TRANSMISIÓN Y DESPACHO by oscar gonzalez

Estructura Institucional de Sector ElĂŠctrico Colombiano

Cadena Productiva Supervisi贸n y Control

Estructura del Sector en Colombia Exclusivo Sector Eléctrico

Ministerio de Minas y Energía

Dirección

Comisión de regulación de Energía y gas

Regulación

Control y Vigilancia Operación y Administración del mercado Coordinación Gas - Electricidad

Exclusivo Sector Gas

Presidencia

Unidad de Planeación Minero Energética

Planeación

Consejo y Comité

Ambos Sectores

MinMinas MinHacienda DNP

Como Organismo Consultor

Acuerdos vinculantes

Superintendencia de Servicios Públicos

Superintendencia de Industria y Comercio

Presidencia

Reparto ante escasez

Estructura del Mercado CLIENTES Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes

COMERCIALIZACIÓN

[49]

 Compra y venta de energía  Competencia  Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado

DISTRIBUCIÓN [32]  Monopolio del Servicio  Libre acceso a las redes  Cargos regulados

Regulados No regulados Alumbrado Público Exportaciones a otros países (No TIE)

OPERACIÓN DEL SISTEMA

TRANSMISIÓN [8]  Monopolio del Servicio  Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN  Libre acceso a las redes y cargos regulados

GENERACIÓN

   

Centro Nacional de Despacho

ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO

[18E, 90H, 32T]

Mercados de Otros Países TIE

 Competencia  Precios libremente acordados  Competencia en las ofertas de corto plazo  Importaciones de otros países (No TIE)

Responsabilidades Operación Integrada recursos del SIN Operación segura, confiable y económica Planeación, coordinación, supervisión y control de SIN

Obligaciones Frecuencia del SIN Tensiones del STN Coordinación Protecciones del SIN

EMPRESAS DE TRANSPORTE Y CONEXIÓN STN Supervisión, coordinación y control (maniobras) activos propios o delegados

Calidad STN Disponibilidad de activos Coordinación Protecciones de sus equipos

GENERADORES Operación de sus plantas generadoras Ejecución de maniobras

Cumplir despacho Servicio Complementarios Medidas suplementarias Coordinación Protecciones de sus equipos

OPERADORES DE RED Planeación, supervisión, coordinación y control activos propios o delegados

Calidad servicio STR’s, SDL’s

CENTRO NACIONAL DE DESPACHO

CaracterĂsticas Generales del SIN

Características del sistema Bolivar GCM Atlantico

Córdoba Sucre Cerro

CENS B/manga

Antioquia San Carlos

Bogotá Meta Tolima

CQR

Valle Cauca

Nariño

INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ECUADOR IMPORTACIÓN Hasta 215 MW EXPORTACIÓN Hasta 535 MW VENEZUELA IMPORTACIÓN 205 MW EXPORTACIÓN

336 MW

ECUADOR

VENEZUELA

Caribe 1

Transmisión

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL 230 Y 500 kV.

Caribe

OCÉANO ATLÁNTICO CUESTECITA

LÍNEAS

SANTA MARTA

TERMOGUAJIRA

2C NUEVA BARRANQUILLA 3C 3C TERNERA T. CANDELARIA

Nivel de tensión

TEBSA

TERMOFLORES

T. CARTAGENA

Longitud Km

2C 2C

CUATRICENTENARIO

FUNDACIÓN

VALLEDUPAR 2C

SABANALARGA

COPEY BOLÍVAR

CHINÚ

PANAMÁ COROZO

138 kV 220 - 230 kV 500 kV

10,108.5 15.5 11,654.6

OCAÑA

URABÁ 2C

Antioquia

BELÉN TASAJERO TOLEDO

BARRANCA

GUADALUPE IV

SALTO IV BELLO

OCÉANO PACÍFICO

ENVIGADO

LOS PALOS

ANCÓN SUR 2C

2,646.3

S.CARLOS ORIENTE

2C LA ENEA

ESMERALDA

MIEL I

SOCHAGOTA

PURNIO

BANADÍA

Nordeste

CAÑO LIMÓN

PAIPA

2C BALSILLAS

VENEZUELA

SAMORÉ

COMUNEROS

PORCE II

2C PRIMAVERA BARBOSA 1 BUCARAMANGA LA TASAJERA JAGUAS PLAYAS C GUATIGUARÁ 2C GUATAPÉ MIRAFLORES TERMOCENTRO 2C OCCIDENTE 2C LA SIERRA

2C 2C

BACATA LA HERMOSA 2C LA VIRGINIA

Total

SAN MATEO

CERROMATOSO

URRÁ

24,424.9

CARTAGO

SAN FELIPE 2C LA MESA 2C 2C 2C

IBAGUÉ

LA GUACA

SAN MARCOS

YUMBO

ALTO ANCHICAYÁ

2C TORCA 2C 2C CIRCO TUNAL

CHIVOR 2C GUAVIO

S.MATEO EEB

PARAISO

LA REFORMA

NOROESTE

PANCE

JUANCHITO

Centro

BETANIA

SUBESTACIONES

SALVAJINA

PÁEZ

SAN BERNARDINO ALTAMIRA 2C

Nivel de tensión

TUMACO

Cantidad

115 kV

JAMONDINO ** 115 kV

PANAMERICANA 2C 138 kV

500 kV

220 - 230 kV

110 - 115 kV

286

TULCÁN

MOCOA

Suroccidente

ECUADOR

CONVENCIONES RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA

RED A 230 kV PROPIEDAD DE ISA RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS RED A 138 kV PROPIEDAD DE ISA

RED DE TENSIÓN INFERIOR A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS

66 kV

Total

394

BRASIL

A POMASQUI

RED A 500 kV PROPIEDAD DE ISA FUTURA RED A 230 kV PROPIEDAD DE OTRAS EMPRESAS FUTURA SUBESTACIÓN ** LÍNEAS DE 230 kV, ENERGIZADAS A 115 kV REVISIÓN 2009-01-26

PERÚ

110 -115 kV

Interconexiones Internacionales Infraestructura existente 1 Cuestecitas – Cuatricentenario 230 kV 1

2 Tibú – La Fria 115 kV

3 San Mateo – Corozo 230 kV 4 Pto Carreño – Pto Páez 34.5 kV

Venezuela Panamá

5 Ipiales – Tulcan 138 kV

6 Jamondino – Pomasqui 230 kV

Colombia

Proyectos futuros 7 Cerromatoso – Panamá II 495 kV (300 MW) Transferencias

5 6

Ecuador Importación

Hasta 250 MW

Exportación

Hasta 500 MW

Ecuador

Operación Futuros

Venezuela

Importación

Hasta 205 MW

Exportación

Hasta 336 MW

Fuente:

Sistema de Transmisi贸n por agente EPSA 2%

EEB 10% Transelca 11%

ESSA 1%

EPM 6%

Distasa 0,13%

CENS 0,06%

ISA 70%

Remuneración Transporte Energía Eléctrica Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas en Colombia

Competencia por el “mercado”. Expansión Convocatoria

Tipo

UPME 01 - 99

UPME 02 - 99

UPME 03 - 03

UPME 04 - 03

UPME 01 - 04

UPME 01 - 03

UPME 02 - 03

UPME 01 - 05

UPME 01 - 07

UPME 01 - 08

UPME 02 - 08

UPME 01 - 09

UPME 02 - 09

UPME 01 - 10

Valor de la TN A/M (USD) Representante

5,801,607 1,958,676 40,920 21,073 5,600 15,854,740 28,370,515 4,224,959 456,800.01 2,480,339 479,000 1,284,113 794,170

ISA ISA EEB EEB EEB ISA ISA EEB ISA EPM ISA EEB EEB EEB

14 Convocatorias

Metodologías Remuneración Transporte EE – aplicadas en otros países Tasa de retorno. Derechos Financieros de Transmisión. Empresa eficiente.

Ingreso Regulado. (STN – STR) Precio Tope. (SDL)

Sistema Interconectado Nacional – SIN ≥ 220 kV Ingreso Regulado y Calidad. 9 TNs – 55Cs Liquidación y facturación Cargos por Uso. Admin inventario de activos TN Contribuciones FAER - PRONE

STR Norte STR Centro-Sur

SDL’s

ADD

Nivel 4

57.5kV ≤ x < 220kV

Ingreso Regulado y Calidad. 24 ORs – 55Cs Liquidación Cargos por Uso. Admin inventario de activos OR Nivel 3: 30kV≤ x < 57.5kV

Niveles 1, 2 y 3

Nivel 2: 1kV ≤ x < 30kV

Precio techo, liquidación Nivel 1: x ≤ 1kV Ingresos Reconocidos Ingresos del Área de Distribución Unificación de cargos. 26 OR Índices de Calidad SDL 17 OR

STN

ADD

Oriente (5)

Centro (7)

Occidente (7)

Sur (7)

Operador de Red Codensa Emp. de Energía de Cundinamarca Emp. de Energía de Boyacá Emp de Energía de Arauca Elec del Huila Central Hidroeléctrica de Caldas Centrales Eléctricas Norte de Santander Elect. del Santander Emp.de Energía de Pereira Emp. de Energía del Quindío Empresas Públicas de Medellín Ruitoque Emp.de Energía del Pacífico Compañía de Electricidad de Tuluá Empresas Municipales de Cartago Emp.Municipales de Cali Centrales Eléctricas del Cauca Centrales Eléctricas de Nariño Emp. Municipal de Energía Eléctrica Emp. Valle Sibundoy Elec. Caquetá Emp. Putumayo Emp. Bajo Putumayo Elec. Meta Emp. Casanare Emp. Guaviare

Conformación Áreas de Distribución. Niveles 1, 2 y 3

Prospectivas en Transmisi贸n

Redes Inteligentes

INFRAESTRUCTURA AVANZADA DE MEDICIÓN DE ENERGÍA Eficiencia Nuevas Técnicas de ControlAutomatización y en Distribución Energética Comunicación 1. Sensores “Smart” localizados en los consumidores SMART 2. Comunicaciones GRID bidireccionales 3. Control maestro para medición horaria de energía Reducción de

Política de Precios

Carga Pico

Nuevas Técnicas de Control y Comunicación

Medición “Smart”

Despacho Programado

REGISTRO

PLANEACIÓN

PROGRAMACIÓN

COORDINACIÓN, SUPERVISIÓN Y CONTROL

ASIC, LAC

GESTIÓN FINANCIERA

Operación y administración del Mercado

Corto Plazo - Programación semanal de la operación

Lunes

Martes

Miércoles Jueves

Viernes

Pronóstico de demanda del SIN Curva Característica Para Cada Día de la Semana MW 10000

Coordinación desconexión equipos generación y transmisión

9000 8000 7000

Pronóstico semanal de la demanda del SIN

6000 5000 4000

Embalses y ríos Límites operativos Mantenimientos y Escenarios de red Señales de reserva Consumo estimado de combustibles Intercambios internacionales Recomendaciones especiales Coordinación de Protecciones

3000 2000 1000 0

0:00:00 1:00:00 2:00:00 3:00:00 4:00:00 5:00:00 6:00:00 7:00:00 8:00:00 9:00:00 10:00:00 11:00:00 12:00:00 13:00:00 14:00:00 15:00:00 16:00:00 17:00:00 18:00:00 19:00:00 20:00:00 21:00:00 22:00:00 23:00:00

Análisis semanal Corto Plazo

Tiempo

Lunes (festivo)

Martes

Miercoles

Jueves

Viernes

Sábado

Domingo

ANÁLISIS SEMANA S +1

Despacho económico Programa diario de los recursos de generación del Sistema Interconectado

economía.

PROGRAMACIÓN DIARIA Día k+1

Dia Actual

Lunes

Martes

Miércoles

Día Despacho

Jueves

Viernes

Sábado

Domingo

Nacional para atender la demanda, con calidad, seguridad, confiabilidad y

Horarios para el Despacho Recepci贸n de ofertas Ofertas TIE 08:00

14:15

13:00

09:00 Publicaci贸n de ofertas

15:05

13:35

Publicar Despacho Coordinado incluye Venezuela

Programa Importaci贸n TIE Inicial

14:45 Publicar Despacho TIE

Programa Importaci贸n TIE Final

Muy Corto Plazo - Redespacho Su objetivo es modificar el Despacho Económico para atender las variaciones unidades de generación, mantenimientos no programados, disparos de líneas,... CND INFORMA EL REDESPACHO

RECEPCIÓN SOLICITUD

PERÍODO DE EJECUCIÓN

PERÍODO 8 05:30

06:00

06:30

07:00

08:00

más recientes en la operación del sistema, tales como entrada y/o salida de

Restricciones en un sistema eléctrico Eléctricas

Límites de importación

Máxima carga permitida equipos

Topología

Contingencias sencillas: (n-1)

IMPLICACIONES ELÉCTRICAS

Generación

RESTRICCIONES

Criterios de seguridad del Sistema

CONSIDERACIONES

SISTEMA ELÈCTRICO

Demanda

Operativas Regulación de tensiones y estabilidad 120.00

0.547 s 111.388 MW

SIN RAG; CON EXPA NSION

10.00 0.002 s 14.954 MW

0.00

SIN RAG; CON EXPA NSION

0.00

-40.00

-10.00 0.736 s -28.071 MW

CON RAG BETANIA

1.919 3.939 5.958 7.978 Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in Betania - Mirolindo 1 220: Active Pow er/Terminal i in

[s] MW MW MW

CON RAG BETANIA

9.997

700.00 SIN RAG BETANIA 600.00

SIN RAG BETANIA

20.00

40.00

Contingencias “CAOP”: (n-2) y/o subestaciones estrategicas

“Cortes”

30.00

SIN RAG BETANIA

80.00

-80.00 -0.100

Límites de exportación

0.525 s 608.171 MW

-20.00 -0.100

Número de unidades generación

1.919 3.939 5.958 7.978 [s] 9.997 Betania 1-3: Rotor angle w ith ref erence to ref erence machine angle in deg Betania 1-3: Rotor angle w ith ref erence to ref erence machine angle in deg Betania 1-3: Rotor angle w ith ref erence to ref erence machine angle in deg

500.00 0.105 s 453.135 MW

SIN RAG; CON EXPA NSION

400.00

300.00

200.00 -0.100

DIgSILENT

Capacidad de la infraestructura

CON RAG BETANIA -0.030 s 358.612 MW

1.919 3.939 5.958 Betania 1-3: Active Pow er in MW Betania 1-3: Active Pow er in MW

9.846 s 361.649 MW 7.978

[s]

9.997

Soluciones, entre otra son… 1

Colocar Generaciones seguridad

Mínimas

Restringir generaciones máximas

Instalar esquemas suplementarios de generación y/o carga

Reforzar los sistemas de transmisión y distribución

Coordinación de la Operación del SIN Análisis, Supervisión y Control en Tiempo Real

Coordinar y Controlar Maniobras Controlar Frecuencia y Voltaje

Análisis Eléctrico y Energético del Redespacho

Redespacho Análisis de Contingencias Análisis de Estabilidad Reportes RVEM y HEROPE

Análisis Información Operativa

Demandas No Atendidas Requerimientos OPESIN Índices de Activos Realizar análisis Post operativo

Aseguramiento de la Operación

Entrenamiento Incorporación Tecnológica Plan de Continuidad

Restablecer el sistema

Seguimiento a la generaci贸n

Intercambios Internacionales

Energía (GWh) Fecha

Valor (Millones de US$)

Exportación

Importación

Exportación

Importación

Parcial 2012 Total 2011 Total 2010 Total 2009 Total 2008 Total 2007 Total 2006 Total 2005 Total 2004 Total 2003

90.8 1,294.6 797.7 1,076.7 509.8 876.6 1,608.6 1,757.9 1,681.1 1,144.5

6.2 8.2 9.7 20.8 37.5 38.4 1.1 16.0 35.0 67.2

6.5 93.0 73.8 107.8 35.9 66.3 127.1 151.7 135.1 80.3

0.2 0.2 0.6 1.1 2.3 1.3 0.0 0.5 0.7 2.3

Total Historia

10,838.3

240.1

877.5

9.4

Intercambios de energía importación/exportación

Exportaciones de electricidad desde Colombia

Resultado correspondiente a: â&#x20AC;˘ Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia â&#x20AC;˘ Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia

Importaciones de electricidad de Colombia

Resultado correspondiente a: â&#x20AC;˘ Acople de Mercados de corto plazo entre Ecuador y Colombia â&#x20AC;˘ Contratos bilaterales entre Venezuela y Colombia

Administraci贸n del Mercado de Energ铆a Mayorista

Proceso comercial - Liquidación de energía Para la liquidación se diferencia la bolsa nacional de la internacional

Energía en Bolsa

Cobertura en Contratos Demanda Comercial Prioridad en contratos:  Pague lo contratado  Pague lo demandado

Contratos Largo Plazo

Energía en Contratos

Medidas Agentes

Energía en Bolsa

+ Energía en Contratos

Otros Cargos Restricciones AGC Penalización por Desviaciones Cargo por Confiabilidad

Todos los conceptos son de liquidación HORARIA, excepto el Cargo por Confiabilidad, que es DIARIA

Facturación Centralizada Electrónica. TIE - Impresa

Facturación entre agentes

Proceso comercial - Facturación

Bolsa de energĂa

La Bolsa de Energía O

Demanda

P D

Subasta: 

Participación de la Oferta (ofertas de precios – no de costos)



Sobre cerrado (diario, 8:00 AM)



Asignación parcial (en el margen)



Precio spot horario >= Precio de Oferta



Demanda precio aceptante (inelástica)



Descubrimiento de precio eficiente

Equilibrio oferta y demanda OFERTA

DEMANDA

MW 8000

CARBON 7%

6000

GAS 20%

HIDRÁULICA 63%

ORDINARIOS 2000

COMBUSTOLEO y FUEL-OIL 5%

FIN DE SEMANA

H01 H02 H03 H04 H05 H06 H07 H08 H09 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24

Oferta • Ofertas diarias de precios y

$/kWh

Demanda

• Comercializadores de

declaración de disponibilidad

electricidad

• Reflejan costos variables de

• Demanda pasiva en la

producción

formación de precio

• No incluyen costos de arranque y parada

• Subasta de una sola punta Precio de bolsa horario

kWh

4000

COGENERADOR ES y MENORES 5%

Inicio del Mercado Generadores

Comercializadores

Costo Unitario de la Energía en $/kWh

Usuarios OFERTA DEL GENERADOR Techo de la Oferta

CR1 OTROS COMPONENTES DE LA OFERTA

 $     kWh 

Piso de la Oferta

CERE

 $     kWh 

FAZNI

Regulados

Usuarios No Regulados

No Ofertan Precio

Reportan los kWh Consumidos

kWh Disponibles

Usuarios



Los usuarios finales de electricidad participan en el

BOLSA

CONTRATOS

COMERCIALIZADOR

Mercado de Energía por intermedio del Comercializador que los atiende. 

DEMANDA NO REGULADA

DEMANDA REGULADA

Los costos competitivos de la energía en el Mercado Mayorista son reflejados en las tarifas de los Usuarios.



Los usuarios tienen plena libertad para seleccionar el Comercializador que les prestará el servicio.

1. USUARIOS FINALES NO REGULADOS 2. ZONAS FRANCAS 3. ALUMBRADO PÚBLICO 4. EXPORTACIONES INTERNACIONALES

4. USUARIOS FINALES REGULADOS

MERCADO MAYORISTA

Usuarios no Regulados

0.5 MW 贸 270 MWh/mes

2.0

1.5

0.1 MW 贸 55 MWh/mes

1.0 0.5 0.1 1996

1997

1998

1999

2000

El requerimiento de demanda para ser considerado usuario no regulado ha disminuido en el tiempo.

Demanda (MW)

4141

Formaci贸n del Precio de Bolsa Pago de la energ铆a competitiva a Precio de Bolsa

P8 P7

MPO Internacional

P6 P5

MPO Nacional

Margen del generador P3

P2 P1

CEE (CERE) y FAZNI Demanda Nacional

Demanda Demanda Internacional

Precio oferta $/kWh

Cifras del mercado

Seguimiento demanda del SIN â&#x20AC;&#x201C; Julio de 2012

Escenarios actualizados por la UPME en marzo de 2012

Escenarios actualizados por la UPME en noviembre de 2011

Con Cerromatoso los crecimiento fueron de 4.5%, 3.8% y 3.5% respectivamente.

Máxima potencia de los años 2007, 2008, 2009, 2010 y 2011

En el P19 del 21/11/2011 se presentó la demanda máxima con 9,295 MW.

La demanda promedio mes de 2011 fue 4,660.5 GWh La demanda promedio mes de 2012 va en 4,853.5 GWh

Demanda del Sistema Colombiano [MW]

Estado variables hídricas – Agosto 2012

Composición de la Generación del SIN

Generación mensual energía SIN (GWh) Tipo Generación Hidráulica

jul-11

jul-12

% Crecimiento

3,819.9

3,922.1

2.7%

Térmica

702.1

889.4

26.7%

Menor

308.5

239.2

-22.5%

30.3

30.5

0.8%

4,860.7

5,081.1

4.5%

Cogenerador Total

Consumo de combustibles en el Sector ElĂŠctrico

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado Pesos constantes

Me s

jul/2011 jun/2012 jul/ 2012

Pre cios Pre cio Me rca do Contra tos R e gula do No $/ kW h R e gula dos (Mc) $/ kW h (*) 55.98 130.59 101.41 87.23 131.87 103.06 74.59 131.82 102.77

Pre cio de Bolsa $/ kW h

* Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado.

Preliminar julio

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GRACIAS

LINEA DE TRANSMISIÓN DE 500 kV