UNIDAD 3:Situación Energética Nacional
• Tema 02: SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO
• INTRODUCCIÓN– Proceso de la energía eléctrica– Infraestructura de generación y transmisión– Esquema operativo y comercial (marco
regulatorio)
• ESTRUCTURA DEL MERCADO– Aspectos Operativos (CND)– Aspectos Comerciales (ASIC-Bolsa de Energía)
• Ingresos y egresos de los agentes del MEM• Transacciones Internacionales
– Datos del mercado
SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO
13.8:230,500 kV
Proceso de la Energía Eléctrica
Red de Transporte 500,230:115 kV
Red de distribucióna alta tensión
HospitalesCentros ComercialesMediana Industriaetc.
Gran Industria
115:34.5,13.8 kV
Usuario residencial
Red de distribución a mediay baja tensión
Estación deTransformación
CentralGeneradora
110 V
34.5,13.8 kV: 220 V
CENTRALES HIDRÁULICAS
MWSan Carlos ISAGEN 1240Guavio EMGESA 1150Chivor CHIVOR 1000Pagua EMGESA 600Guatapé EEPPM 560Betania CHB 540Porce 2 EEPPM 405Urrá URRA 334Otras 3087
TOTAL 8916 MW
CENTRALES TÉRMICAS
MWGas 3520Tebsa CORELCA 750Sierra EEPPM 460Guajira CORELCA 302Centro ISAGEN 285Flores FLORES II 250Emcali EMCALI 233Valle EPSA 203Otras 1037
Carbón 692Tasajero TASAJERO 155Zipa (4U) EMGESA 223Paipa (3U) EBSA 164Paipa 4 EBSA 150
TOTAL 4212 MW
Capacidad instalada en Generación
13128 MW instaladosHIDRÁULICA 68%TÉRMICA 32%
Gas 27%Carbón 5%
PROPIETARIOS
500 kV km %ISA 1449 100
200-230kV km %ISA 7457 68TRANSELCA 1428 13EEPPM 792 7EEB 684 6EPSA 270 2CENS 137 1ESSA 123 1DISTASA 27 0.2FLORES 15 0.1MERIL 2 0.EMGESA 1 0.Total 220-230 kV10936 kmTOTAL STN 12385 km
Capacidad instalada en Transporte
----- 500 kV----- 220,230 kV de ISA----- 220,230 kV otrosCARIBE
NORDESTE
CENTRO
OCCIDENTE
SUROCCIDENTE
Marco Legal y Operativo
- Ley 142 de 1994 LEY DE SERVICIOS
PÚBLICOSDOMICILIARIOS
-Ley 143 de 1994 LEY ELÉCTRICA
COMISIÓN DE REGULACIÓNDE ENERGÍA Y GAS - CREG
Resoluciones que reglamentanlo dispuesto en las leyes
CONSEJO NACIONALDE OPERACIÓN - CNOAcuerdos Operativos
que garantizan la operaciónsegura y económica del SIN
ANTES: Prestación del servicio porparte del Estado de modo exclusivo
DESPUÉS: Prestación del servicio por diversos agentes (públicos y privados)
Se promueve la competenciaSe separan negocios
UNIDAD DE PLANEACIÓNMINERO ENERGÉTICA - UPMEPlanea la expansión del SIN
SUPERINTENDENCIA DESERVICIOS PÚBLICOS - SSPEjerce control y vigilancia
Estructura del Mercado
GENERACIÓN-Competencia-Precios libremente acordados-Competencia ofertas en bolsa
TRANSMISIÓN-Monopolio del servicio-Libre acceso y cargos regulados-Competencia en la expansión
DISTRIBUCIÓN-Monopolio del servicio-Libre acceso a las redes-Cargos regulados
COMERCIALIZACIÓN-Compra y ventas de energía-Márgen aprobado ( mercado regulado)-Competencia
CLIENTES-Regulados y No Regulados-Alumbrado Público-Exportaciones a otros países
Traslado de costosa los clientes
CENTRO NACIONALDE DESPACHO
MERCADO DEENERGÍA MAYORISTA
OPERACIÓN
ADMINISTRACIÓN
TIEs-Transacciones Internacionales de energía
San MarcosMeta
TasajeraGuatapé
AncónEPM
Esmeralda
Purnio
La Miel
Virginia
Yumbo
SAN CARLOS
ANTIOQUIA/CHOCÓ
SUROCCIDENTAL
NORTE
CQR
Sierra
Sochagota
Primavera
Comuneros
Guatiguará
NORDESTE
Termocentro
Malena MAGDALENAMEDIO
OCCIDENTAL
Valle
CaucaNariño
Huila
Bogotá
Pagua
Mesa
NoroesteHermosa
SUR
AncónSur ISA
PaezJamondino
Norte Sant.
S/Mateo
El Corozo
VENEZUELACuatricentenario
Panamericana
Tulcán
ECUADOR
Oriente
Envigado
Miraflores
Barbosa.
Tunal Reforma
Guavio
Chivor
Tolima
Jaguas
Cerromatoso
Chinú
GCM
Atlántico
Bolívar
Cerromatoso
CARIBE
CARIBE 2
Cuestecitas
San Felipe
BetaniaORIENTAL
Torca
Circo
CúcutaOcaña
Tasajero
PalosCaño Limón
Paraíso
S.Mateo
Balsillas
Gdpe IV.PorceSalto
Occidente
Bello
CórdobaSucre
Ternera
CandelariaCartagena
FloresN/Bquilla
Tebsa
CopeyV/dupar.
Fundación
S/MartaGuajira
Sabana
A.Anchicayá
SalvajinaPance
Juanchito
OCCIDENTAL
Paipa
Barranca
B/manga
Enea
Playas
LaMiel
Cartago
NORORIENTALIbague
Flandes/Prado
Cajamarca
Regivit
Colegio/
Pomasqui
SanBernardino
Guaca
Sam Ban
1 2
Altamira
Florencia
Operación del SIN
Está a cargo del CND que tiene como principales funciones:
- Planear la Operación de los recursos del SIN- Ejercer supervisión, control y análisis de la operación- Determinar los intercambios de energía resultantes de la operación- Coordinar la programación de mantenimientos en generación y transporte- Informar al CNO sobre la operación real y esperada y de los posibles riesgos para la atención de la demanda
Objetivo:Operación Segura, Confiable y Económica
STN > 220kV
Distribución - Comercialización
Transmisión
Generación
STR
Sistema Interconectado Nacional
Transformación
STN : Sistema de Transmisión NacionalSTR : Sistema de Transmisión RegionalSDL : Sistema de Distribución Local
SDL
SDL
Clientes
Composición del consumo(35000 GWh año)
43%
33%
16%5% 3%
ResidencialIndustrialComercial
Oficial
Otros
CNDASIC
GENERADORES:- Ofertas de Energía ($/MWh)- Disponibilidad (MW)
Esquema de Bolsa de Energía
AGENTES:- Contratos de largo plazo- Demandas de energía- Medidas horarias
DESPACHO:- Programado- Ideal
LIQUIDACIÓN:- Transacciones- Adm. Cuentas- Garantías
CND CENTRO NACIONAL DE DESPACHO
Coordina la operación del SIN de formasegura y confiable, con criterio económico
ASIC ADMINISTRADOR DEL SISTEMADE INTERCAMBIOS COMERCIALES
- Registro de fronteras y contratos- Liquidación de transacciones- Administración de cuentas (STN, STR, garantías)
Ingresos y Egresos de los agentes en el MEM
INGRESOS
- Ventas en Contratos- Ventas en la Bolsa de Energía- Cargo por Capacidad (G)- Reconciliación positiva (G)- Desviaciones (C)- Ventas a usuarios finales (C)
EGRESOS
- Compras en Contratos- Compras en la Bolsa de Energía- Servicios del CND, SIC- Reconciliación negativa (G)- Desviaciones (G)- Responsabilidad Comercial (G)- Impuesto FAZNI (G)- Restricciones del SIN (C)- Cargos por uso del STN (C)
G1: MW1 $/MWh1 L1
L2
Lm
230 kV
G2: MW2 $/MWh2
Gn: MWn $/MWhn
Despacho Ideal
Demanda
Disponibilidad y oferta
DESPACHO IDEAL:- Despacho Económico- Generación y demanda concentradas en un nodo- No considera la red de transporte- No considera las características técnicas de las máquinas
P1
P2
P3
Pn
Pn-1
...P4
h1 h2 h10 h11 h12 h19 h20 h21 h24
t (h)
P (MW)
Precio de Bolsa
($/kWh)
Curva típica de demanda del SIN
Despacho Ideal y Precio de Bolsa
Costa
CentroEnergía hidráulic
abarata
Energía térmica costosa
Capacidad limitada
Despacho Real
Abastecer la demanda delpaís con seguridad y calidadrequiere la utilización derecursos fuera de mérito enel despacho económico
ESTACIÓN DE INVIERNO
P1
P2
Pn
Pn-1
...P3
h1 h2 h10 h11 h12 h19 h20 h21 h24
t (h)
P (MW)
Costo Marginal($/kWh)
Curva típica de demanda del SIN
Despacho Programado y Costo Marginal
DESPACHO PROGRAMADO:- Despacho Económico- Considera la red de transporte- Considera las características técnicas de las máquinas
Generación por restricciones del SIN
Operación Ideal vs Operación Real
DESPACHO IDEAL
- Generaciones ideales- Cubre la demanda real- Determina precio de bolsa- Base para liquidar transacciones comerciales- Utiliza recursos más económicos
DESPACHO REAL
- Generaciones reales- Cubre la demanda real- Costo marginal- Garantiza la seguridad y calidad- Utiliza recursos necesarios para operación segura y confiable
Costo Operación Ideal Costo Operación Real
$ Ideal + $ $ Real
$ = Valor restriccionesDel SIN
PAGAN- Generadores a través de reconciliación negativa- Comercializadores (demanda)
Compras y ventas en la Bolsa de Energía
U1
U2
U3
U4
C1
C2
C3
Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)
EnergíaVendida enContratos(MWh)
Venta en Bolsa
Si Gideal > Contratos, Venta en BolsaVenta en bolsa = Gideal - Contratos
C1
C2
C3
EnergíaVendida enContratos(MWh)
Compra en Bolsa
Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)
U1
U2
U3
C4
Si Contratos > Gideal, Compra en BolsaCompra en bolsa = Contratos - Gideal
Liquidación aPrecio de Bolsahora i
Reconciliación Despacho Ideal vs Real
U1
U2
U3
U4
Generacióntotal en elDespachoReal (MWh)
Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)
Reconciliapositivo Si Greal > Gideal, Reconcilia(+)
Reconcilia(+) = Greal - Gideal
Reconcilianegativo
Generacióntotal en elDespachoReal (MWh)
U1
U2
U3
Si Gideal > Greal, Reconcilia(-)Reconcilia(-) = Gideal - Greal
hora i
U1
U2
U3
Generacióntotal en elDespachoIdeal (MWh)
U1
U2
U3
U4
PRECt = mín(CAP+COM+Otros, Poferta)PRECh = mín(Pref, Poferta)
PREC = prom(Pbolsa, Poferta)
Desviación del programa de generación
Generación programada en la horai
Generación real en la horai
Desviación positiva
máxima 5%
Desviación negativa
máxima 5%MWh MWh
t
Si se excede el límite permitido (5%), se penaliza así:$Desviac. = |Greal-Gpro|*|Poferta-Pbolsa|
El valor recaudado por desviaciones sereparte entre los comercializadores en proporción a la
demanda comercial
Cargo por Capacidad
nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb
Demanda – GeneraciónMWh
Nivel del embalse%
Generación HidráulicaGeneración
Térmica
Estación de Verano
Estación de Invierno
OBJETIVOSRemunerar las plantas que dan firmeza al SIN(energía y potencia)Incentivar la instalación de nuevas plantasDisminuír incertidumbre sobre flujo de fondos
CÁLCULO (Capacidad Remunerable Teórica)Condiciones hidrológicas críticasNiveles del embalseDisponibilidad histórica de plantasCostos Térmicos
(VR) Recaudo por generadores con los kWh producidos y el CERE (Costo equiv. real de energía)(VD) Se distribuye a generadores con CRT valorada al VMC (turbina a gas CA, US$5.25/kWmes)
Nariño
COLOMBIA
ECUADOR
Jamondino
Intercambios Internacionales
Pomasqui
Pexp = $110Ptie = $100Pimp = $90
Pexp = $220Ptie = $200Pimp = $180
Dem
$/kWh
Pimp
PtiePexp
Dem
$/kWh
Ptie
Pexp
Pimp
Cargos G = $ 5Uso conex. $45
Uso conex. $ 30
PONE = 110+30+5 = $145
PONE = 220+45+5 = $270
TIEsDecisión CAN 536Normas CREG-CONELECAcuerdos operativos yComerciales ISA-CENACE
CostoMarginal
ECUADOR
CostoEquivalentede Potencia
Precios deBolsa
COLOMBIA
Restricciones
Uso STN, STRConex. COLCDN y ASIC
RENTA DE CONGESTIÓN
P O
N E
Prec
io de
Impo
rtació
n
80% FOES20% Alivio Restric.80% FOES
20% Alivio Restric.
Evolución de la demanda de energía
Demanda doméstica y PIB
Evolución del precio de bolsa
Evolución de precios del MEM
Evolución del mercado no regulado
Transacciones Internacionales