Anlisis Energtico Indicativo de largo plazo utilizando el

Análisis Energético Indicativo de largo plazo utilizando el Modelo AS Gerencia Centro Nacional de Despacho Documento XM CND 2010 100 Junio de 2010 XM CND 2009 057

2 Panorama Energético Colombiano Principales Supuestos Resultados

3 Panorama Energético Colombiano Principales Supuestos

4 Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2010 – 2015) Modelo optimización Modelo estocástico AS (Aproximaciones Sucesivas). Los resultados se basan en costos de generación térmica. No se consideran las ofertas de precios en la bolsa de energía, ni los contratos “take or pay” de combustible. No se modelan explícitamente las restricciones de transmisión eléctrica, ni las de producción y transporte de gas. Horizonte 5 años / Resolución mensual Casos Simulados (estocásticos) 1. 2. Demanda Escenario medio UPME. Documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Potencia”, Revisión, marzo de 2010 (http: //www. siel. gov. co/siel/documentos/documentacion/Demanda/proyeccion_demanda_ee_mar_2010. pdf). Se modelan 6 bloques de demanda. Interconexiones Internacionales Las simulaciones se hicieron para el Sistema Eléctrico Colombiano autónomo. No se tuvieron en cuenta intercambios de energía eléctrica entre Colombia y los países limítrofes. Modelamiento de Combustibles por planta Caso Matalas. Series sintéticas de caudales generadas con el Modelo Matalas. Caso Gess. Series sintéticas generadas con el Modelo Gess (sin la opción de clima) Gas: Tcentro, Flores, TEBSA, Guajira, Candelaria, Proeléctrica, Termocol, Meriléctrica, Sierra, Dorada, Emcali, Valle y Palenque. Carbón: Paipa, Tasajero, Zipa y Gecelca. Fuel Oil: empleada Termo. Barranquilla y Termo. Cartagena Nota: La información general en las evaluaciones de planeamiento energético con el modelo AS se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS. doc” e “Información_Básica_Junio 10. doc” en este mismo directorio.

5 Supuestos Simulaciones a Largo Plazo (2010 – 2015) Precios Combustibles Carbón: Precios de UPME, diciembre / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU. . Gas Natural: Precios de UPME, noviembre / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, diciembre / 2009, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Generaciones Determinísticas Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/09 -10 y algunas menores reportadas por las empresas promotoras de los proyectos, adicionando a Florida, Río Mayo, Calderas, Insula, Riogrande 1 y El Morro. Las plantas menores de EMGESA: Charquito, Tequendamita, El Limonar, La Tinta, Sueva y La Junca se modelaron como determinísticas, al igual que Guanaquitas, Currucucues, Santa Rita, Mayagüez, Santiago, Amaime, El Manso, Tuluá, Cog_La Cabaña, Las Palmas, Montañitas, Cog_Central Castilla, Cog_Ing. Riopaila, Cog_Ing. del Cauca, Cog_Ing. Risaralda, San Andrés, Zuca, Aquejar, El Popal, Barroso, San Bartolomé, Oibita y San Miguel. Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información disponible hasta octubre/09. Consideraciones especiales Modelo AS El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (Julio/11) en la de Cañafisto. No se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro, dejándose a éstos y Tunjita con sus capacidades plenas, en la cadena Chivor. Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I. Plantas Subasta y GPPS Se modelan las plantas térmicas Gecelca 3 (Diciembre/12) y Termocol (Diciembre/12) de manera explícita. La plantaempleada hidráulica en Cucuana prevista parade entrar en diciembre de 2011, se como. AS una Nota: La información general las evaluaciones planeamiento energético conmodela el modelo determinística con factor de utilización igual a 0. 5 se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS. doc” e “Información_Básica_Junio 10. doc” en este Todavía no se consideran en el modelo las plantas hidráulicas Miel II, Quimbo y Sogamoso. mismo directorio.

6 Proyectos Subasta 2012 – 2013 Capacidad Efectiva : 201. 6 MW Tecnología : Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2) ENFICC : 4, 596, 475 k. Wh/día (1. 678 TWh/año) Conexión : S/E Santa Marta 220 k. V / 110 k. V Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012 Capacidad Efectiva 150 MW : Información Está compuesta por 4 unidades Adicional : con Turbinas de Gas Westinghouse 501* Tecnología : Carbón ENFICC : 3, 060, 000 k. Wh/día (1. 116 TWh/año) Conexión : S/E Cerromatoso 110 k. V Fecha de Entrada : Diciembre 1 de 2012 Capacidad Efectiva : 78 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 587, 031 k. Wh/día (0. 214 TWh/año) Conexión : Nueva S/E 230 k. V (Entre Betania y Mirolindo 230 k. V) - Por Definir Fecha de Entrada : Julio 1 de 2011

7 Proyectos GPPS 2014 – 2018 1. Capacidad Efectiva 1. 1200 MW 1. Tecnología : : 1. Hidráulica 1. ENFICC : 1. 8563 GWh/año Capacidad Efectiva 800 MW : Tecnología : Hidráulica ENFICC : 3791 GWh/año Capacidad Efectiva 400 MW : Tecnología : Hidráulica ENFICC : 1923 GWh/año Capacidad 135. 2 MW Efectiva : PROYECTO FECHA DE ENTRADA FLORES IV Sep-10 PORCE III Dic-10 a Sep-11 AMOYA Jul-11 CUCUANA Dic-11 GECELCA 3 Dic-12 TERMOCOL Dic-12 MIEL II Ene-13 y Feb-13 SOGAMOSO Dic-13 QUIMBO Nov-14 PORCE IV Jun-15 ITUANGO Dic-18 Tecnología : Hidráulica ENFICC : 184 GWh/año Capacidad 60 MW Efectiva : Tecnología : Hidráulica ENFICC : 50 GWh/año Capacidad Efectiva TOTAL : 2991. 2 MW Capacidad Efectiva : 396 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 1750 GWh/año Tecnología : Hidráulica ENFICC Verificada TOTAL : 16261 GWh/año ENFICC Asignada TOTAL : 6281 GWh/año

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción 8

Otros proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción no despachados centralmente 9

10 Resultados

Resultados en medio magnético Adjunto a este documento se colocan en el servidor de XM los archivos Estocástico. xls y Gess. xls, con la siguiente información: Hoja Excel VERES Contenido • • Índices de confiabilidad del sistema interconectado Nacional: Valor Esperado de Racionamiento de Energía (VERE), Valor Esperado de Racionamiento Condicionado (VERE_C), Número de Casos con Racionamiento de Energía e Histograma de Frecuencias de los racionamientos de Energía. Se presenta además la Evolución del embalse agregado esperada para el horizonte de estudio Graf 1 Evolución esperada de los principales embalses del Sistema Interconectado Nacional EST. MEN Resumen mensual de la generación térmica e hidráulica esperada para el primer año [GWh] EST. ANUAL Resumen de la generación anual (térmica e hidráulica) esperada para todo el horizonte del estudio [GWh] FACTORES Resumen estacional de los Factores de Utilización de las plantas hidráulicas y térmicas [p. u. ] COS_MARG Costos marginales promedios para los 6 segmentos de demanda durante todo el horizonte de estudio [$/MWh] y costos marginales totales [$/k. Wh] y [US$/MWh] BALANCE Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/mes] y [GWh/día] GRAF_BALANC Gráfica del Balance energético de la atención de la demanda del SIN [GWh/día] 11

12 Índices de confiabilidad del sistema colombiano

13 Evolución embalse agregado

Balance energético Sistema colombiano 14

Balance energético Sistema colombiano 15

16 Consumos promedio de combustibles 2011 -2015 GAS [MPCD] CASO VERANO/10 -11 VERANO/11 -12 VERANO/12 -13 COSTA INTERIOR MATALAS 152 52 172 54 210 71 GESS 146 56 178 60 185 69 GAS [MPCD] CASO MATALAS GESS VERANO/13 -14 VERANO/14 -15 COSTA INTERIOR 239 90 299 139 241 (*) 93 294 132 (*) Consumo de gas correspondiente al mes de febrero de 2014. CARBÓN VERANO/1011 VERANO/11 -12 VERANO/1213 VERANO/13 -14 VERANO/14 -15 MATALAS 115 127 175 191 201 GESS 113 123 161 185 201 [Miles de toneladas/mes] FUEL OIL [Miles de MBTU/día] MATALAS GESS VERANO/1011 VERANO/11 -12 VERANO/1213 VERANO/13 -14 VERANO/14 -15 0 86 371 482 1929 1736 1066 539 3357 6854

17 Conclusiones y Recomendaciones q En el Caso Matalas se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C, sin sobrepasar el número de casos (5) establecido por la regulación vigente: Verano 2014 -2015, un caso (1) (4. 72%); mientras que para el Caso Gess se presentan los siguientes casos de déficit con violación del VERE_C sin sobrepasar el número de casos (5) establecido por la regulación vigente: Verano 2011 -2012, dos (2) casos (3. 06%); verano 2012 -2013, un (1) caso (8. 86%) y verano 2013 -2014, dos (2) casos (4. 30%) %); y sobrepasando los límites establecidos por la regulación vigente: Verano 2014 -2015, ocho (8) casos (4. 75%). Porcentajes referidos a la demanda de energía. q Para el verano 2010 – 2011, los requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 52 MPCD (Caso Matalas) y 56 MPCD (Caso GESS) y para el verano 2014 - 2015, estos requerimientos serían de 139 y 132 MPCD respectivamente. Para el verano 2010 – 2011, en los dos casos, Matalas y GESS, las necesidades promedio de gas son inferiores al límite de disponibilidad de gas para el Interior del país, 70 MPCD hasta el 31 de julio de 2010. Para el Interior del país, entre el 1° de agosto de 2010 y el 31 de diciembre de 2014, la disponibilidad de gas aumenta a 120 MPCD, y a partir del 1° de enero de 2015 la disponibilidad de gas es ilimitada. Para ninguno de los dos casos, Matalas y GESS, se supera la disponibilidad de gas de la Costa, 240 MPCD hasta diciembre de 2013, e ilimitado a partir de enero de 2014.

18 Conclusiones y Recomendaciones q Por restricciones del Modelo AS, en la actualidad no se modelan los proyectos Miel II, programado para entrar en operación en enero y febrero de 2013; Sogamoso (800 MW), que se espera entre en operación en diciembre de 2013; ni el proyecto Quimbo (420 MW), programado para entrar en noviembre de 2014.

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