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Alberto Olarte Aguirre
Secretario técnico CNO
Foro XM
El futuro de la energía eléctrica en Colombia
Mayo 25 de 2017
Cambios y retos en la operación futura del
Sistema Interconectado Nacional-SIN
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
▪ Ciberseguridad.
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
SIN actual
Fuente: XM y UPME
66,1%
12,8%
8,0%
1,1%
4,7%
0,3%1,6%
3,9%0,6%0,1% 0,6%
0,2% Hidráulicos
Gas
Carbón
Combustóleo
ACPM
Jet1
Gas-Jet A1
Menores Hidráulicos
Menores Térmicos
Menores Eólica
Menores Cogeneradores
Autogeneradores
Recursos (MW) (%)
Hidráulicos 10963 66,07%
Gas 2128 12,82%
Carbón 1329 8,01%
Fuel - Oil 0 0,00%
Combustóleo 187 1,13%
ACPM 774 4,66%
Jet1 46 0,28%
Gas-Jet A1 264 1,59%
Menores Hidráulicos 648,1 3,91%
Menores Térmicos 105 0,63%
Menores Eólica 18,42 0,11%
Menores Cogeneradores 99,6 0,60%
Autogeneradores 32 0,19%
Total SIN 16594,12 100,00%
SIN actual
Fuente: Prosumer-centric electricity markets. Technical University of Denmark.
Centre for Electric Power and Energy.
Principales características:
▪ Todos los Agentes de la cadena de suministro están
organizados de una manera centralizada y
jerárquica, donde los flujos de potencia transitan en
una sola dirección.
▪ Participación pasiva de la demanda, sin embargo es
no inelástica (fenómeno El Niño 2015-2016 lo
demostró).
▪ Baja participación de fuentes intermitentes (viento y
sol).
▪ La capacidad de intercambio de las interconexiones
internacionales es moderada, si se compara con la
capacidad instalada actual.
▪ Se cuenta con cuatro (4) dispositivos FACTS (SVC
Chinú, SVC Caño Limón, SVC Tunal y STATCOM
Bacatá).
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
▪ Ciberseguridad.
Elementos de cambio en el SIN
Fuente: UPME
Plan de Expansión 2016-2030
Escenario 0
SOLAR
Pendiente: 38.9 MW
SOLAR
Aprobado: 29.2 MW
SOLAR
Aprobado: 29.8 MW
Pendiente: 40 MW
SOLAR
Aprobado: 9.9 MW
SOLAR
Aprobado: 220 MW
SOLAR
Pendiente: 220.4 MW
EÓLICO
Pendientes: 330 MW
EÓLICO
Aprobado: 232 MW
EÓLICO
Aprobado: 1050 MW
EÓLICO
En análisis: 1827 MW
13517.157%
3656.016%
2564.011%
1538.67%
402.12% 1456.0
6%
234.21%
50.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
13517.157%
3656.016%
2564.011%
1538.67%
402.12% 1456.0
6%
234.21%
50.00%
88.30%
Hidráulica
Gas
Carbón
Menores
Cogeneración
Eólica
Solar
Geotérmica
Otros
Solicitudes de conexión
recursos intermitentes
Fuente: IRENA
Elementos de cambio en el SIN
Reducción de los costos de las tecnologías Renovables Intermitentes en la última década.
Fuente: UPME
Registro capacidad solar < 10 MW=124 MW Registro capacidad solar > 10 MW=2497,3 MW
Elementos de cambio en el SIN
Registro capacidad eólica >20 MW=1123 MWCrecimiento de la participación de fuentes
intermitentes:
▪ Incremento sin precedente de solicitudes de
conexión, principalmente en el área Caribe.
▪ El Plan de Expansión de la UPME recomienda
una estrategia con participación importante de
fuentes renovables no convencionales.
▪ La Ley 1715 de 2014 ha estimulado las
solicitudes de registro y acceso a incentivos.
Elementos de cambio en el SIN
Fuente: REE, NTNU y ETH
Error Agregado de producción eólica [GW]
▪ Nuevos dispositivos y practicas
que flexibilizan la operación de
sistemas de potencia.
▪ Los pronósticos de demanda y
fuentes intermitentes son
esenciales para asegurar la
operación de los sistemas de
potencia y reducir los costos de
programación de reservas.
Límites dinámicos de intercambio
Elementos de cambio en el SIN
Limitaciones
ambientales
Limitaciones de
espacio
Poca aceptación
social
Flexibilización del SIN
optimizando el uso de la
infraestructura (FACTS)
Expansión no
convencional de la red
(Baterías, Potencia
Localizada, PST, etc.)
Transmisión de potencia
en corriente continua
(HVDC)
Respuesta de la demanda
(cargas flexibles que
proporcionan servicios
estabilizadores al SIN)
Incremento de las
capacidades de
intercambio regional
Restricciones exógenas Posibles soluciones
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
▪ Ciberseguridad.
SIN Mediano Plazo
Fuente: UPME
▪ Penetración masiva de plantas solares PV a nivel
distribuido en todo el SIN.
▪ Refuerzo de todas las áreas del SIN a través de
nuevos corredores a nivel de 500 kV.
▪ Conexión de Ituango 2400 MW, lo cual amerita de
nuevas líneas del STN para su correcta evacuación.
▪ Desarrollo de nuevas líneas a 500 kV para incorporar
1,45 GW de capacidad eólica en el área GCM.
▪ Tecnología HVDC, tanto CSC y VSC, debido a la
interconexión Colombia-Panamá y la conexión de
mas plantas intermitentes en el área GCM (1,85
GW).
▪ Incremento de la capacidad de intercambio
Colombia-Ecuador debido a la construcción de
nuevas líneas a 500 kV.
▪ Todo lo anterior obliga una revisión estructural
del Código de Red en el corto plazo.
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
▪ Ciberseguridad.
Fuente: Prosumer-centric electricity markets. Technical University of Denmark.
Centre for Electric Power and Energy.
Principales características:
▪ Esquema descentralizado. Flujos de
potencia bidireccionales entre todos los
agentes de la cadena.
▪ Participación activa de la demanda
(cargas termostáticas, vehículos
eléctricos, calentadores eléctricos de
agua).
▪ Alta participación de fuentes
intermitentes (viento y sol) en todos los
niveles del SIN.
▪ La capacidad de intercambio de las
interconexiones internacionales es
mayor.
▪ Se cuenta con elementos FACTS, BESS
y HVDC.
SIN Largo Plazo
Fuente: Transmission Networks versus Sector Coupling in a Highly Renewable Energy
Scenario for Europe. International Renewable Energy Storage Conference, D•usseldorf,
15th March 2017.
SIN Largo Plazo
▪ Acoplamiento de sectores, Gas, Distritos térmicos, transporte e hidrocarburos.
▪ Múltiples formas de almacenamiento, lo que da mayor flexibilidad a la operación del SIN.
▪ Co-optimización multi objetivo y multi etapa.
Elementos de cambio en el SIN
▪ La incorporación de recursos VRE representa un reto para el SIN.
▪ Se debe desarrollar este cronograma de forma articulada con todos los Agentes e instituciones del sector.
▪ La Academia junto con los fabricantes deben participar activamente.
Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
1 Definición de escenarios energéticos SPO/SR/CD 2P+3G
1.1 Reunióin UPME SPO/SR 1G
1.2 Escenarios Mediano Plazo SPO/CD 2P+2G
1.2.1 Proyectos Solares PV nivel "utility" SPO
1.2.2 Proyectos Eólicos nivel "utility" SPO
1.2.3 Proyectos PCH nivel "utility" SPO
1.2.4 Proyectos Solares PV nivel distribuido CD
1.2.5 Proyectos Eólicos nivel distribuido CD
1.2.6 Proyectos PCH nivel distribuido CD
2Análisis energéticos y de potencia (Simulación despacho para un día del Largo
Plazo)SPO/SR
2.1 Estandarización de la información SPO
2.2 Definición del horizonte SPO
2.3 Construcción series históricas horarias recursos SR
2.4 Revisión necesidades de modelación SPO
2.5 Ajuste modelación SPO 1P+1G
2.6 Simulaciones SPO 1P+1G
3 Análisis eléctricos SAPE/SC/CD
3.1Estandarización de la información (modelos de cada tecnología para análisis de flujo
de carga y corto circuito)SAPE* 1P+1G
3.2 Revisión necesidades de modelación flujo de carga y corto circuito SAPE*
3.3 Ajuste modelación flujo de carga y corto circuito SAPE* 1P+1G
3.4 Simulaciones de flujo de carga y corto circuito SAPE* 1P+1G
3.5Estandarización de la información (modelos de cada tecnología para análisis de
respuesta en frecuencia)SC
3.6 Revisión necesidades de modelación respuesta en frecuencia SC
3.7 Ajuste modelación respuesta frecuencia SC 2G
3.8 Simulaciones respuesta en frecuencia SC 1P+1G
3.9 Simulaciones de flujo de carga y corto circuito CD 1P+1G
4 Consolidación requerimientos del SIN SPO/SC/SAPE/CD
4.1 Requerimientos de rampa (flexibilidad) SPO 1P+2G
4.2 Requerimientos de Reserva y Holgura SC 1P+2G
4.3Rango de factor de potencia y capacidad de suministro y absorción de potencia
reactivaSAPE 1P+2G
4.4 Umbrales de frecuencia para desconexión de plantas VRE SC 1P+2G
4.5 Características LVRT tecnología eólica y solar conectadas en STN y STR SAPE** 1P+2G
4.6 Características LVRT tecnología eólica y solar conectadas en SDL CD** 1G 1P+1G
5 Referenciamiento Código de Red país similar a Colombia SAPE/SC/CD/Sprot
5.1 Características del Sistema a nivel de "STN y STR" SAPE 1P+2G
5.2 Revisión y consolidación requerimientos código de red "STN y STR" SAPE 1P+2G
5.3 Características del Sistema respecto a las condiciones de respuesta en frecuencia SC 1P+2G
5.4Revisión y consolidación requerimientos código de red respecto a las condiciones
de respuesta en frecuenciaSC 1P+2G
5.5 Características del Sistema a nivel de "SDL" CD 1P+2G
5.6 Revisión y consolidación requerimientos código de red "SDL" CD 1P+2G
5.7 Revisión y consolidación requerimientos código de Red respecto protecciones Sprot 1P+2G
6 Construcción de propuesta a la CREG y modificación Acuerdos CNO SAPE/SC/CD/Sprot
6.1 Contraste requerimeintos código de red "STN y STR" Colombia y referente SAPE 1P+2G
6.2 Redacción requerimeintos código de red "STN y STR" Colombia SAPE
6.3Contraste requerimientos código de Red respecto a las condiciones de respuesta en
frecuencia Colombia y referenteSC 1P+2G
6.4Redacción requerimientos código de Red respecto a las condiciones de respuesta
en frecuencia ColombiaSC
6.5 Contraste requerimeintos código de red "SDL" Colombia y referente CD 1P+2G
6.6 Redacción requerimeintos código de red "SDL" Colombia CD
6.7Contraste requerimientos código de Red respecto protecciones Colombia y
referenteSprot 1P+2G
6.8 Redacción requerimientos código de Red respecto protecciones Colombia Sprot
16 7 Taller socialización y retroalimentación IRENA CO/SAPE/SC/CD/Sprot 8G
32 8Referenciamiento Códigos de Red a nivel internacional respecto a
proteccionesSProt 1G
9 Revisión estatuto de generación distribuida CD/Sprot
9.1 Aspectos procedimentales CD 1G
9.2 Aspectos técnicos asociados a protecciones (Revisión y actualización A 646) Sprot
9.3 Aspectos técncios asociados a medición CD
10 Construción series velocidad de viento y radiación solar SR
10.1 Definición metodología considerando complementariedad SR
10.2 Ejemplos SR
10.3 Consttrucción serires periódicas SR 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P
11Modelación fuentes intermitentes en las simulaciones de Mediano y Largo
PlazoSPO
11.1 Definición metodología de simulación fuentes VRE SPO
11.2 Pruebas SPO
11.3 Simulaciones periodicas en función del horizonte SPO 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P 1P
3P+6G
2P+4G
4P+10G
3P+6G
9P+17G
2P+4G
2P+4G
3P+8G
2P+4G
12P+24G
5P+10G
2P+4G
4P+8G
5P+10G
6P+12G
7P+14G
2P+4G
2P+4G
2G
2G
2P
1P+1G
1P+1G
2017 2018
Duración Duración
7P+11G
2G
2G
0.5G
4P+8.5G
2P+2G
Id Tarea Responsable
10
25
72
52
22
28
Horas de
Reunión
36
36
42
Cronograma de trabajo Recursos Variables de Energía-VRE
Recursos
VRE
MME
CREG
CNO-XM
UPME
Academia
Fabricantes
Agenda
▪ SIN actual.
▪ Elementos de cambio en el SIN.
▪ SIN Mediano Plazo.
▪ SIN Largo Plazo.
▪ Ciberseguridad.
Ciberseguridad
Definiendo arquitectura de Ciberseguridad
Definiendo arquitectura de Ciberseguridad
Ciberseguridad
Definiendo arquitectura de Ciberseguridad
Ciberseguridad
Definiendo arquitectura de Ciberseguridad
Ciberseguridad Consejo
Nacional de Operación
Identificación de activos
críticos
Gestión de la seguridad de ciberactivos
críticos
Seguridad física de
ciberactivos críticos
Plan de recuperación
de ciberactivos
críticos
Criterios para definir los
activos críticos del
SIN
Acuerdo CNO 788 de 2015
Ciberseguridad
Documento
CONPES 3854
Ley de
Protección de
Infraestructura
Crítica
Nuevo acuerdo
implementación
guía de
ciberseguridad
ciberactivos
críticos
Metodología de
gestión de
riesgos sectorial
Necesidad de
centro de
respuesta a
emergencias
cibernéticas
Ciberseguridad
Reflexiones finales y retos
▪ El SIN Colombiano está sufriendo un cambio estructural, donde la incorporación de
recursos intermitentes, las limitaciones ambientales y de espacio, el desarrollo
tecnológico, las nuevas prácticas operacionales, la articulación con las tecnologías de la
información y la participación de la demanda, están moldeando el Sistema de Potencia
futuro.
▪ El reto es grande y para afrontarlo se necesita la participación de todos los agentes,
organismos, fabricantes y la Academia. Se deben unir esfuerzos de manera coordinada
para alcanzar los objetivos propuestos.
▪ El CNO se esta reorganizando internamente en sus áreas de trabajo para afrontar estos
análisis que llevaran seguramente a propuestas al regulador en cuanto al código de
redes. El Cronograma es retador pero estamos seguros que lo vamos a desarrollar con
todos Ustedes.
▪ La ciberseguridad es un aspecto que debe ser interiorizado y gestionado por cada una de
las empresas del sector eléctrico. El no hacerlo representa un alto riesgo para el SIN.
GRACIAS