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Boletín Energético # 121
Seguimiento a Variables
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Enero 12 de 2017
Novedades
El 21 de diciembre del 2016 entró el primer proyecto de
convocatoria UPME de STRs (UPME STR 04-2015 – CompensacionesCapacitivas), el cual mejora el perfil de tensiones en El Carmen, ElBanco y Montería.
El 22 de diciembre del 2016 entró en operación el proyecto detransmisión STN Circuito Betania- Mirolindo 230 kV, que ayuda a
disminuir generación de seguridad en el área suroccidental.
Continua la Declaración Restricción Insalvable en la producción degas del campo la Creciente de Pacific E & P Colombia, podría verseafectada la planta Térmica Proeléctrica.
Desde el 01 de diciembre 2016 al 21 de marzo 2017, se encuentran en mantenimiento las unidades 1, 2, 3, 4
de Chivor.
Del 7 de enero a las 00:00 horas al 12 de enero a las 23:59 horas, Chevron realizó mantenimiento en los
campos de producción de gas de la Guajira. No se han presentado inconvenientes en la atención de la demandade energía eléctrica.
El 19 de enero entre las 06:00 y las 13:00 horas, Equión realizará trabajos en el campo de Floreña, los cualestienen restricción total para la generación de Yopal y las menores Yopal, no se espera inconvenientes para laatención de la demanda energía eléctrica de los departamentos de Boyacá y Casanare.
Clima
Las anomalías de la temperatura superficial del mar (TSM) a lolargo del Pacífico tropical (fig. 1) se encuentran dentro de lanormalidad en el Pacífico oriental y occidental (regiones El Niño1+2 y 4), en tanto que en el Pacifico central y oriental permanecenligeramente frías, pero muy cerca del umbral de La Niña.
En contraste con lo anterior, bajo el Pacífico ecuatorial (fig. 2) seregistra el desarrollo de un núcleo de aguas más calientes de lonormal, las cuales se extienden desde el Pacífico occidental hastalos 140°W, con un núcleo de más de +1°C a una profundidad de150 m y ubicado a lado y lado de la línea de cambio de fecha.
De acuerdo con los últimos boletines del Centro de PrediccionesClimáticas (ENSO Diagnostic Discussion) y el IRI ENSO Forecast,ambos del 12 de enero, se espera una transición hacia condicionesde ENSO neutral para febrero de 2017, y un ENSO neutral durantela primera mitad de 2017 (figs. 3 y 4).
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Balance variables del SIN 2016
Capacidad efectiva neta
Generación
total
Demanda
del SIN
Reservas
hídricasIntercambios internacionales
Vertimientos
Hidráulica 10,963 MW
Térmica 4,728 MW
Cogenerador 99.6 MW
Menores 785.5 MW
Eólica 18 MW
Cogenerador 599.9 GWh
Hidráulica 46,798.5 GWh
Térmica 18,489.3 GWh
Eólica 50.887 GWh
65,938 GWh
0.92% - 610 GWh
Demanda atendida:
66,271 GWh
Demanda No atendida: 42 GWh
66,313 GWh
0.2%
Antioquia 88% - 5,380 GWh
Caribe 96% - 153 GWh
Centro 54% - 3,355 GWh
Valle 63% - 280 GWh
Oriente 81% - 3,415 GWh
73.85%12,585 GWh
Antioquia 46.26 GWh
Oriente 27.67 GWh
Centro 257.07 GWh
Valle 44.49 GWh
Importaciones: 378 GWh
Exportaciones: 44 GWh
736% - 332 GWh
90% - 416 GWh
Capacidad útil 17,042.78 GWh1%
16,594 MW
1%- 174.5 MW
375 GWh
58% -508 GWh
Demanda y generación
Total 167.0 GWh-día
Hidrología, demanda y generación
En lo corrido de enero se ha vertido 48.05 GWh
Boletín Energético # 121
Panorama Energético
Enero 12 de 2017
Supuestos e información básica de las simulaciones
Horizonte
1 año, resolución semanal
Combustible
Precios UPME (julio 2016)
Contratos reportados por agentes 2016
Planta regasificadora desde dic/16 (suministro a Tebsa, Termocandelaria y Flores)
Parámetros del SIN
PARATEC
Heat Rate + 15% Plantas Gas
Min.Embalses
Mínimos Operativos
Desbalance hídrico
14 GWh/día
Ecuador
El Caso 4 y el caso estocásticoconsideran Ecuador con información de precios indicados por CENACE.
Demanda Escenario bajo UPME –Revisión Oct/16
Costos de racionamiento
Último Umbral Dic/16.
Proyectos de generación
Gecelca 3.2 - Sept/2017
Termonorte – Dic/2017
Mttos Generación
Aprobados, solicitados y en ejecución - SNC a Ene03/2017
HidrologíaTipo de Estudio
Caso1. Esperado SH
AutónomoCaso2. Contingencia SH
Caso 3. CND
Caso 4. Esperado SHCoordinado
Estocástico
Media Histórica GWh
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
100.37 95.23 109.8 168.79 224.6 228.87 217.84 193.72 181.06 207.25 210.01 147.99
Escenarios
Resultados
De acuerdo con el último informe conjunto XM-CENACE diciembre 2016 – diciembre 2017, lamáxima cantidad de energía a importar es 9.6GWh/día, considerando 4 unidades de Coca- CodoSinclair.
Conclusiones y recomendaciones Conclusiones y recomendaciones
• Todos los casos analizados, incluyendo el estudioestocástico, cumplen con los criterios deconfiabilidad establecidos en la reglamentaciónvigente.
• Considerando que en los modelos de planeamiento
energético, las decisiones del primer año dependende las condiciones de aportes en los años siguientes,
se recomienda al SH realizar la revisión del escenariode contingencia para el segundo año, ya que elmismo presenta aportes superiores al escenario
esperado del SH, entregando resultados
inconsistentes para escenarios denominados “decontingencia”.
• De acuerdo con las señales de precios de Ecuadorindicadas por CENACE y bajo aportes hídricos comoel escenario Esperado del SH, se esperarían
semanas en las cuales se activen las importacionesdesde Ecuador. Por tanto, es importante hacer un
seguimiento a la evolución del intercambio deenergía entre Colombia y Ecuador de acuerdo a laentrada de proyectos de generación en el país
vecino.
• Teniendo en cuenta la dinámica del sistema, sedebe continuar con el seguimiento integral de las
variables para dar señales y recomendaciones
oportunas que permitan continuar con la atenciónconfiable y segura de la demanda.
• Hacer un seguimiento al desarrollo y puesta enoperación de las obras de expansión.
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