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Enero 16 de 2019

ESTUDIO DE RESTRICCIONES ELÉCTRICAS EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Índice

• Ciclo de vida de las restricciones

• Restricciones eléctricas en el SIN

• Correlación: Restricciones y Precio de Bolsa

Antecedentes

• Factores críticos de las restricciones

Diagnóstico

• Recomendaciones de corto plazo

• Recomendaciones de mediano plazo

Recomendaciones

3

ANTECEDENTES

http://www.cpengineering.co.uk/wp/wp-content/uploads/2015/03/high-voltage-pylons.jpg

Este trabajo presenta el análisis y opiniones de los consultores phc y Carmenza Chahin sobre la base de suamplia experiencia en la operación del mercado eléctrico colombiano y no refleja la posición oficial deASOCODIS. Para el análisis se utilizó información pública contenida en las páginas Web de XM y la UPME.

Las restricciones dependen de la cantidad y del precio, resultado de su gestión a través del ciclo de vida del mercado eléctrico

Políticas

Regulación

Planeación de la

expansión

Ejecución de los proyectos de expansión

Planeamiento operativo

Despacho de generación

Operación en tiempo real

Liquidación, facturación y

recaudoOperación y

Mantenimiento de activos de transmisión

Cantidad de la generación de seguridad fuera de mérito

•Capacidad de la red

•Criterios de confiabilidad y calidad

•Demanda y su incertidumbre

•Practicas de mantenimiento de los activos STN y STR

•Falla de los activos principales STN y STR

•Regulación de frecuencia (AGC y autorizaciones)

•Inflexibilidades de las plantas de generación

•Condiciones del mercado (precio de bolsa)

Costos

•Costos de la Generación fuera de mérito (reconciliaciones+)

•Costos de la Generación desplazada (reconciliaciones)

Rec(+)

Restricciones

Rec(-)

Restricciones

Rec (-) AGC

Cargos

El costo total de las restricciones en el año 2018 fue alrededor de 2 billones de pesos incluyendo otros cargos, que representan el 10% del costo (200 mil millones de pesos)

Tipos de Restricciones- Res CREG 063 de 2000

“Restricciones. Limitaciones que se presentan en la operación del SIN, que tienen su origen en la capacidad de la

infraestructura eléctrica, o en la aplicación de criterios de seguridad y

confiabilidad…Las restricciones se clasifican según su naturaleza en Eléctricas y

Operativas.”

Costo Unitario

Componente Significado

CU Costo Unitario de Prestación del Servicio ( $/kWh.)

G Costo de compra de Energía (Bolsa o Contratos)

T y D Costo del transporte de transmisión (T) y distribución (D)

C Costo de Comercialización.

PR Es el reconocimiento de las pérdidas eficientes de energía.

R Restricciones

El valor de las restricciones es aprox. el 6,67% del Costo

Unitario de Energía Eléctrica en Nivel 1. En el Nivel 4 las

restricciones pueden ser el 11% de la tarifa final de grandes clientes (datos del año 2018)

El costo unitario promedio del 2018 fue 33,06 $/kWh con un máximo de 43,16 $/kWh en septiembre, que representó el 8,6% del CU en el nivel

de tensión I y 14% en el nivel de tensión IV.

6,67%

8,37%

9,93%

10,99%

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

Nivel I Nivel II Nivel III Nivel IV

Restricciones y Precio de Bolsa están correlacionados en forma negativa

Cuando hay Fenómeno del Niño (09/2015 - 04/2016), el precio de bolsa es alto y la correlación con el CU de lasrestricciones es positiva debido a que predominantemente la generación fuera de mérito es hidráulica y el preciode reconciliación de las plantas hidráulicas es igual al MPO.

En condiciones normales de hidrología o durante el Fenómeno de la Niña, la correlación es negativa, debido a queel precio de bolsa es fijado por las plantas térmicas o por las hidráulicas con precios de oferta bajos y la generaciónfuera de mérito es predominantemente térmica, esta se valora a precio de reconciliación considerando los costosde transporte, de combustible, operación y mantenimiento y otros costos variables, por ejemplo, en el período2016 – 2018 la correlación ha sido -59.12%.

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feb

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CU

($

/kW

h)

Pre

cio

de

bo

lsa

($/k

Wh

)

CU Restricciones mensuales vs Precio de Bolsa mensual ($/kWh) (01-2019)

PB ($/kWh) (1 - 2019) CU Restricciones ($/kWh) (01-2019)

7

DIAGNÓSTICO


Los factores críticos que actualmente son los principales causantes del alto costo de restricciones son:

Degradación de las redes de Atlántico

El atraso de las obras del Plan 5 Caribe en Atlántico

Las limitaciones del intercambio entre el interior y la Costa Caribe el cual actualmente es de 1500 MW con un margen del 5% hacia abajo

El atraso de las líneas de 500 kV asociadas a Hidroituango y los refuerzos Cerromatoso-

Chinú-Copey y Sabanalarga-Bolívar

El bajo precio de bolsa, redespachos, autorizaciones y desviaciones en el pronóstico de la demanda, mantenimientos en el STN y

STR, fallas de activos del STN y STR

Las inflexibilidades de las plantas térmicas ubicadas en el área Caribe y principalmente las

localizadas en Atlántico.

Según, el informe de operación del 2017 de XM el 98% del tiempo están activados los cortes de Atlántico y el 32% el límite de intercambio.

9

RECOMENDACIONES


Recomendaciones corto plazo

Decisiones de obras para reducir las restricciones

1

Acelerar, a cargo de los Inversionistas, la entrada del proyecto Caracolí 110 kV, las líneas de 500 kV (Copey-Cuestecitas, Medellín – Antioquia -Cerromatoso, Antioquia-Porce III - Sogamoso, Sabana - Bolívar, Copey - Cuestecitas y La Loma 500/110 kV)) y la línea a 220 kV Copey- Fundación para disminuir restricciones y aumentar el intercambio.

Reiniciar convocatorias del plan de expansión que se han declarado desiertas: Atlántico 1 y 2 y la Marina

Adjudicar en el corto plazo los proyectos El Río y Pacífico – Buenaventura.

Acelerar la entrada de los proyectos Toluviejo STN/STR.

Definición de mecanismos de implementación y remuneración de activos tipo BESS

Monitoreo y Seguimiento

2Ampliar la auditoria de la Res CREG 089 de 2018 a los costos asociados al precio de reconciliación de las unidades térmicas.

Pruebas de validación de restricciones técnicas de las unidades térmicas.

Comparar consumo de combustible declarado con consumo teórico calculado a partir del HeatRate declarado para el CxC.

Publicación de información

3Publicar sin restricciones:

Precios de reconciliaciones positiva de todas las plantas del mes anterior similar a los precios de oferta.

Pagos que la demanda le hizo a cada generador por reconciliaciones positivas.

Ofertas de los generadores inmediatamente después de publicado el despacho económico.

Publicar un informe mensual:

Generación de seguridad fuera de mérito según su origen

Costo Rec(+) según su origen

PR del generador que proveyó la generación de seguridad

Arranques de unidades térmicas por voltaje o saturación del límite de intercambio.

Reconciliaciones negativas

4

Asignar todas las reconciliaciones negativas a aliviar los costos de restricciones como era originalmente con la Resolución CREG 024 de 1995.

1

2 3

4

Se pueden implementar en menos de 3 meses


Clasificación de las restricciones

5

Clasificar en forma separada las restricciones debidas a los STR o SDL de las debidas al STN.

Eliminar de las restricciones los costos que no son asociados a las mismas como el ingreso regulado por el uso de la planta de regasificación, el programa ahorrar paga, el pago de almacenamiento de agua según el estatuto de desabastecimiento.

Revisión de la resolución 051 de 2009

6

Optimización de las configuraciones de las plantas térmicas por parte del CND.

Precios de Reconciliación

7Calcular las componentes del PR+ asociadas con el suministro y transporte de combustibles en forma expost, utilizando la misma información de precios de contratos de combustible de gas que los agentes declaran al gestor del mercado de gas tanto en el mercado primario como en el secundario y los precios y cantidades reales del GNI.

Tener en cuenta para el cálculo del CSC y CTC, las Ventas de Gas Natural y de Capacidad de Transporte que los generadores realizan en el Mercado Secundario y en los Procesos Úselo o Véndalo de Suministro y Transporte Regular.

Servicio de AGC

8Establecer el servicio de AGC por áreas, activándolo sólo cuando en el despacho se cope el límite de intercambio.

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6 7

8



Criterio de calidad de voltaje en extremos radiales de Nivel 4

9

Regular por parte de la CREG, la flexibilidad en el nivel de voltaje de los extremos radiales definiendo un valor alrededor de 0,88, de tal forma que mediante los taps de los transformadores de nivel 4 hacia abajo se minimice la reducción del voltaje para los usuarios.

Planeamiento Operativo

10Incluir por parte del CND en el próximo informe trimestral de restricciones, un estudio detallado de la viabilidad técnico-económica de incluir acciones de supervisión, control y protección, para la contingencia Ocaña-Copey.

El estudio debe tener como objeto definir las acciones posibles y factibles, para aumentar el límite en el corto plazo por encima de los 1500 MW.

Estudiar la alternativa de esquemas suplementarios en GCM y un STATCOM.

Realizar un estudio de un plan de compensación de voltaje en el STN y STR de Caribe.

Realizar un análisis beneficio/ costo expostdel arranque de unidades por pocas horas del día versus racionar por voltaje en los extremos radiales del STR del área Caribe.

Incluir en el planeamiento operativo indicadores de gestión de restricciones y establecer metas para dichos indicadores.

Incluir en el planeamiento operativo indicadores de gestión que establezcan las desviaciones entre el despacho programado y el despacho real, identificando el origen de tales desviaciones.

Implementar el uso del flujo de carga óptimo, tanto en el planeamiento operativo como en el despacho, para optimizar el despacho de reactivos , minimizar el uso de unidades de generación por tensión y optimizar la operación del SVC de Chinú.

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10


Recomendaciones de mediano plazo

Asignación de los costos asociados con las Reconciliaciones positivas

1

Asignar en forma gradual el costo de las restricciones de los STR y SDL a los OR respectivos, teniendo en cuenta que ellos son los responsables del plan de expansión de sus redes.

Dándole inicialmente, a los OR un plazo no mayor a un año para que definan las obras para disminuir las restricciones, con base en este plan asignarle al OR el costo de las restricciones asociadas a la obra a partir de la fecha comprometida para entrar en operación. Estas inversiones se remunerarán en el Plan de Inversiones del OR en el marco de la Res CREG 015/18.

Revisión de la resolución 051 de 2009

2Período de resolución del despacho y redespachoa 30 min.

Variabilidad de la demanda

3Realizar el pronóstico de la demanda diariamente.Penalizar las desviaciones del pronóstico demanda de los usuarios no regulados conectados directamente al Nivel de Tensión 4 y al STN.

Mercado Intradiario y Servicios Complementarios

4

Acelerar la implementación del mercado intradiario.

crear el mercado de balance con una buena coordinación con los mercados de servicios complementarios, especialmente los de regulación secundaria y terciaria.

1

2 4

3

Se pueden implementar en un período de 1 a 2 años


Precios de Reconciliación

5

Revisar la variable COM teniendo en cuenta que hoy se cuenta con más información disponible y puede discriminarse todo tipo de tecnologías.

Mantenimientos

6Implementar mecanismos que permitan fortalecer la planificación de los mantenimientos por consignaciones del Plan Semestral y establecer incentivos regulatorios o penalizaciones para los agentes donde se minimicen los mantenimientos fuera de Plan y por emergencia.

Decisiones de obras para reducir las restricciones

7

Separar el ciclo de elaboración y aprobación de las obras para levantar restricciones años de las obras del plan de expansión necesarias para atender nueva demanda.

El ciclo de elaboración y aprobación de obras por restricciones no debería ser mayor a seis meses.

Las obras recomendadas por el CND deben ser validadas por la UPME y su relación B/C > 1.

Convocatorias de la UPME desiertas, enviar a CREG análisis de riesgos para reapertura del procesos (máx. 6 meses).

Mejorar la coordinación institucional entre las autoridades del sector eléctrico, medio ambiente y ministerio del interior.

Criterios de Confiabilidad

8La confiabilidad se debe separar claramente entre suficiencia y seguridad con base en la definición de la NERC.

Usar criterios probabilísticos para evaluar la suficiencia y determinísticos para determinar la seguridad

Para el cálculo de las probabilidades utilizar la metodología regulada para el cálculo del VERPC, sin igualar la confiabilidad para las diferentes subáreas eléctricas.

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Pruebas

9

Todas las Pruebas de Generación deben ser tomadoras de precio y liquidarse a Precio de Bolsa Nacional.

Precios Techo

10Reglamentar de nuevo el control establecido para “Precios de Oferta Superiores al Costo del Primer Segmento de Racionamiento y Declaraciones de Disponibilidad igual a cero (0)”

Eficiencia en el Despacho y en los costos de las restricciones

11

Incentivar la participación activa de la demanda utilizando tarifas horarias

El costo de la componente unitaria asociada a la distribución en la tarifa del usuario final sea descompuesto en potencia y energía.

Nuevas Tecnologías (Acumuladores, microredes en STR y SDL, etc..).

Coordinación para el Abastecimiento de Combustibles

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Revisar la regulación operativa y comercial del sector gas para darle mayor flexibilidad a los contratos y a la operación técnica de los gasoductos.

Incentivar la flexibilidad en el transporte del gas.

Definir un mecanismo de mercado que asigne un precio que de la señal correcta para el mejor uso del servicio de empaquetamiento coherente con los cargos por el servicio de transporte.

Implementar sistemas de información adecuados robustos tanto en gas como en combustibles líquidos, en donde haya un mercado de corto plazo dinámico, a partir de señales de precios de eficiencia, e implementar instancias de coordinación adecuadas.


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Reconciliaciones Negativas

13Calcular las reconciliaciones negativas con el precio de oferta en lugar que con el MPO, tal como lo establecía la Resolución CREG 024 de 1995, a partir del 2021 una vez se implemente el mercado intradiario y hayan entrado en operación comercial las obras de transmisión a 500 kV que incrementen el límite de intercambio entre el interior y la Costa Caribe de 1500 MW a 2400 MW.

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Lím

ite d

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mport

ació

n (

MW

)

Unidades equivalentes

Medellín - Antioquia – Cerro 1 y 2 500 kV Antioquia – Porce III – Sogamoso 500 kV

La Loma 500/110 kV El Río 220/110 kV

Tolúviejo 220/110 kVCopey-Cuestecitas 500 kV

Copey- Fundación 220 kV

Cerro-Chinú-Copey 500kV Copey-Cuestecitas 500 kV

Sabana-Bolívar 500 kVColectora-Cuestecitas-La Loma 500 kV

Cerro-Chinú-Copey 500 kV

Estado Actual

Sabana-Bolívar 500 kV

Cerro-Chinú-Copey 500kVCopey-Cuestecitas 500 kV


2028

2028

Cerro-Chinú-Copey 500kVCopey-Cuestecitas 500 kV


Cuestecitas-La Loma 2 500 kVLa Loma-Sogamoso 500 kV

Impacto de la entrada de proyectos de expansión

Redes Inteligentes • Ciudades Inteligentes • Mundo Inteligente

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