Comparación de variables reales del SIN vs señales de planteamiento

Comparación de variables reales del SIN vs señales de planeamiento​​

Esta sección presenta la comparación entre las señales de planeamiento energético de mediano y largo plazo, con la evolución de las variables reales del SIN. Las comparaciones se centran en el nivel del embalse, la producción térmica y la producción hidráulica.​​

​Planeamiento de mediano plazo

La planeación de mediano plazo tiene como horizonte de análisis dos años con resolución semanal. Los principales supuestos de este análisis fueron los mostrados en la sección anterior. La comparación que se muestra a continuación toma como base los resultados de los análisis estocásticos realizados en el mes de enero de 2018. Los 100 escenarios hidrológicos considerados se generan utilizando el modelo ARP del SDDP. Es necesario recalcar que los análisis operativos realizados no se pueden considerar de carácter predictivo teniendo en cuenta que los resultados que se obtienen están fuertemente condicionados por los supuestos, que puede divergir significativamente de la realidad. Sin embargo, estos análisis son un buen soporte para proporcionar señales tempranas de posibles riesgos en el sistema.

Con relación a los aportes, aunque febrero y marzo estuvieron por debajo del promedio histórico, entre los meses de abril y julio se tuvo un repunte significativo, ver Grafica 1 del capítulo anterior. Para algunas semanas en particular, la hidrología observada estuvo incluso superior al percentil 95 de los escenarios considerados, tal y como se muestra en la Gráfica 1.​​

Gráfica 1

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El nivel de aportes en el sistema permitió a su vez tener producciones hidráulicas que también estuvieron por encima del percentil 95 que se esperaba para el sistema, ver Gráfica 2.​​

Gráfica 2

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El buen nivel de los aportes, en especial entre abril y julio, ver Gráfica 1, así como la baja demanda entre enero y abril, ver Gráfica 2 del capítulo anterior, permitió, no solo tener nivel de producción térmica bastante conservadores durante la mayor parte del año, ver Gráfica 3, sino también alcanzar un buen nivel en el embalse agregado en el sistema como condición inicial del verano 2018-2019, ver Gráfica 4​.

 
Gráfica 3

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Gráfica 4

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Resaltamos la disminución significativa de los aportes al final del año, que conllevó a un decremento en la producción hidráulica y un aumento de la producción térmica. Todo esto alineado con la alta probabilidad de ocurrencia que manifestaron las diferentes agencias para un evento niño durante el verano 2018-2019.


Planeamiento de largo plazo

Tomamos las simulaciones energéticas de largo plazo realizadas en el mes de enero de 2018 como referencia para las comparaciones con los valores reales de las diferentes variables a analizar. Inicialmente presentamos los supuestos básicos empleados en la simulación del primer mes del año que se resumen en la Tabla 1 y posteriormente la comparación de las principales variables.

  
Tabla 1​

Supuesto Consideración
Horizonte 10 años resolución mensual. (El horizonte normativo son 5 años)
Tipo de estudio Estocástico 100 series Modelo ARP (Política 40F/30B).
Colombia Autónomo
Series hidrológicas oficiales y operativas hasta 2017
Mínimos operativos Nivel mínimo operativo inferior – MOI: se considera los valores que resultan del cálculo publicado el 30 de noviembre de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995
Nivel mínimo operativo superior– MOS: se considera el valor correspondiente al máximo, para cada etapa del horizonte de estudio, entre el MOS y el NEP de cada embalse. Los valores de MOS son los que resultan del cálculo publicado el 30 de noviembre de 2017 para los mínimos operativos según lo establecido en la resolución CREG 025 de 1995. El valor de NEP corresponde a los valores calculados a nivel diario, de acuerdo con lo declarado por los agentes, y lo establecido en la Res CREG 036 de 2010 y la circular 18 de 2010. La anterior consideración se hace con el propósito de incluir las señales definidas en la regulación vigente para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad.
Condición inicial volumen de los embalses 31/12/2017
Demanda Escenario medio de la UPME en todo el horizonte (Rev. julio/2017)
Proyectos de expansión transmisión del STN Los publicados en la base de datos del informe vigente de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo de 2017
Mantenimientos de generación en estado solicitado, aprobados y en ejecución en el Sistema Nacional de Consignaciones para 12 meses (PAM) Información en el SNC a 09/01/2018
Red de transmisión Se consideran las restricciones del STN indicadas en el informe de Planeación operativa eléctrica de mediano plazo vigente.
Costos de transporte y suministro de combustible. Informados por UPME en may-17 (Acta reunión N° 125 del subcomité de planeamiento operativo del Consejo Nacional de Operación)
Otros costos variables Los valores vigentes para el mes de enero de 2018
Costos de racionamiento publicados por UPME Los publicados por UPME para el mes de enero de 2018.
Disponibilidad de combustible No se consideran restricciones en el suministro de Carbón. Para el gas y los combustibles líquidos se considera lo reportado por los agentes térmicos.

Aportes hídricos


En la Gráfica 5 mostramos la banda de variación de los aportes mensuales expresados en promedio diario que fue generado por el modelo de caudales ARP del SDDP. De igual forma mostramos la energía afluente real presentada en cada mes del 2018.

Gráfica 5

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De la figura anterior se aprecia como en la mayoría de los meses el aporte real se mantuvo dentro de la banda entre el percentil 5 y 95. En el mes de mayo los caudales del SIN alcanzaron 145% del promedio histórico del mes ubicándose por fuera de la banda. A partir del mes de noviembre, se esperaba la entrada de la primera unidad de Ituango, supuesto que incidió en el incremento observado en la banda de los aportes a finales de 2018. Por su parte los aportes reales en el periodo agosto a diciembre se situaron por debajo de los promedios de cada mes acentuando la desviación observada con la banda, al punto en que los dos últimos meses del año (afectados por la condición climática del momento) se ubicaran por debajo del percentil 5 esperado

Demanda del SIN

En los estudios energéticos del mes de enero de 2018 la demanda del sistema considerada correspondió al escenario medio de la UPME que fue proyectada en julio de 2017. En la Gráfica 2 del capítulo anterior se observa la evolución de los valores mensuales para el escenario seleccionado.

Generación de energía térmica

En la Gráfica 6 mostramos la banda de variación de la generación térmica resultante del estudio estocástico de largo plazo de enero de 2018 comparado con el valor real de la generación del parque termoeléctrico.

Gráfica 6

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Como puede apreciarse, la generación térmica en los meses de febrero y marzo de 2018 tuvieron un repunte en los promedios diarios en respuesta a los aportes hídricos en estos meses, lo cuales estuvieron por debajo de sus promedios históricos. Por su parte, el promedio de la generación térmica en el estudio estocástico mostraba una tendencia a reducirse a finales del segundo semestre influenciado primordialmente por las expectativas de la entrada parcial en producción del recurso hidroeléctrico de Ituango. Al final del año, en el mes de diciembre, la generación de las termoeléctricas aumenta por reducción de caudales asociados al evento cálido que se ha observado en el Pacífico a finales de 2018 y principios del 2019.

Embalse Agregado del SIN


Las reservas totales del SIN son una variable energética de relevancia para la planeación operativa del sistema. En su evolución se resume el manejo de los recursos en respuesta a la oferta de los recursos primarios (Aportes hídricos y combustibles). La grafica que se muestra a continuación ilustra la banda de variación entre los percentiles 5 y 95 de la energía almacenada en los embalses del SIN en el estudio de LP Vs la reserva agregada real.

Gráfica 7

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Las reservas totales en el primer semestre de 2018 muestran una evolución cercana al percentil 95 del estudio estocástico. Este comportamiento se explica por la menor demanda presentada en los primeros meses respecto a lo esperado y a la mayor generación térmica en febrero y marzo que evitó un descenso de las reservas en el verano. Con los mayores aportes de caudales recibidos por el SIN entre abril y julio (por encima de los promedios en estos meses) el embalse agregado incrementó notoriamente hasta superar el 80% de su capacidad a finales julio, lográndose sostener en valores cercanos a este nivel hasta noviembre. La tendencia al alza que muestra el promedio del estocástico a partir de abril resulta de un proceso de optimización que consideraba la expansión del parque hidroeléctrico con la entrada de Ituango.

comparacion-variables.jpg

Expansión de la generación en 2018


La expansión de la generación incide de forma directa en los modelos según las fechas consideradas para su entrada en operación. Los desfaces entre las fechas esperadas y las reales explican en parte las desviaciones presentadas entre lo simulado y observado, en especial cuando las capacidades en expansión son considerables. En el análisis aquí presentado, los proyectos de expansión considerados corresponden con los mostrados en la Tabla 1 (del capítulo anterior), aunque cabe resaltar que en la realidad la fecha de entrada en operación fue la mostrada en la Tabla 2 (del capítulo anterior).

En caso de las térmicas los retrasos fueron de más de 6 meses. En cuanto a Ituango, el evento afectó los resultados de los dos últimos meses, aunque hay que tener en cuenta que en el modelo energético las decisiones desde la primera etapa son afectadas por la información modelada en su horizonte de largo plazo.

Impacto atrasó entrada en operación proyecto Ituango

Dentro de los proyectos de expansión de generación definidos que entrarían en 2018 se esperaba que el Proyecto Hidroeléctrico Ituango comenzara a generar energía con una unidad de 300 MW a finales del año. Sin embargo, a finales de abril de 2018 comenzaron a ocurrir, en el desarrollo del proyecto Hidroeléctrico, una serie de eventos que no solo afectó su fecha de entrada de operación, sino también género impactos sociales, económicos y ambientales, generando incertidumbre en el sector dado que la confiabilidad en la atención de la demanda podría verse comprometida.

Por lo anterior, ante la materialización del evento de manera sorpresiva, desde el mes de mayo de 2018 realizamos diferentes análisis de tipo energético con los que se brindaron señales al sector sobre los potenciales impactos que podría generar sobre la atención confiable de la demanda

Los análisis realizados se abordaron desde el corto plazo (máximo un año) hasta el largo plazo (más de tres años) donde evidenciamos:

Impactos en el corto plazo (máximo un año)

Según la información arrojada por los modelos y los supuestos considerados, no observamos riesgos en la atención de la demanda.

Impactos en el mediano plazo (2-3 años)

Realizamos análisis de modelos que consideran escenarios de baja hidrología y la no entrada de Ituango en las fechas planeadas (la primera unidad en diciembre de 2018 y la cuarta y última en agosto de 2019). Estos análisis indicaron que el SIN contaría con los recursos necesarios para la atención de la demanda y se podrían tener requerimientos de generación térmica constante en algunos periodos, superiores a 70 GWh-día.


Impactos en el largo plazo (más de tres años)

Ante escenarios hidrológicos críticos, se observa que a partir del año 2022 podrían presentarse momentos en los cuales no se cumplan los indicadores de confiabilidad establecidos por la reglamentación vigente, es decir, periodos con déficit entre la oferta y la demanda de energía eléctrica en el SIN. Adicionalmente, identificamos que en 2021 la energía firme del sistema, es decir, la máxima energía eléctrica ante hidrologías críticas que son capaces de entregar las plantas de generación durante un año de manera continua, y que actualmente poseen los recursos de generación del país, es superada por la demanda proyectada en los escenarios medio y alto definidos por la UPME, como puede observarse en la Gráfica 8.

Gráfica 8. Balance ENFICC vs Demanda (Se supone para las vigencias 2022-2023 y 2023-2024 la misma ENFICC de la vigencia 2021-2022)

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Con los resultados obtenidos desde el mes de mayo ratificamos la importancia del proyecto y la necesidad de definición de la expansión oportuna de la generación e indicamos que, ante su retraso, sería necesario un mayor aporte por parte del parque generador actual y cobraba vital importancia incentivar la entrada de proyectos de generación con bajos tiempos de construcción y de generación distribuida en el SIN, así como mecanismos de respuesta a la demanda.

Así mismo, la CREG expidió Resoluciones 083-084 y 104 para asegurar la energía firme para la atención de la demanda de electricidad en el mediano y largo plazo.

Adicionalmente y dado que el proyecto hidroeléctrico tiene asociada expansión en la red transmisión del SIN, fue necesario desde el punto de vista eléctrico, analizar algunas medidas de mitigación ante el atraso en la inyección de generación Ituango.

Verificación de ENFICC vigencias 2019-2020, 2020-2021 y 2021-2022


En el mes de julio de 2018 la CREG publicó la Resolución CREG 083 de 2018, en la cual indicó la oportunidad para asignar a prorrata las Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para las vigencias de 2019-2020, 2020-2021, y 2021-2022 a plantas existentes. Por lo anterior, verificamos la ENFICC de las plantas existentes para las vigencias indicadas dando como resultado lo indicado en la Gráfica 9.

Gráfica 9. ENFICC Verificada GWh-día

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Análisis de aplicación de la metodología para estimación del caudal ambiental publicada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) en el 2017 sobre el Sistema Interconectado Nacional (SIN)


Durante el 2018 el sector eléctrico, en cabeza de XM, tuvo dentro de sus retos informar al Ministerio de Minas y Energía (MME) y al MADS el impacto sobre el sector eléctrico al aplicar la guía para estimación del caudal ambiental publicada por el MADS a finales del 2017.

En diciembre de 2017, el MADS en su ejercicio de gestión del ambiente y de los recursos naturales renovables, conforme a lo establecido en el Decreto 1076 de 2015, publicó para consulta pública la Guía Metodológica para la Estimación del Caudal Ambiental con la cual busca establecer los lineamientos metodológicos para orientar la estimación del caudal ambiental en todo el territorio colombiano. En el decreto 050 de 2017 el MADS define el caudal ambiental como el volumen de agua por unidad de tiempo en términos de calidad y régimen hidrológico requerido para mantener la funcionalidad y resiliencia de los ecosistemas acuáticos continentales y su provisión de servicios ecosistémicos.

Como objetivo general de los análisis, establecimos evaluar el impacto de la aplicación de la Guía Metodológica para la Estimación del Caudal Ambiental en la operación del SIN, con el fin de dar señales anticipadas sobre el riesgo en la atención de la demanda del SIN por la disminución del aprovechamiento del recurso hídrico, teniendo en cuenta que el parque generador de energía eléctrica en Colombia está compuesto en un 70% por generación hidráulica, y que esté dependiendo del comportamiento de los aportes, podría llegar a atender cerca del 90% de la demanda de energía eléctrica del Sistema.

Este estudio presenta una descripción breve de la guía metodológica, los resultados de los caudales máximos aprovechables calculados al aplicar la guía y las simulaciones energéticas sobre su aplicación en el SIN.

Descripción general de la guía metodológica


La guía metodológica presentó como objetivo la estandarización de una metodología para la estimación de caudales ambientales en Colombia en el marco de la gestión integral del recurso hídrico, su alcance se encuentra destinado a la aplicabilidad como insumo para el desarrollo de los instrumentos de planificación, administración y para la toma de decisiones que condicionan el aprovechamiento del agua superficial.

Dentro de su estructura presenta un enfoque conceptual y metodológico con los criterios y métodos para la estimación del caudal ambiental tanto a escala regional como en el proceso de licenciamiento ambiental.

Dentro de las restricciones aplicables a los proyectos hidroeléctricos se encuentran las siguientes:

  • a. Restricción en aprovechamiento máximo: Magnitud máxima de caudal que puede extraerse, captarse, desviarse, etc.; sin alterar significativamente el régimen del río
  • b. Restricción de caudal mínimo a dejar pasar: Magnitud mínima de caudal a dejar pasar y/o caudal por encima del aprovechamiento máximo
  • c. Restricción de retorno de turbinamientos al caudal: magnitud de Caudal máxima que puede circular aguas abajo y que condiciona el retorno de los turbinamientos de la planta hidroeléctrica.



Resultados obtenidos sobre los caudales máximos aprovechables


Una mesa conformada por varios actores del sector eléctrico, entre ellos el Consejo Nacional de Operación (CNO), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el operador del sistema eléctrico colombiano (XM), junto con el MADS fue dispuesta para acompañar el cálculo de los caudales máximos aprovechables a los cuales serían restringidas las captaciones de las centrales hidroeléctricas objeto de aplicación de la guía metodológica.

Gráfica 10

Al aplicar la guía metodológica sobre los proyectos hidroeléctricos se presenta una afectación promedio sobre la disponibilidad del recurso hídrico para generación de energía del 60%, es decir se aprovecharía el 40% del recurso. Otro de los datos relevantes es que muchas de las series para las cuales se realizó el cálculo del aprovechamiento máximo, presentan aprovechamiento igual a cero en algunos meses del año, lo cual significa que durante ese mes la planta hidroeléctrica no podría realizar ningún tipo de captación sobre el afluente.

Lo anterior significa una condición restrictiva para la operación de los proyectos hidroeléctricos y por ende es necesario evaluar el impacto a nivel energético de la aplicación progresiva de esta metodología.

Resultados obtenidos en el estudio energético del SIN


La expansión objeto del estudio, y sobre el cual se realizaron las sensibilidades de aplicación de la metodología fue proporcionado por la UPME y su participación por tecnología se presenta en la siguiente Gráfica:

Gráfica 11

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El siguiente paso consta de realizar el modelamiento de las restricciones propuestas en la guía metodología sobre el escenario de expansión planteado a través de sensibilidades que reflejen una aplicación progresiva de la guía. Las simulaciones realizadas son de tipo estocástica para un horizonte de 15 años y una evaluación de 100 series hidrológicas.

Las simulaciones tipo sensibilidades realizadas fueron las siguientes:

  • Caso Base (No aplicación de la guía)
  • Aplicación de la guía solo a proyectos futuros.
  • Aplicación de la guía sobre proyectos futuros y aquellos que renueven concesiones los próximos 15 años.
  • Aplicación a todos los proyectos hidroeléctricos del SIN (Futuros y existentes).

Los resultados de los escenarios descritos anteriormente se presentan en forma comparativa en la Tabla 2 con respecto al escenario base, el cual estaría descrito como el escenario sin aplicación de la guía.

Tabla 2

Escenario/Variable Gen Hidro Gen Térmica Emisiones Costo Marginal Déficit
Futuros D. 4% A. 42% A. 37% A. 26% SI
C 15 años + Futuros D. 26% A. 310% A. 195% A. 410% SI
Todos D. 65% A. 445% A. 270% A. 3900% SI

D:Disminución A:Aumento


Según los resultados obtenidos, existe un efecto cadena en el sistema energético al aplicarse la guía metodológica de forma progresiva. El primer eslabón se encuentra en la disminución de la generación hidroeléctrica empleada para la atención de la demanda en el horizonte de simulación, cuyo efecto es principalmente el incremento de la generación térmica, este último presenta un impacto directo en el costo marginal del sistema y las emisiones de CO2 y finalmente cuando se agota el recurso térmico disponible, se presenta de manera inevitable un déficit en la atención de la demanda.

Finalmente, un efecto derivado de los bajos aprovechamientos que en algunos meses se presentan ante la aplicación de la guía metodológica, tienen repercusión directa en la ENFICC hidráulica del SIN, la cual ilustra su impacto en la siguiente Gráfica 12

Gráfica 12. Variación de la ENFICC GWh/día


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Los resultados indican que, ante la aplicación de la metodología para renovación de concesión de los proyectos existentes en los próximos 15 años, la ENFICC disminuye en un 43% y ante la aplicación de la metodología para todos los proyectos, la ENFICC disminuye en un 93%.

Este estudio fue presentado ante diferentes instancias del Gobierno Nacional con el objetivo de buscar un acercamiento entre las partes y construir una metodología para la estimación del caudal ambiental en el país que cumpla con los objetivos ambientales requeridos minimizando el impacto en el sector eléctrico.

Análisis de conexión de parques eólicos en La Guajira


Uno de los mayores retos que se prevé para el sistema, en términos de expansión y operación para los próximos 10 años, está relacionado con la conexión masiva de generación con Fuentes de Energía Renovable No Convencional (FERNC) en la subárea de GCM. Teniendo en cuenta estas consideraciones, durante el año 2018 se realizaron estudios técnicos en los cuales se evaluaron técnicamente diferentes alternativas de conexión (Tradicional AC, HVDC-LCC y HVDC-VSC), revisando el cambio en la distribución de los flujos de potencia y su impacto en los despachos, el comportamiento de las tensiones, la cargabilidad de los elementos del sistema y el desempeño dinámico del sistema de las alternativas analizadas. Adicionalmente, se hizo una evaluación desde el punto de vista económico para cuantificar los beneficios que brinda cada una de las alternativas en cuanto a ahorros operativos en un periodo de operación definido.