19 de enero de 2006
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EXPERIENCIAS EN LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO
Alvaro Murcia – Gerente Centro Nacional de Despacho Seminario Internacional CIGRE 2005
“Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos” Noviembre 27, 28 y 29 de 2005. Santiago de Chile
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CONTENIDO
1.Quiénes somos?
2.Sistema Eléctrico Colombiano
3.Confiabilidad en el Sistema Eléctrico Colombiano
4.Como ve cada integrante de la cadena productiva las señales de la confiabilidad
5.Como ve la confiabilidad el operador del sistema y administrador del mercado?
6.Conclusión
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1. Quiénes somos?
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XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A. E.S.P. UNA EMPRESA COMPROMETIDA CON LA PROMOCIÓN DE LA INTEGRACIÓN REGIONAL LATINOAMERICANA
Con una experiencia de más de treinta y ocho años en ISA
Presta los servicios de operación y administración del mercado eléctrico colombiano.
Cuenta con personas con conocimiento y capacidad para innovar, soportados por avanzados recursos tecnológicos que le agregan valor a sus servicios.
Puede aportar a la consolidación de un Mercado de energía Latinoamericano: Utilización eficiente de los recursos Prestación del servicio con estándares de calidad Tarifas más económicas del servicio Generar mayores oportunidades para los agentes Fortalecer la competitividad de la región.
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FORTALEZAS DE XM
38 años operando el Sistema Interconectado Nacional y 10 años
Administrando el Sistema de Intercambios Comerciales
Humana, Organizacional y Tecnología
Transparencia, innovación, ética...
Orientación al cliente, Conocimiento aprendizaje permanente
Experiencia
Capital Intelectual
Valores
Cultura
Criterio de independencia Gobierno corporativo
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GOBIERNO CORPORATIVO
Accionistas
Gerencia General Junta Directiva
Código de
Bueno Gobierno
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2. Sistema Eléctrico Colombiano
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COLOMBIA EN EL CONTEXTO LATINOAMERICANO
Población (2005 P) 44.5 millones
Area 1.1 millones de kilómetros cuadrados (Aproximadamente dos veces Francia)
Ciudades con población > 1 millón
Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla (8 ciudades sobre 500,000 habitantes)
PIB, per capita US$ 2,123
Economía Séptima economía en América y la quinta en Latinoamérica.
PIB 94.5 Miles de millones de dólares
Coberttura del servicio 43 Millones aproximadamente
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CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA
Plantas Hidráulicas 8,557.0 MW Plantas Térmicas a Carbón 692.0 MW Plantas Térmicas a Gas 3,661.0 MW Cogeneradores 25.2 MW Plantas Menores 430.5 MW Total 13,365.7 MW
Ecuador Importación 215.0 MW Exportación 285.0 MW Venezuela Importación 205.0 MW Exportación 336.0 MW
Volumen máximo embalsable 16,238.8 GWh Volumen Util 15,243.3 GWh
500 kV 1,449.4 km 220230 kV 10,815.5 km 110115 kV 9,909.9 km
Energía Anual (12 meses) 48,513 GWh Crecimiento anual (Ene05Oct05) 4.17% Potencia máxima 8,332 MW
Demanda de Electricidad
Capacidad de Generación
Interconexiones internacionales
Reservas
Redes de Transmisión
Caribe 19% Capac. 23% Demanda
Centro 23% Capac. 25% Demanda
Antioquia 32% Capac. 15% Demanda
Nordeste 6% Capac.
11% Demanda
Suroccidente 20% Capac. 26% Demanda
industrial 34%
Oficial 5%
Residenci al 43%
Otros 3%
Comercial 15%
Fuente UPME
DEMANDA Sep 2005
33,7%
66,3%
No Regulada Regulada
64% Hidráulica
>0.1 MW ó 55 MWhmes
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MARCO LEGAL DE LOS SERVICIOS PUBLICOS…
• Planeación energética y eléctrica • Despacho económico • Coordinación, supervisión y control de la operación
• MEM • Intercambios comerciales
Gas, Energía y Planeamiento Eléctrico, Transmisión, Distribución, Racionamiento, Coordinación, Supervisión, Operación y Control, Tarifas, Facturación
Código Comercial: Resolución CREG 024 de 1995
Código Comercial: Resolución CREG 024 de 1995
Código de Redes: Resolución CREG 025 de 1995
Otras resoluciones CREG 19942005
DECISIÓN CAN
Ley 142 de 1994 Ley 143 de 1994
CONSTITUCIÓN 1991 CONSTITUCIÓN 1991
LAC STN – 012 de 1995 LAC STN – 012 de 1995
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Ø Monopolio del Servicio Ø Competencia a partir de 1999 en la expansión del
STN Ø Libre acceso a las redes y cargos regulados
Ø Abierto a la competencia Ø Presentan ofertas al spot
OPERACIÓN DEL SISTEMA Y ADMINISTRACIÓN DEL
MERCADO
Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes Ø Regulados
Ø No regulados (>0.1MW ó 55 MWh mes)
COMERCIALIZACIÓN Ø Compra y venta de energía Ø Abierto a la competencia
DISTRIBUCIÓN Ø Monopolio del Servicio Ø Libre acceso a las redes Ø Cargos regulados
TRANSMISIÓN
GENERACIÓN
CLIENTES
ACTIVIDADES DE LA CADENA PRODUCTIVA
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3. Confiabilidad en el Sistema Eléctrico Colombiano
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Además de las condiciones propias del negocio de la electricidad, Colombia enfrenta dos grandes retos:
A QUE SOMOS VULNERABLES?
Vulnerabilidad hidrológica
Debido la alta componente hidráulica en el sistema colombiano 64%
Y la regulación media de los embalses
Vulnerabilidad en la red
Ataques a la infraestructura eléctrica
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VULNERABILIDAD A LA HIDROLOGÍA: EVENTO EL NIÑO
•0
•1,000
•2,000
•3,000
•4,000
•ene92
•jul92
•ene93
•jul93
•ene94
•jul94
•ene95
•jul95
•ene96
•jul96
•ene97
•jul97
•ene98
•jul98
•ene99
•jul99
•ene00
•jul00
•ene01
•jul01
•ene02
•jul02
•ene03
•jul03
•ene04
•jul04
•ene05
•Demanda Total •Generación Total •Generación Hidráulica •Generación Térmica
•Racionamiento •El Niño
El Niño 1997 – 1998: El segundo evento más fuerte en 50 años, después del evento de los años 80´s. NOAA
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VULNERABILIDAD A LOS ATENTADOS A LA INFRAESTRUCTURA
Se ha operado el sistema en condiciones de alta indisponibilidad de elementos del sistema de transmisión debido a atentados a la red.
79
454
282
483
329
127 172 161 140
45 102
130
0
100
200
300
400
500
600
2000 2001 2002 2003 2004 2005
Atentados Torres Derribadas
No. Atentados y Torres derribadas
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SIN EMBARGO LA ATENCION DE LA DEMANDA HA SIDO UN INDICADOR EJEMPLAR
A pesar de los atentados a la red, la demanda no atendida en cada mes no ha superado el 0.6% en los últimos 6 años
Demanda no atendida por atentados
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
Ene 00
Jul 00
Ene 01
Jul 01
Ene 02
Jul 02
Ene 03
Jul 03
Ene 04
Jul 04
Ene 05
Jul 05
Mes
% de la dem
anda
men
sual
Demanda no atendida por atentados
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QUE HEMOS HECHO PARA LOGRARLO?
Vulnerabilidad hidrológica
Pago por capacidad
Mínimos operativos en los embalses
Vulnerabilidad en la red
Esquemas de reestablecimiento rápidos
Indicadores de confiabilidad para la planeación
Coordinación sectores gas electricidad
Desarrollo de las interconexiones internacionales
Desarrollo del AGC por áreas aisladas
Red de medición de frecuencia y detección de oscilaciones
Esquemas de reconfiguración de líneas
Desarrollo de un programa para evaluar estabilidad transitoria del sistema en tiempo real
Criterios probabilísticos (VERPC) y determinísticos (N1) para la planeación y operación
Pruebas de disponibilidad a generadores
Condición Anormal de Orden Público
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4. Cada integrante de la cadena productiva ve las señales de la confiabilidad
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LOS GENERADORES SON REMUNERADOR POR SU APORTE A LA FIRMEZA DEL SISTEMA
GENERACIÓN
FIRMEZA
Ingresos por Pagos por Capacidad
Cada año se informa a cada generador sus ingresos por pagos por capacidad 63 US$/kWaño
Índices disponibilidad
Una indisponibilidad del generador afecta los ingresos por Pagos por
Capacidad
Resultado: Alta disponibilidad de los generadores: cercana al 90% en promedio últimos 12 meses
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LOS TRANSPORTADORES Y DISTRINUIDORES DEBEN MANTENER ALTA DISPONIBILIDAD DE LA RED
TRANSMISIÓN
DISPONIBILIDAD
Índices disponibilidad Índices DES y FES
El incumplimiento genera penalizaciones en el ingreso
regulado
El incumplimiento genera compensaciones al usuario
final
Y DISTRIBUCIÓN
Resultado: La red de ISA, con una disponibilidad superior al 99.3% en los años 2004 y 2005
12 meses
Resultado: Los distribuidores han mejorados los estándares de eficiencia en la gestión de
su red
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336 MW 336 MW
295 MW 295 MW
100 MW 100 MW
Redes Redes
Decisión CAN 536 Decisión Decisión CAN 536 CAN 536
Esquema de mercado TIE Co Ec
Acuerdo TIE Ec Pe (en desarrollo)
Reglas Reglas
Contratos bilaterales Ve Co
Cobertura redes nacionales
LAS INTERCONEXIONES CON VENZUELA Y ECUADOR MEJORAN LA CONFIABILIAD DE LOS PAISES
• Mejoran la respuesta ante eventos y el rango de calidad de la frecuencia (Ecuador).
• Participacion de Venezuela en el mercado del AGC
• Atención de la demanda en áreas aisladas
• Apoyo en el restableciemiento
22 LOS COMERCIALIZADORES VEN LAS SEÑALES DEL MERCADO A LA VULNERABILIDAD HIDROLOGICA ...ALZA EN PRECIOS
Aportes hidrolóligos al SIN
0
50
100
150
200
Jul
95
Mar
96
Nov
96
Jul
97
Mar
98
Nov
98
Jul
99
Mar
00
Nov
00
Jul
01
Mar
02
Nov
02
Jul
03
Mar
04
Nov
04
Jul
05
% de la media
0
50
100
150
200
250 Jul95
Mar96
Nov96
Jul97
Mar98
Nov98
Jul99
Mar00
Nov00
Jul01
Mar02
Nov02
Jul03
Mar04
Nov04
Jul05
$/kW
h de octubre de 2005
CONTRATOS Mm BOLSA
23 EL USUARIO FINAL VEN EN LAS TARIFAS LAS SEÑALES DEL MERCADO A LA VULNERABILIDAD EN LA RED ...
0
50
100
150
200
250
300
350
Jul95 Jul96 Jul97 Jul98 Jul99 Jul00 Jul01 Jul02 Jul03 Jul04
$/kW
h ($ ju
nio de 2005)
G O T C D
O C D PR T G CU + + +
− +
= ) 1 (
Evolución Precios de energía que pagan los usuarios
Los atentados a la infraestructura aumentan las restricciones del sistema (componente O) aumentando la tarifa a usuario final.
Las bajas hidrologías impactan las restricciones del sistema (componente G) aumentando la tarifa a usuario final.
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5. Como ve la confiabilidad el operador del sistema y administrador del mercado?
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EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Y ADMINISTRACION DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD
CRITERIO PROBABILÍSTICO
VERPC Se calcula la probabilidad de falla de cada elemento de la red con base en la historia. Para cada falla de un subsistema eléctrico, se calcula su racionamiento Se calcula el VERPC de cada subárea como el déficit asociado a una probabilidad. Se verifica que el VERPC de cada subárea sea menor que el VERPC de referencia, forzando generación.
s : indexa las subáreas S : # de subáreas p : VERPC de referencia S
VERPC S
s s ∑
= = 1
) 0 (
ρ
s : indexa las subáreas S : # de subáreas p : VERPC de referencia S
VERPC S
s s ∑
= = 1
) 0 (
ρ
CRITERIO DETERMINÍSTICO
n1 Se verifica que, ante
contingencia n1, no suceda evento en cascada que
ocasione desatención de la demanda.
Resultado: límites de transporte a través de subáreas (cortes)
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5. CONCLUSION
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• En Colombia, además de los aspectos generales de la confiabilidad, se tiene una alta vulnerabilidad a la hidrología y a los atentados a la infraestructura eléctrica. Sin embargo se han mantenido altos índices en la atención de la demanda.
• Se dispone de señales regulatorias y de gestión para cada uno de los agentes de la cadena productiva, las cuales van desde la planeación de largo plazo hasta la operación real del sistema.
• Para lograr una mayor continuidad en el servicio, el operador del sistema además de las señales que el mercado le brinda, ha desarrollado herramientas tales como el AGC por áreas aisladas, una red de medidores de frecuencia y modos de oscilación, estimación de la estabilidad del sistema en tiempo real etc., que le permiten dar una respuesta oportuna.
• La integración eléctrica y energética con Venezuela y Ecuador ha traído muchos beneficios para mejorar la confiabilidad, por lo que promovemos un mayor nivel de integración, que permitirá que se asegure la prestación del servicio con altos estándares de calidad, fortaleciendo la competitividad en la región.
CONCLUSIONES
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