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Integración de las Fuentes de Energía Renovable No Convencional en la matriz energética colombiana y avances técnicos en torno a estas
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• Contexto Colombia
• Mejores prácticas internacionales
• Características FERNC
• Retos
• Adaptaciones operativas
• Retos
• Adaptaciones del mercado
FERNC
Aspectos operativos
Aspectos del mercado
Contenido
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SIN
Colombia
Actual
Generación
16.750 MW
Demanda
Pico
10.095 MW
Fuentes
variables
1420 MW
66 %
Hidra.
28 %
Térmica
Título de
Jerarquía
Nivel 3
Título de
Jerarquía
Nivel 3
9.9 MW
Solar
19.9 MW
Eólica
1.4 GWPCH
Filo Agua
Hoy
2019
2020
2023
2018
1050 MW
9.9 MW
127 MW
200 MW
Concepto
1743 MW
UPME
Total
19.9 MW
337 MW
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Proyectos Circular UPME (GCM) cumplen requisitosMarzo 0217
875 MW
3778 MW
Res. CREG 167 y 201-2017:
Metodología Cálculo de ENFICC
Ley 1715
Convocatoria UPME 06 -2017
Colectora 500kV
Res. 030 de 2018
Generación Distribuida
Actualización Código de Redes
Decreto del Ministerio de Minas y
Energía (MME) 0570 del 23 de
marzo de 2018
EólicaSolarPCH - Filo de agua
Elementos clave
para la integración de FERNC
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
3200
3600
Enoperación
2018 2019 2020 2021 2022 2023
MW
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. Planeación
• Desarrollo de interconexiones
internacionales
• Diversificación geográfica y
tecnológica para las FERNC
• Requisitos de conexión para
FERNC
• Estudios técnicos detallados de
planeación de la operación:
seguridad y flexibilidad
Mercado
• Incentivos económicos para aportar
a la flexibilidad y reservas del
sistema
• Intercambios entre sistemas vecinos
• Precios eficientes que reflejen la
realidad del mercado
• Disponibilidad en la información de
precios de oferta cercana a la
operación en tiempo real
Operación
• Pronósticos de producción y
demanda
• Monitoreo en tiempo real
• Recursos flexibles
• Programación de la generación más
cercana al tiempo real y reducción
de los intervalos de despacho
Mejores prácticas internacionales
para integrar FERNC
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Puntos a favor para la integración
de FERNC en Colombia
Evolución de la
tecnología
(más de 30
años)
Evolución
pronósticos
para manejar la
variabilidad
Estudios de impacto en el
SIN y desarrollo de código
de red antes de la entrada
en operación
Profundización y
eficiencia del
mercado
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Las FERNCSu impacto en la
operación y los cambios que se avecinan
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Características Técnicas
FERNC
Características - Impactos operativos de las FERNC
No Síncronas
Incertidumbre
Variabilidad
Localización
• Estabilidad
• Seguridad
• Despacho y redespacho
• Asignación de reservas
• Coordinación gas
• Rampas
• Arranques y paradas
• Variación factores de utilización de plantas convencionales
• Flujos de potencia
• Control de tensión
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Competencias
Procesos
Regulación
Tecnología
• Requisitos de conexión
• Pronósticos
• Reservas
• Supervisión avanzada
• Tratamiento de desviaciones
• Control de tensión y
frecuencia
• Propuesta transitoria
Propuesta
regulatoria
integración
fuentes no
síncronas Prototipo de
pronóstico
Propuesta
regulatoria DER
• Recursos Energéticos Distribuidos
(DER)
• Supervisión
• Incidencia en la demanda
• Interacción y operación STN-STR-
SDL
• Requisitos de planeación y
operación
• Prototipo de pronóstico para
planta solar, eólica y PCH
• Metodología disponible para
todos los agentes
2017
2018
2018
Adaptaciones Operativas
La CREG esta liderando y coordinando la modificación integral del código de red y
el código de distribución , con la participación de todas las instituciones del sector
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Impacto de las FERNC en el mercado y los cambios que se
avecinan
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Solares y eólicas
pueden participar
en las subastas
de asignación del
CXC
FERNC y su integración al mercado eléctrico
15 años 5 años Oferta de disponibilidad y precio
Contratos de largo
plazo
2 años 1 año
Contratos
bilaterales - OTC
Mercado Anónimo y
Estandarizado (MAE)
Operación
El principal reto que implica la integración de las FERNC, desde la
perspectiva del mercado eléctrico, es la formación de precios
eficientes
Se requieren ajustes al diseño del mercado en Colombia
Cargo por
Confiabilidad
Mercado a Plazo
OTC y
DerivadosDay Ahead Tiempo Real
Balance y
Servicios
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Contratación a largo Plazo
Definición de
producto
Mecanismo de
subastas
Gestión de
riesgos
Esquema de
liquidación
• Manejo de Riesgos
Centralizado, que permita
gestionar Riesgo de Crédito y
de Contraparte
• Esquema de Garantías:
• Reglamentos y
procedimientos con Esquema
de garantías
• Llamado a margen periódico
que permita valoración a
precios de mercado
• Requisitos de Participación:
• Calificación de Riesgo
Requisitos Financieros
• Garantía de Seriedad
• Anónima y de dos puntas
• Diseño de subasta que
incentive eficiencia
• Supervisión y control de
ofertas
• Contratos Financieros
• La duración y la
definición del producto
debe hacerse
considerando un
equilibrio entre los
participantes del
mercado (Oferta y
demanda) y que
permita una adecuada
gestión del riesgo de
mercado
• Liquidación y
administración de
contratos de forma
centralizada
Beneficios contratación a largo plazo
• Garantiza ingresos futuros para las FERNC
• Permite el cierre Financiero de los proyectos
• Promover la competencia y aumentar la eficiencia en la formación de precios
• Permite ofrecer cobertura de precios a la demanda
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Mercado Anónimo y Estandarizado (MAE)
Mercado Primario: Subastas semanales
Vendedores Compradores
Mercado
Secundario:
continuo
Incorporación de un Mercado Anónimo y
Estandarizado• Gestión activa de compras y ventas de energía
• Eficiencia en la formación de precios de los contratos
• Mitigación de riesgos financieros (contraparte y sistémico)
• Transparencia en la información
• Neutralidad en la participación
Centralizado Anónimo
Seguro Independiente
Acreditación Líquido
Gestión Eficiente del Riesgo
Reporte de Información
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Bases de un Mercado Intradiario / Tiempo Real
Incorporación de un Mercado
Intradiario / Tiempo Real• Eficiencia en formación de
precios y uso de recursos
• Mercado hacia el tiempo real
• Manejo de mejor información de
FERNC
Despacho
Vinculante
Redespachos ∆Q
∆Q
D-1 D D+1
Mercado de tiempo
Real / Intradiario
Mecanismo de
balance
• Genera compromisos en firmede precios y cantidades.
• Participación de la demanda.
• No se transa toda la demanda.
• Genera ajustes a loscompromisos del despachovinculante
• Incentivos para que losparticipantes del mercadocumplan las cantidades deldespacho vinculante y mercadointradiario/ tiempo real
Precio “day-
ahead”
Despacho de
contratos y de
energía en bolsa
Sin Restricciones
de Red
Oferta
“day-ahead”
Oferta”Precio
Balance entre
cantidades
comprometidas
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Políticas y regulación
• Políticas (Ley 1715)
• Normatividad estable
• Modificación Código
de red
• Modificación
acuerdos CNO
Cambios en la operación y en
el mercado
• Planeamiento operativo
• Pronósticos, supervisión y
balance en tiempo real
• Incentivos en servicios
auxiliares y flexibilidad
• Desarrollo en el mercado
Coordinación entidades
del sector• CNO
• CREG
• Asociaciones
• UPME
• XM
Integración de FRNC manteniendo
operación segura , confiable y económica
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En XM estamos cambiando, proponiendo modificaciones regulatorias, compartiendo experiencias operativas con lideres a escala mundial e innovando para integrar de una forma segura, confiable y económica las FERNC.
El sector debe prepararse y estar coordinado para integrar la FERNC
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.Planta En operación 2018 2019 2020 2023
Jepírachi (E) 20Celsia Solar Yumbo (S) 9.8solar Bolivar 8.06Awaralá (S-Térmica) 19.9Latam Solar 2 (S) 9.9Solar El Paso 70Latam Solar La Loma (S) 150Latam Solar 1 (S) 19.9La Iguana (S) 19.5Solar La Siepe 19.9Prosperidad (S) 19.5Polo Nuevo 2 (S) 10Polo Nuevo 1 (S) 19.3Bosques Solares de Los Llanos 1 19.9Bosques Solares de Los Llanos 2 19.9Bosques Solares de Los Llanos 3 19.9Bosques Solares de Los Llanos 4 19.9Bosques Solares de Los Llanos 5 17.9Windpeshi (E) 200Irraipa (E) 99Kuisa (E) 200E0200i (E) 201Apotolorru (E) 75Urraichi (E) 100Casa Eléctrica (E) 180Carrizal (E) 195
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Integración de FERNCContexto Colombia
Proyectos Circular UPME
marzo 2017
4474 MW
4787 MW
Proyectos Circular UPME
cumplen requisitos
875 MW
3778 MW
Hoy
2019
2020
2023
2018
1050 MW
9.9 MW
127 MW
200 MW
Concepto
1743 MW
UPME
Total
19.9 MW
337 MW
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Requerimientos
de conexión
Requerimientos
operativosRequerimientos
de información
•Rangos de operación
•Respuesta en
frecuencia
•Rampas operativas
•Control de tensión
•Permanencia ante
huecos de tensión
•Respuesta de reactivos
•Supervisión y control
•Requerimientos de
protecciones
•Pronóstico
•Desviaciones
•Reservas
•Flexibilidad del parque
generador
•Redespacho
•Balance generación –
carga en tiempo real
•Intercambio de
información
•Procedimientos
entrada en operación
•Procedimientos
pruebas
Requerimientos técnicos para la integración de fuentes no síncronas al SIN
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Pronósticos, supervisióny balance en tiempo real
Prognóstico
s Corto
Plazo
1 semana
Horaria
Semanal
Pronóstico
Despacho
40 horas
Horaria
Diaria
Pronóstico
Redespacho
36 horas
1 hora
1 hora
Pronóstico
Tiempo Real
65 minutos
5 minutos
5 minutos
Horizonte
Resolución
Frecuencia
Agentes
XMEstudios
Energéticos
Programar
reservasBalance
generación
Disponibilidad
recurso
Se requiere supervisión, pronósticos y cambios operativos para poder manejar la variabilidad e incertidumbre de las FERNC
Supervisión
XM esta desarrollado prototipos de una planta solar, eólica y una PCH
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• Advise
• Revision
• Advise
• RevisionWorkshops
Collaboration 2018Etapas de implementación propuestos
Regulación Primaria y secundaria
Regulación terciaria Rampas e Inercia
• Respuesta en el orden de
segundos, de acuerdo a los
requisitos de conexión.
• La cantidad de reserva
depende de las condiciones
de operación
• Puede dividirse en regulación
para subir y para bajar
• La respuesta a la demanda y
las baterías pueden prestar
estos servicios
• Puede estar en línea o fuera de
línea con tiempos rápidos de
conexión.
• Respuesta menor a 15 minutos
para la reserva en línea
• Respuesta menor a 30 minutos
para la generación fuera de
línea
• La respuesta a la demanda
puede participar en este
servicio.
• Rampas: Es un producto que le
permite al operador modificar el
despacho económico para
asegurar recursos con rampas
flexibles
• Inercia: Es un producto que le
permite al operador modificar el
despacho económico para
asegurar una inercia suficiente en el sistema
Cambios en el mercado y en la operación Servicios Auxiliares
En operación con futuros cambios Existe en la reglamentación - bajo análisis En estudio
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Calle 12 sur 18 - 168 Bloque 2
PBX (57 4) 317 2244 - FAX (57 4) 317 0989
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Medellín - Colombia
