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10 de abril de 2023
SITUACIÓN ELÉCTRICA Y ENERGÉTICASISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Gerencia Centro Nacional de Despacho
Dirigido a : Consejo Nacional de Operación de Gas CNO-GAS
Marzo de 2009
Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.
10 de abril de 2023
Situación Actual
3
Volumen de los embalses a 8 de marzo de 2009Volumen Util Diario
Nombre %
ANTIOQUIAMIEL I 59.0MIRAFLORES 51.2PENOL 94.6PLAYAS 96.2PORCE II 25.3PUNCHINA 73.0RIOGRANDE2 25.4SAN LORENZO 50.4TRONERAS 23.6total Antioquia 81.7
CARIBEURRA1 44.9total Caribe 44.9
CENTROAGREGADO BOGOTA 54.9BETANIA 96.5MUNA 94.5PRADO 77.9total Centro 57.1
Nombre %
ORIENTECHUZA 58.8ESMERALDA 42.1GUAVIO 53.8total Oriente 52.1
VALLEALTOANCHICAYA 11.1CALIMA1 86.9SALVAJINA 49.8total Valle 63.7
Total -SIN- 64.8
Embalses Agregado BogotáNEUSA 69.7SISGA 59.4TOMINE 51.8
4
Evolución del embalse agregado. Período 2003-2009
*Datos a 8 de marzo de 2009
Durante 2008, las reservas útiles del embalse agregado (línea verde) estuvieron en niveles relativamente altos, en comparación con los valores registrados desde 2003. A fines de noviembre de 2008 ellas alcanzaron su valor máximo (aunque similares a las observadas en 2006), a partir de lo cual empezaron a descender de manera paulatina, lo cual es típico para esta época del año. En lo que va corrido de 2009, las reservas alcanzan el mayor nivel observado para este período.
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%Útil
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009*Ene 61.6 70.8 72.5 69.0 74.1 70.9 75.6Feb 50.4 58.9 62.7 57.0 60.6 62.7 67.1Mar 42.0 50.8 50.6 54.3 51.0 56.5 64.8Abr 44.3 51.2 48.3 61.3 52.1 52.6May 55.4 64.0 57.2 73.5 59.6 60.7Jun 64.2 76.3 63.4 77.7 70.0 73.2Jul 69.6 81.5 62.6 82.2 69.2 83.8Ago 72.5 81.4 65.3 80.3 73.5 84.6Sep 72.7 83.6 70.3 77.7 73.6 82.3Oct 77.7 85.3 75.0 83.4 81.4 80.5Nov 80.0 86.6 83.1 87.2 81.1 87.2Dic 80.0 81.3 78.2 83.9 78.5 81.5
mesVolumen en %útil
5
Aportes hidrológicos a 8 de marzo de 2009
Q, m3/seg Q, %media
A. SAN LORENZO 48.3 201.1CONCEPCIÓN 4.8 100.9DESV. EEPPM (NEC,PAJ,DOL) 8.5 115.3GRANDE 32.2 137.1GUADALUPE 17.1 129.6GUATAPE 44.3 187.9MIEL I 203.1 251.3NARE 43.5 128.8PORCE II 99.6 199.2SAN CARLOS 18.6 109.5TENCHE 5.1 179.7
TOTAL REGIÓN 157.19
Q, m3/seg Q, %media
BATA 14.0 70.7BLANCO 0.0 0.0CHUZA 3.4 58.8GUAVIO 14.4 47.4
TOTAL REGIÓN 54.25
Valores acumulados
ANTIOQUIA
ORIENTE
SERIE
SERIEValores acumulados
Q, m3/seg Q, %media
BOGOTA N.R. 5.4 54.5MAGDALENA BETANIA 425.9 122.7PRADO 47.2 83.1
TOTAL REGIÓN 91.31
Q, m3/seg Q, %media
ALTOANCHICAYA 35.0 94.9CALIMA 12.2 127.5CAUCA SALVAJINA 159.4 115.6DIGUA 21.4 100.0FLORIDA II 8.2 100.0
TOTAL REGIÓN 105.35
Q, m3/seg Q, %media
SINU URRA 168.5 129.1
TOTAL REGIÓN 129.08
CENTRO
SERIEValores acumulados
SERIEValores acumulados
VALLE
SERIEValores acumulados
CARIBE
123.71TOTAL SIN (%MEDIA)
6
Anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM)
Fuente imagen: CPC-NCEP-NOAA.
Las imagen muestran la evolución del campo térmico superficial sobre el océano mundial, expresado en anomalías de la TSM, durante la semana del 22 al 28 de febrero de 2009. En resumen, continúa observándose el debilitamiento de las anomalías negativas de la TSM y su transición hacia condiciones neutrales en el Pacífico tropical, aunque en algunas zonas de las latitudes medias (concretamente, entre 20°S y 50°S) persiste un leve calentamiento estacionario, que se ha venido intensificando paulatinamente. Se recomienda permanecer atentos a su posterior evolución.
7
Las imagen corresponde a los resultados de la corrida mas reciente del sistema de modelación del NCEP (National Centers for Environmental Prediction, adscrito a la NOAA), CFS (Coupled Forecasting System Model), con resolución trimestral. Según este modelo, parecería estarse gestando un leve calentamiento que aumentaría su magnitud hacia finales del horizonte (nov/2009), por lo que conviene permanecer muy atentos a su evolución.
Pronóstico NWS/NCEP (NOAA)
8
Consumos de gas en la costa (GBTUD)Consumo Gas Costa [GBTUD]
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Gas Costa Pmvil Mensual
9
Consumos de gas en el interior (GBTUD)Consumo Gas Interior [GBTUD]
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Gas Interior Pmvil Mensual 2
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Recibos en Ballenas Vs Gen. Térmica a gas en el Interior
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MP
CD
Recibos en Ballenas
Capacidad de Transporte
Consumo termoelectrico
La información de recibos en Ballena es tomada del BEO de TGI
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10 de abril de 2023
Análisis Energético de Mediano Plazo
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10 de abril de 2023
Estudio energético de Mediano PlazoSupuestos
13
•DEMANDA: Se definen unos escenarios de crecimiento, los cuales tienen una
relación directa con el crecimiento macroeconómico esperado para el país.
•HIDROLOGÍA: Asociada con la dinámica climática e hidrológica del país.
Incertidumbre en las variables de Planeación
Debido a la complejidad del problema es imposible manejar la incertidumbre
en todas las variables, por lo que dentro del análisis de incertidumbres en
este estudió se puso especial atención al manejo de la demanda, los aportes
hidrológicos y los intercambios con el Ecuador.
14
Demanda Real
3,600
3,800
4,000
4,200
4,400
4,600
4,800
5,000
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Sep
-09
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No
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Dic
-09
Real Esc. Medio Esc. Bajo Esc. Alto
GWh/mesEsc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto
2008 53,882 54,086 54,290 2.00% 2.30% 2.70%2009 55,398 56,060 56,608 2.80% 3.60% 4.30%2010 57,435 58,567 59,247 3.70% 4.50% 4.70%2011 59,392 60,907 62,100 3.40% 4.00% 4.80%2012 61,261 63,313 65,027 3.10% 3.90% 4.70%
Demanda en GWh/año Crecimiento de la Demanda %
•El Año 2008 creció 1.6% respecto a 2007
15
Pronostico de Demanda
INFORME DEMANDA DEL SIN a enero de 2009
• Mensual (Enero y Febrero/2009 vs Enero y Febrero/2008 )
La demanda mensual presentó una tasa de crecimiento de 1% en enero de 2009 y 0.3 % en
Febrero 2009, al compararla con el mismo mes del año anterior.
• Crecimiento 2008
Durante el año 2008 la demanda de energía eléctrica tuvo un crecimiento del 1.6% con respecto al
año anterior, siendo éste el menor crecimiento de los últimos ocho años.
Año GWh Crecimiento GWh Crecimiento Diferencia
2008 53953 53869
2009 55398 2.7% 54408 1.0% 990
2010 57435 3.7% 55224 1.5% 2211
2011 59392 3.4% 56328 2.0% 3064
Escenario bajo UPME * Escenario XM
16
Aportes históricos, escenarios mediano plazo de febrero/2009
Datos a 15 de febrero de 2009
La imagen muestra el comportamiento de los aportes energéticos registrados (verde), junto con los escenarios utilizados en el planeamiento de mediano plazo (esperado (azul), contingencia (rojo) y contingencia superior (naranja)), cuyo primer año fue preparado por el Subcomité Hidrológico en enero de 2009. Durante febrero los aportes continúan por encima de los promedios históricos por décimo mes consecutivo.
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Nov
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[%media]
Historia Caso Esperado Caso Contigencia Superior
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Supuestos básicos
Variable Supuesto
Expansión generación y Transmision
Fuente UPME
Costos de combustibles Fuente UPME - Diciembre de 2008
Costa 240 GBTUD
Interior 85 GBTUD hasta junio de 2010
120 GBTUD de julio en adelante
Mantenimientos Solicitados en el Sistema Nacional de Consignaciones
Restricción de gas
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Supuestos Sensibilidades
Casos determinísticos
Información base para caso Estocástico
Variable Caso XM1 Caso XM2 Caso XM3 Caso XM4 Caso XM5 Caso CNO (Elec)
Hidrologia Pronostico SHyPH Pronostico SHyPH Pronostico SHyPHContingencia
superior SHyPH3 meses pronosticoresto contingencia
3 meses pronosticoresto contingencia
Demanda Escenario bajo de la UPME
Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2 % 2011
Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2
% 2011
Escenario bajo de la UPME
Real 20081% 2009, 1.5% 2010 y 2 %
2011Escenario bajo de la UPME
Info Ecuador Oficial Oficial
Crecimiento del 2% en la demanda.
Solo Mazar en el horizonte y atrasado 6
meses.Reducción del 40 % costo de combustibles líquidos.
Oficial
Crecimiento del 2% en la demanda.
Solo Mazar en el horizonte y atrasado 6 meses.
Reducción del 40 % costo de combustibles líquidos.
Oficial
Exportaciones Ecuador Coordinado Ecuador Coordinado
Ecuador Coordinado (limitado 5GWh/día Col-
Ecu0 GWh/dia Ecu - Col)
Ecuador CoordinadoEcuador Coordinado (limitado
5GWh/día Col-Ecu0 GWh/dia Ecu - Col)
Ecuador Coordinado
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10 de abril de 2023
Estudio energético de Mediano PlazoResultados de casos determinísticos
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Evolución Embalse SINEvolución Embalse (%)
0%
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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 Caso CNO
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Generación Hidráulica [GWh/día]
Generación Hidráulica (GWh/día)
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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 caso CNO'
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Generación térmica GWh/día
Generación Térmica (GWh/día)
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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 caso CNO'
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Consumo Gas Interior [GBTUD]
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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 caso CNO'
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Consumo Gas Costa [GBTUD]
Cosnumo Gas Costa (GBTUD)
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Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 caso CNO'
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10 de abril de 2023
Estudio Energético de Mediano PlazoResultados Caso Estocástico
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Balance Energético del SINValores promedio de 100 series
Balance Energetico del SIN
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Menores Cogen GasCasnare carbon
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co:Hydro Colombia Energia afluente
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Evolución de la reserva almacenada total del SIN
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Q.Sup
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Prom.
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Consumo de gas termoeléctrico en el interior (GBTUD)Verano 2009/2010
Valor Máximo
Valor Mínimo
Percentil 75
Mediana
Percentil 25
Promedio
• En todas las semanas del verano 09/10 se observa que al menos un caso alcanza el máximo asumido de 85 GBTUD
•En los meses de Enero a Marzo 2010, entre un 15% y 25% de los casos se alcanza el valor máximo
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Consumo de gas termoeléctrico en la costa (GBTUD)
GAS COSTA
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Q.Sup Q.Inf Prom.
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Conclusiones y Recomendaciones
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Conclusiones
• Las diferentes sensibilidades realizadas muestran que a lo largo del horizonte se atiende satisfactoriamente la demanda del SIN más la exportaciones a Ecuador y Venezuela, cumpliéndose los criterios de confiabilidad energética establecidos para el SIN.
• En los diferentes casos, la generación térmica promedio alcanza los 35 GWh/día en algunas semanas de abril de 2009 con participación de recursos a carbón y gas de la costa primordialmente. Para el verano 2009/2010 estos niveles aumentan y se sitúan entre 45 y 50 GWh/día por varias semanas y con una participación mayor de gas del interior.
• No se observa generación considerable con combustibles líquidos. Estos resultados dependen en forma directa de la disponibilidad de los recursos con gas y carbón.
• Se observa que en algunos de los casos el consumo de gas en la costa y el interior, en el verano 2009-2010, alcanza los niveles máximos de disponibilidad considerados (240 y 85 GBTU respectivamente en cada Zona)
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Recomendaciones
• Dado el comportamiento mostrado por la demanda doméstica del SIN durante el 2008, el primer mes del 2009 y ante las perspectivas actuales de evolución de la economía mundial se recomienda realizar un seguimiento constante a la demanda para evaluar la posibilidad de revisión de los escenarios vigentes de UPME.
• Es de vital importancia que la ampliación contemplada del gasoducto Ballenas - Barranca de 190 a 260 MPCD se disponga para el verano 2009/2010 y reduzca los riesgos que esta limitación puede representar para la atención de la demanda en ambos sectores. De igual forma, se requiere que las obras programadas en el mediano plazo para aumento en producción (Gibraltar, Cusiana y otros) se ejecuten en los tiempos previstos.
• Aunque los consumos de combustibles líquidos para generación termoeléctrica son marginales en los estudios presentados, su uso es factible en escenarios hidrológicos extremos combinados con alta indisponibilidad de la generación térmica con otros energéticos. Por lo tanto, es importante establecer, con la infraestructura actual, la logística necesaria de suministro y transporte de combustibles líquidos en dichos escenarios.
• En julio 22 de 2009 y por 13 días, EMGESA tiene programada la salida a mantenimiento de toda la central de Guavio (1200 MW). Es conveniente que los agentes tengan en cuenta esta indisponibilidad en la programación futura de nuevas consignaciones de unidades de generación y elementos de transmisión, facilitando de esta manera la función de coordinación de mantenimientos.
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