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 2011 112 Junio de 2011 Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

2 Panorama energético colombiano Principales supuestos Resultados Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

3 Principales supuestos Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

4 Supuestos análisis largo plazo (2011 – 2016) 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 Máxima”, Revisión, Marzo de 2011 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) (http: //www. siel. gov. co/siel/documentos/documentacion/Demanda/proyeccion_demanda_ee_mar_2011. 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 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. pdf” e “Información_Básica_Junio 11. pdf” en este mismo directorio. Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Supuestos análisis largo plazo (2011 – 2016) Precios Combustibles Carbón: Precios de UPME, mayo / 2011, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Gas Natural: Precios de UPME, mayo / 2011, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Combustibles Líquidos: Residual Fuel Oil No. 6 y Destillate Fuel Oil No. 2 (ACPM, DIESEL), UPME, mayo / 2011, información actualizada con IPP de capital de EEUU. Generaciones Determinísticas Se consideró la capacidad de las plantas menores, reportada para cargo por confiabilidad/10 -11: Charquito, Tequendamita, El Limonar, La Tinta, Sueva, La Junca, Amaime, Santiago, Tuluá, Cog_La Cabaña, El Manso, Las Palmas, Cog. Ing. San Carlos, Montañitas, Cog_Central Castilla, Cog_Ing. Riopaila, Cog_Ing. del Cauca, Cog_Ing. Risaralda, San Andrés, Zuca, Barroso, El Popal, Aquejar, San Bartolomé, Oibita, San Miguel y El Molino I, y algunas menores reportadas por las empresas promotoras de los proyectos, adicionando a Florida, Río Mayo, Calderas, Insula, Riogrande 1 y El Morro. Disponibilidad Se modelaron los índices de indisponibilidad histórica (IH) e índices de corto plazo (ICP) calculados con la información disponible hasta abril/11. Consideraciones especiales Modelo AS El proyecto Urrá está modelado en la posición de Fonce, y Amoyá (marzo 30/12) en la de Cañafisto. En la cadena Chivor no se cerraron los túneles de las desviaciones de Rucio y Negro sino que, al igual que Tunjita, se dejaron con su capacidad plena. Se modelan los trasvases de Guarinó y Manso asociados a la planta Miel I. Plantas Subasta y GPPS Se modelan las plantas térmicas Termocol (diciembre/12) y Gecelca 3 (diciembre/12) de manera explícita. La planta hidráulica Cucuana prevista para entrar en noviembre de 2014, se modela como una determinística con factor de utilización igual a 0. 5, al igual que Prodesal (diciembre de 2012), Cog. Ing. Manuelita y las plantas Ambeima y Chili, estasenergético tres últimascon previstas para entrar Nota: La información general empleada en lashidroeléctricas evaluaciones de planeamiento el modelo AS en diciembre de 2014. se encuentra en los documentos “Leame_LP_AS. pdf” e “Información_Básica_Junio 11. pdf” en este mismo directorio. Todavía no se consideran en el modelo las plantas hidráulicas Miel II, Sogamoso y Quimbo. Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

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 : Marzo 30 de 2012 Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Proyectos GPPS 2014 – 2018 Capacidad Efectiva : 1200 MW Tecnología : Hidráulica ENFICC : 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 PORCE III Ene-11 a Sep-11 FLORES IV Ago-11 AMOYA Mar-12 TERMOCOL Dic-12 GECELCA 3 Dic-12 SOGAMOSO Sep-13 a Nov-13 CUCUANA Nov-14 MIEL II Nov-14 QUIMBO Nov-14 ITUANGO Dic- 17 a Sep 18 PORCE IV Indefinida 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 Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P Tecnología : Hidráulica ENFICC Verificada TOTAL : 16261 GWh/año ENFICC Asignada TOTAL : 6281 GWh/año

Proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Otros proyectos de generación de energía en desarrollo y construcción no despachados centralmente Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

10 Resultados Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

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 1. 2. 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] Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Índices de confiabilidad del sistema colombiano Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Evolución embalse agregado Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Balance energético sistema colombiano Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

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Consumos promedio de combustibles 2011 -2016 GAS [MPCD] CASO VERANO/11 -12 VERANO/12 -13 VERANO/13 -14 COSTA INTERIOR MATALAS 72 14 144 42 215 71 GESS 81 17 125 37 181 58 GAS [MPCD] CASO VERANO/14 -15 VERANO/15 -16 COSTA INTERIOR MATALAS 249 88 311 122 GESS 240 83 308 120 CARBÓN VERANO/1112 VERANO/1213 VERANO/1314 VERANO/1415 VERANO/15 -16 79 133 179 190 201 74 113 157 171 200 VERANO/1112 VERANO/1213 VERANO/1314 VERANO/1415 VERANO/15 -16 MATALAS 0 0 668 1729 2869 GESS 0 1268 2164 1565 6372 [Miles de toneladas/mes] MATALAS GESS FUEL OIL [MBTU/día] Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Observaciones q Por restricciones del Modelo AS, en la actualidad no se modelan los proyectos Sogamoso (820 MW), que se espera entre en operación entre septiembre y noviembre de 2013, Miel II (135. 2 MW) y Quimbo (400 MW), programados para entrar en operación en noviembre de 2014. Por lo tanto, para interpretar los resultados presentados se debe tener en cuenta el no modelaje de esta capacidad. q En el Caso Matalas se presentan los siguientes déficits superando el límite establecido para el VERE_C: Verano 2013 -2014, 3. 29% (1 caso); verano 2014 -2015, 4. 19% (1 caso); verano 2015 -2016, 3. 43% (1 caso). q En el Caso Gess se presentan los siguientes déficits superando el límite establecido para el VERE_C: Verano 2012 -2013, 7. 21% (1 caso) y 6. 67% (2 casos); verano 20132014, 3. 02% (1 caso), 5. 65% (3 casos), 3. 65% (4 casos) y 3. 68% (1 caso); verano 2014 -2015, 5. 46% (2 casos) y 3. 60% (2 casos); verano 2015 -2016, 4. 08% (5 casos) y 3. 99% (12 casos). Los porcentajes anteriores están referidos a la demanda de energía del mes respectivo. Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

Observaciones q Para el verano 2011 – 2012, los máximos requerimientos de gas natural en el Interior del país serían en promedio 14 MPCD (Caso Matalas) y 17 MPCD (Caso Gess), y para el verano 2015 - 2016 serían de 122 MPCD (Caso Matalas) y 120 MPCD (Caso Gess), respectivamente. Para los veranos de todo el horizonte de estudio, 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 que actualmente es de 120 MPCD. Para el verano 2015 -2016, esta disponibilidad de gas se considera ilimitada. q Los máximos consumos promedio de gas natural en la Costa se presentan en el verano 2015 -2016 con valores de 311 MPCD (Caso Matalas) y 308 MPCD (Caso Gess), los cuales se encuentran por debajo del límite de disponibilidad de gas establecido actualmente para la Costa que es de 350 MPCD. Para el verano 20152016, esta disponibilidad de gas se considera ilimitada. Todos los derechos reservados para XM S. A. E. S. P

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