
221 A
443 A
NUEVA
CAPACIDAD
75 MVA
115
LINEA
Reconfiguración circuito
527 A
LINEA
Reconfiguración circuito
527 A
2006
PAVAS - CARTAGO
115
2009
2009
VIRGINIA
VIRGINIA - PAVAS
230/115
115
TRANSFORMADOR Segundo transformador
Doble circuito nuevo
LINEA
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
PBX : (+571) 2-875334 FAX: 2887419
http://www.upme.gov.co
195 MVA
687 A
139
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
AÑO
NOMBRE
2005
VALLEDUPAR
2005
2005
2006
2006
2006
MOMPOX
COPEY
MONTERIA
MONTERIA -URRA
NUEVA B/QILLA
2007
ZARAGOCILLA
2007
ZARAGOCILLA
CANDELARIA ZARAGOZILLA
EL CARMEN
NUEVA B/QUILLA SILENCIO
NUEVA B/QUILLA VTE DE JULIO
PUERTA DE ORO
NUEVA B/QUILLA PTA DE ORO
2007
2007
2006
2006
2008
2008
2008
2008
2008
2008
ELECTROCOSTA - ELECTRICARIBE
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
Se energiza nuevo transformador de
230/34,5
TRANSFORMADOR los existentes en reserva en la
subetación.Segundo trafo
110
COMPENSACION Entra
230/110
TRANSFORMADOR Reemplazo del transformador actual
230/110
TRANSFORMADOR Primer transformador
230
LINEA
Circuito nuevo
230/13,8
TRANSFORMADOR Primer transformador
Energizar a 110 la actual subestación
110
SUBESTACION
energizada a 66 kV
110/66
TRANSFORMADOR Primer transformador
110
LINEA
66
COMPENSACION
110
LINEA
110
LINEA
110/13,8
SUBESTACION
110
LINEA
T/CARTAGENA
110
SUBESTACION
CHAMBACU
110
SUBESTACION
110
LINEA
110
LINEA
110
SUBESTACION
110
LINEA
T/CARTAGENA CHAMBACU
CHAMBACU ZARAGOCILLA
2009
BOCAGRANDE
2009
T/CARTAGENA BOCAGRANDE
AÑO
NOMBRE
2010
PORCE III
Circuito nuevo
NUEVA
CAPACIDAD
45 MVA
15 MVAr
100 MVA
100 MVA
731 A
80 MVA
60 MVA
712 A
Entra
Circuito nuevo, abriendo la línea
existente Silencio - Vte de Julio
Circuito nuevo, abriendo la línea
existente Silencio - Vte de Julio
Nueva subestación
15 MVAr
Circuito nuevo
140 MVA
800 A
800 A
50 MVA
Energizar a 110 la actual subestación
energizada a 66 kV
Energizar a 110 la actual subestación
energizada a 66 kV
Energizar a 110 la actual subestación
energizada a 66 kV
Circuito nuevo
Energizar a 110 la actual subestación
energizada a 66 kV
Circuito nuevo
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN - EEPPM
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
Se abre el Cto 1 San Carlos Cerromatoso 500kV a 75 km de San
500
GENERACION
Carlos y se construye variente de 22
km
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
PBX : (+571) 2-875334 FAX: 2887419
http://www.upme.gov.co
NUEVA
CAPACIDAD
660 MW
140
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
AÑO
2005
2005
2006
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2008
2010
2010
2010
NOMBRE
J/CHITO 115 J/CHITO H115
CODAZZI
SAN MARCOS
SUB 220
PANCE - SUB 220
SUB 220 - YUMBO
PANCE - YUMBO
B ANCHICAYA SUB 220 I
B ANCHICAYA SUB 220 II
CHIPICHAPE - SUB
220 I
CHIPICHAPE - SUB
220 II
B ANCHICAYA CHIPICHAPE I
B ANCHICAYA CHIPICHAPE II
TULUA
CARTAGO TULUA
TULUA - SAN
MARCOS
CARTAGO - SAN
MARCOS
JAMUNDI
JAMUNDI SANTANDER
PANCE - JAMUNDI
PANCE SANTANDER
PAILON
A ANCHICAYA PAILON
BITACO
B ANCHICAYA SUB 220 II
B ANCHICAYA BITACO
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO - EPSA
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
115
LINEA
115/34,5
220/115
220/115
220
220
220
TRANSFORMADOR
TRANSFORMADOR
SUBESTACION
LINEA
LINEA
LINEA
115
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
115
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
115
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
115
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
115
LINEA
Sale circuito
LINEA
Sale circuito
115
220/115
220
LINEA
Sale circuito
115/34,5
SUBESTACION
115
LINEA
Reconfiguración circuito
115
LINEA
Reconfiguración circuito
115
LINEA
Sale circuito
220/115
SUBESTACION
220
LINEA
115/34,5
SUBESTACION
115
LINEA
Sale circuito
470 A
115
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
LINEA
Reconfiguración circuito
470 A
SEVILLA
ZARZAL -SEVILLA
115/34,5
115
AÑO
NOMBRE
2007
ALTAMIRA
BETANIA ALTAMIRA
BARRANCA
90 MVA
984 A
220
2010
2010
2005
TRANSFORMADOR Primer transformador
LINEA
Reconfiguración circuito
60 MVA
168 MVA
90 MVA
1000 A
381 MVA
Reconfiguración circuito
115
NOMBRE
Nuevo transformador
Entrada del segundo trafo
Nueva subestación
Reconfiguración circuito
Reconfiguración circuito
Sale circuito
LINEA
BITACO - SUB 220 II
AÑO
Sale circuito
220
2010
2007
NUEVA
CAPACIDAD
NIVEL DE
TENSIÓN
230/115
230
Nueva subestación
Primer transformador
Nueva subestación
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TRANSFORMADOR Primer transformador
LINEA
25 MVA
90 MVA
Circuito nuevo
SUBESTACION
Nueva subestación
LINEA
Circuito nuevo
ELECTRIFICADORA DEL HUILA
ELEMENTO
984 A
25 MVA
25 MVA
NUEVA
CAPACIDAD
150 MVA
Circuito nuevo
ELECTRIFICADORA DE SANTANDER - ESSA
NIVEL DE
ELEMENTO
DESCRIPCIÓN DE LA EXPANSIÓN
TENSIÓN
230/115
TRANSFORMADOR Segundo transformador
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
PBX : (+571) 2-875334 FAX: 2887419
http://www.upme.gov.co
NUEVA
CAPACIDAD
90 MVA
141
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
ANEXO B. NIVELES DE CORTO CIRCUITO EN LAS SUBESTACIONES DEL STN
Subestación
Bacatá
Bolívar
Cerromatoso
Chinú
Copey
Ocaña
Primavera
Sabana
San Carlos
San Marcos
Virginia
Altamira
Alto Anchicayá
Ancón EEPPM
Ancón ISA
Bacatá
Balsillas
Banadia
Barbosa
Barranca
Belén
Bello
Betania
Bolívar
Bucaramanga
Candelaria
Caño Limón
Cartagena
Cartago
Cerromatoso
Chivor
Circo
Comuneros
Copey
Cuestecitas
El Salto
Enea
Envigado
Esmeralda
Fundación
Guaca
Guadalupe
Guatapé
Guavio
Ibagué
Jaguas
Juanchito
La Hermosa
La Mesa
La Sierra
Malena
Merielectrica
Área
BOGOTA
COSTA
COSTA
COSTA
COSTA
NORDESTE
EPM
COSTA
EPM
EPSA
CHEC
THB
EPSA
EPM
EPM
BOGOTA
BOGOTA
NORDESTE
EPM
NORDESTE
NORDESTE
EPM
THB
COSTA
NORDESTE
COSTA
NORDESTE
COSTA
EPSA
COSTA
BOGOTA
BOGOTA
NORDESTE
COSTA
COSTA
EPM
CHEC
EPM
CHEC
COSTA
BOGOTA
EPM
EPM
BOGOTA
THB
EPM
EPSA
CHEC
BOGOTA
EPM
EPM
NORDESTE
Voltaje
kV
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
Niveles de Cortocircuito de Interrupción (Norma IEC)
2006
2008
2010
2012
3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA)
7.1
7.3
7.3
7.4
7.4
7.5
7.4
7.5
4.7
4.5
4.8
4.6
4.8
4.6
8.9
8.7
9.0
8.9
9.7
9.6
9.7
9.6
7.9
8.4
7.9
8.7
8.2
8.9
8.2
8.9
4.9
4.5
5.0
4.5
5.0
4.6
5.4
4.7
5.5
4.7
5.5
4.8
11.2
9.8
12.4
10.8
13.4
11.4
13.4
11.5
8.4
9.6
8.5
9.7
8.7
9.9
8.7
9.9
13.2
13.4
13.7
13.8
15.7
15.6
15.7
15.6
5.3
4.9
5.4
4.9
5.4
5.0
5.5
5.0
7.0
6.2
7.1
6.2
7.3
6.4
7.3
6.4
3.9
3.5
3.8
3.4
4.0
3.6
4.0
3.6
9.3
9.5
9.8
10.0
9.9
10.1
10.0
10.1
17.6
15.9
17.8
16.0
17.8
16.1
17.7
16.0
17.6
15.8
17.8
15.9
17.8
16.0
17.7
15.9
21.3
23.0
21.5
23.2
21.7
23.3
21.7
23.3
15.4
14.7
15.6
14.8
15.7
14.8
15.7
14.8
1.6
1.8
1.6
1.8
1.6
1.8
1.6
1.8
18.5
16.8
18.6
16.9
18.6
16.9
18.7
17.0
8.5
8.8
8.8
9.0
8.8
9.0
8.8
9.0
4.1
4.7
5.1
5.5
5.1
5.5
5.1
5.5
12.8
11.9
13.0
12.0
12.9
11.9
12.7
11.8
9.0
11.1
9.1
11.2
9.4
11.6
9.4
11.6
15.7
13.9
16.5
17.4
17.3
18.0
17.3
18.0
7.9
8.2
8.9
8.9
9.0
9.0
9.0
9.0
18.2
22.6
19.0
25.8
21.0
28.3
20.9
28.0
1.3
1.4
1.3
1.4
1.3
1.4
1.3
1.4
17.6
20.9
18.4
23.4
20.2
25.5
20.0
25.0
8.5
7.5
8.5
7.5
8.6
7.6
8.6
7.6
8.2
9.5
8.1
9.5
8.3
9.6
8.3
9.6
25.8
29.2
25.9
29.3
25.9
29.2
25.9
29.3
13.8
12.7
14.1
12.9
14.2
13.0
14.1
12.9
9.6
10.2
9.9
10.4
10.0
10.4
10.0
10.4
4.3
4.0
8.2
9.2
8.2
9.3
8.2
9.3
4.2
4.5
4.6
4.8
4.6
4.8
4.6
4.8
15.9
16.9
16.0
17.0
16.0
17.0
16.0
17.0
8.9
7.4
8.9
7.4
9.0
7.5
9.0
7.5
14.4
13.1
14.6
13.2
14.5
13.1
14.5
13.1
18.2
17.2
18.3
17.2
18.7
18.4
18.8
18.5
9.2
8.2
10.8
9.5
10.9
9.5
10.9
10.2
19.8
21.2
20.2
21.6
20.3
21.6
20.3
21.6
16.7
18.4
16.8
18.4
16.7
18.4
16.7
18.4
28.0
29.4
28.2
29.5
28.3
29.6
28.3
29.6
27.8
31.5
27.9
31.7
28.0
31.7
28.0
31.5
6.1
5.6
6.7
6.2
6.7
6.2
6.7
6.2
19.0
18.3
19.1
18.3
19.2
18.4
19.1
18.4
13.3
12.7
13.3
12.8
13.5
12.9
13.7
13.0
10.8
9.7
10.9
9.7
11.2
10.6
11.3
10.6
20.0
20.3
20.5
20.7
20.6
20.7
20.6
20.7
16.7
17.0
16.7
17.1
16.8
17.1
16.8
17.1
14.7
12.9
14.8
13.1
15.0
13.1
15.0
13.1
9.3
9.9
9.6
10.1
9.6
10.1
9.6
10.1
Av. Calle 40 A Nº 13-09 Pisos 5, 11 y 14, Bogotá D.C. Colombia
PBX : (+571) 2-875334 FAX: 2887419
http://www.upme.gov.co
142
REPUBLICA DE COLOMBIA
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
UNIDAD DE PLANEACION MINERO-ENERGETICA
Subestación
Miel
Miraflores
Mocoa
Noroeste
Nueva Barranquilla
Nueva Bucaramanga
Nueva Paipa
Ocaña
Occidente
Oriente
Paez
Pailón
Paipa
Palos
Pance
Paraiso
Pasto
Playas
Popayán
Porce II
Porce III
Primavera
Purnio
Reforma
Sabana
Salvajina
Samoré
San Carlos
San Felipe
San Marcos
San Mateo (Bogotá)
San Mateo (Cúcuta)
Santa Martha
Sub220
Tasajera
Tasajero
Tebsa
Termocentro
Termoflores
Termoguajira
Ternera
Toledo
Torca
Tunal
Urabá
Urrá
Valledupar
Virgina
Yumbo
Área
EPM
EPM
CEDELCA_CEDENAR
BOGOTA
COSTA
NORDESTE
NORDESTE
NORDESTE
EPM
EPM
CEDELCA_CEDENAR
EPSA
NORDESTE
NORDESTE
EPSA
BOGOTA
CEDELCA_CEDENAR
EPM
CEDELCA_CEDENAR
EPM
EPM
EPM
EPM
BOGOTA
COSTA
EPSA
NORDESTE
EPM
CHEC
EPSA
BOGOTA
NORDESTE
COSTA
EPSA
EPM
NORDESTE
COSTA
EPM
COSTA
COSTA
COSTA
NORDESTE
BOGOTA
BOGOTA
COSTA
COSTA
COSTA
CHEC
EPSA
Voltaje
kV
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
500
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
220
Niveles de Cortocircuito de Interrupción (Norma IEC)
2006
2008
2010
2012
3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA) 3F (kA) 1F (kA)
16.2
15.9
16.3
15.9
16.4
16.0
16.4
16.0
15.3
13.7
15.5
13.9
15.5
13.8
15.4
13.8
3.3
3.0
3.3
3.0
3.3
3.1
3.3
3.1
21.3
21.6
21.5
21.8
21.7
21.9
21.7
21.9
20.0
20.6
20.2
20.8
20.5
20.9
20.4
20.9
9.0
8.7
10.1
9.4
10.2
9.5
10.2
9.5
10.3
9.9
10.5
10.1
10.6
10.2
10.6
10.2
2.4
2.5
6.8
7.8
6.9
7.9
6.9
7.9
16.3
14.8
16.5
14.9
16.4
14.8
16.2
14.7
13.4
11.9
13.5
11.9
13.5
11.9
13.4
11.9
7.1
5.9
7.1
5.9
7.1
5.9
7.2
5.9
5.1
4.0
5.1
4.0
5.2
4.0
10.0
10.2
10.3
10.5
10.4
10.7
10.4
10.7
7.3
7.3
8.5
8.2
8.5
8.2
8.5
8.2
13.5
12.8
13.6
13.1
13.7
13.1
13.9
13.3
18.5
19.2
18.8
19.4
18.9
19.5
18.9
19.5
6.5
5.6
6.8
5.7
7.0
6.5
7.0
6.5
14.9
14.5
14.9
14.5
15.0
14.5
15.0
14.6
8.1
6.6
8.2
6.6
8.2
6.7
8.3
6.7
16.6
18.5
16.7
18.6
16.6
18.6
16.6
18.5
11.7
14.5
11.7
14.5
20.0
21.4
20.3
21.7
20.7
22.0
20.7
22.0
18.5
14.4
18.6
14.4
18.8
14.5
18.8
14.5
7.5
7.2
7.5
7.2
7.5
7.2
7.5
6.6
25.8
28.9
26.2
29.7
27.0
30.2
27.0
30.3
8.0
8.0
8.0
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
2.0
2.1
2.0
2.1
2.0
2.1
2.0
2.1
32.6
39.3
33.2
39.9
35.1
41.8
35.1
41.8
14.3
11.7
14.4
11.8
14.5
11.8
14.5
11.8
16.8
17.8
16.9
18.0
17.2
18.3
17.6
18.6
11.2
9.1
11.3
9.1
11.4
9.1
11.3
9.1
4.1
4.7
5.2
5.7
5.2
5.7
5.2
5.7
6.1
5.7
6.6
6.0
6.7
6.0
6.7
6.0
13.1
11.6
13.2
11.7
13.5
11.9
16.8
16.8
16.9
17.0
16.8
16.9
16.7
16.8
4.6
5.4
5.7
6.4
5.7
6.4
5.7
6.4
24.2
27.8
24.4
28.1
24.7
28.3
24.7
28.3
16.9
17.7
17.1
17.9
17.3
18.1
17.3
18.1
17.8
19.1
17.9
19.2
18.1
19.3
18.1
19.3
7.3
8.7
7.8
9.1
7.8
9.1
7.8
9.2
18.4
22.7
19.2
25.7
21.4
28.9
21.3
28.8
2.6
2.6
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
20.5
21.0
20.7
21.1
20.9
21.2
20.8
21.2
13.8
12.9
13.9
13.0
14.0
13.1
13.9
12.9
3.3
3.5
3.1
3.3
3.0
3.2
3.0
3.2
6.6
8.1
6.5
8.0
6.4
7.9
6.4
7.9
3.3
3.5
4.5
4.6
4.6
4.6
4.6
4.6
15.4
15.6
15.5
15.7
15.8
16.3
15.9
16.4
17.4
17.8
17.5
18.0
17.8
18.3
18.2
18.6
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ANEXO C. FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA
En Colombia durante los últimos años el conocimiento de los recursos, las
tecnologías, sistemas, usuarios y suministradores de bienes y servicios han
cambiado y continuarán haciéndolo cada vez con mayor velocidad en virtud y
medida en que las tecnologías de la información, la globalización y la Internet
brinden mayores capacidades de gestión de conocimiento, tecnología y mercado.
Actualmente se trabaja para implementar las tecnologías de la información, una
muestra de ello es la información que se ha venido implementando en la pagina
web del Sistema de Información Minero Energético Colombiano -SIMEC- y el su
modulo de Eficienciancia Energética y Energías Alternativas -SI3EA-, lo cual esta en
concordancia con los programas y políticas nacionales, la
agenda de la
conectividad y las aulas de Internet. Lo anterior se facilita debido a los resultados
del programa de Compartel, con el cual se tiene una comunicación y conexión de
todos los lugares del país, hoy por hoy casi todos los municipios tiene una buena
conexión a la Internet. El gobierno en línea busca mediante leyes y
reglamentaciones facilitar a los ciudadanos la posibilidad de realizar trámites más
ágiles con el mínimo costo en recursos (tiempo, dinero, energía, etc.) como un
medio que mejora la coordinación de las entidades del Estado, entidades públicas o
privadas y los ciudadanos, lo cual redunda en una oportunidad para que la FNCE se
fortalezcan con el flujo de información en los diferentes ambitos y escalas
mundiales, nacionales, regionales o locales.
Actualmente se realizan labores para desarrollar un sistema de información en línea
que permita el establecimiento de la información, variables a recopilar y medir
cubriendo la oferta, la demanda y sus condicionantes en los temas de política,
energéticos, ciencia y tecnológica, educación, proyectos, cultura, normatividad,
financiamiento y difusión entre los temas inicialmente identificados. Lo anterior
permitirá en el mediano plazo:
•
•
•
•
La elaboración de indicadores (, costo beneficio, competitividad, efectividad
de las soluciones energéticas no convencionales, etc.) lo cual es clave para
la identificación de barreras y soluciones
Mejora la calidad y oportunidad de la información y el conocimiento para la
toma de decisión, la coordinación del Estado y los privados.
Dinamizar el desarrollo mediante el suministro de información pertinente.
Facilidad de gestión y modelamientos actualizados en línea
Realizar análisis integrales en las FNCE que faciliten sinergias estratégicas entre el
las entidades del estado, las comunidades y las entidades privadas donde se
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tengan en cuenta las interrelaciones de los diferentes campos, por ejemplo la
educación e investigación con el número de estudiantes graduados en temáticas
afines a las FNCE, la cantidad de empresas y proyectos o el crecimiento de la
capacidad instalada en el país, o los recursos invertidos (tiempo, dinero, humanos,
etc.) en las diferentes experiencias permitirá establecer políticas y acciones desde
lo público y lo privado con mayor fundamento y contundencia.
Actualmente se realizan esfuerzos privados y del gobierno para promover la
producción de Alcohol y Biodiesel. De igual forma se continua trabajando en el
establecimiento de Normatividad técnica que favorezca un mercado sano de las
FNCE.
La participación de estas fuentes en el país aún se estima en alrededor de 230 MW
equivalentes como se describió en el Plan de generación anterior, en igual
condiciones ése plan muestra como el Estado colombiano esta aportando señales
de apoyo a la FNCE mediante leyes y decretos.
El proyecto mas relevante en FNCE es el único parque eólico de Colombia,
JEPIRACHI (19.5MW) construido por las Empresas Públicas de Medellín, este
parque generó 51.99 GWh durante el año 2004 y representa un pujante esfuerzo
que aporta a la implementación de tecnologías de FNCE.
MAPAS DE RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES DE COLOMBIA
Colombia es un país privilegiado por sus condiciones especiales, encontrarse en la
zona tórrida, en la confluencia de las placas tectónicas y en la región andina donde
se trifurca la cordillera de los andes; condiciones que la hacen rica en ecosistemas,
especies biológicas, recurso hídrico con caídas aprovechables, recurso solar, eólico
y geotérmico. A continuación se muestra una aproximación de los mapas que la
UPME han recopilado desde una perspectiva energética. En las versión anteriores
del Plan de Generación y Transmisión se encuentran mapas que complementan la
información a continuación mostrada razón por la cual recomendamos su consulta.
MAPA DE RADIACION SOLAR
Ya se cuenta con la segunda versión del Atlas Solar ha mejorado significativamente
la cantidad y calidad de información presentada. Se incrementó el número de
puntos con información disponible, logrando de esta manera una mejor cobertura
espacio-temporal, se establecieron nuevos modelos de generación de datos en
sitios con escasa información y se recurrió a la utilización de Sistemas de
Información Geográficos para el establecimiento de mapas del recurso solar.
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El Atlas de radiación solar contiene mapas de radiación global y brillo solar
constituye una valiosa herramienta para el planeamiento y dimensionamiento de
sistemas solares destinados al abastecimiento de energía, con el fin de satisfacer
los requerimientos de iluminación, comunicaciones, bombeo de agua, señalización,
calentamiento de agua y secado de productos agrícolas. Igualmente en este trabajo
por primera vez en Colombia, se presenta información de la radiación ultravioleta
(UV) lo cual es de fundamental importancia en investigaciones relacionadas con la
salud humana, los ecosistemas y los materiales sintéticos expuestos a la intemperie
y utilizados en diferentes actividades productivas.
Colombia tiene un buen potencial energético solar en todo el territorio, con un
promedio diario multianual cercano a 4,5 kWh/m2 (destacándose la península de la
Guajira con un valor promedio de 6,0 kWh/m2 y la Orinoquía con un valor un poco
menor), propicio para un adecuado aprovechamiento.
Una aproximación a la disponibilidad promedio multianual de energía solar por
regiones es:
REGION
GUAJIRA:
COSTA ATLANTICA:
ORINOQUIA:
AMAZONIA:
ANDINA:
COSTA PACIFICA:
kWh/m2/año
2190
1825
1643
1551
1643
1278
Es necesario involucrar en el quehacer científico y técnico los resultados de este
estudio con la finalidad de difundirlo, utilizarlo y mejorarlo, con los aportes de
instituciones públicas y privadas.
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MAPA DE DENSIDAD DE ENERGÍA DEL VIENTO
Durante los años 2004 y 2005 la UPME y el IDEAM se encuentran desarrollando
una primera aproximación al Atlas de vientos de Colombia que se publicaría a
finales del 2005 o comienzos del 2006.
MAPA DE POTENCIAL HIDROENERGÉTICO
Durante los años 2005 y 2006 UPME e IDEAM están trabajando para establecer un
primer Atlas Hidroenergético de Colombia.
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