COMISI

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Planeamiento y expansión de la transmisión y
distribución. Interconexiones internacionales.
Desarrollos regulatorios y Metodología para
evaluar la expansión
14 de agosto de 2016
2
CONTENIDO

• Marco Legal
• Aspectos de la Planeación STN
• Aspectos Planeación Interconexiones
  Internacionales
• Aspectos Expansión Distribución

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MARCO LEGAL

• La Ley Eléctrica establece que
• Compete al Ministerio de Minas y Energía
  definir los planes de expansión de la generación,
  de la red de interconexión y fijar criterios para
  orientar el planeamiento de la transmisión y la
  distribución.

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ESTRUCTURA INSTITUCIONAL
5
ASPECTOS LEGALES

• La Resolución MME 181313 de Diciembre de 2002
  establece los siguientes criterios para que la
  UPME elabore el Plan de Expansión
• Debe ser flexible en el mediano y largo plazo.
• Debe cumplir con los requerimientos de calidad,
  confiabilidad y seguridad.
• Debe propender por la minimización de los costos
  de inversión, de los costos operativos y las
  pérdidas del Sistema.
• La demanda debe ser satisfecha atendiendo a
  criterios de uso eficiente de los recursos
  energéticos.

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ASPECTOS REGULATORIOS
El Código de Planeamiento del Código de Redes
(Resolución CREG 025/95) especifica los
estándares para el planeamiento y desarrollo del
STN, igualmente define los elementos de
planeamiento aplicados a los análisis de estado
estacionario y transitorio y los índices de
confiabilidad.
Código de Planeamiento
Código de Conexión
Resolución CREG 025/95 Código de Redes
Código de Operación
Código de Medida
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METODOLOGÍA
CONFORMACIÓN CAPT
INFORMACIÓNº
SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ACTUAL Y FUTURA
ESTRATEGIAS Y ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN
INFORME TRIMESTRAL DE RESTRICCIONES CON EVAL.
ECONÓMICA OBRAS PARA INCORPORAR EN EL PLAN
PLAN PRELIMINAR
DISCUSIÓN Y PRESENTACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN A
ORGANISMOS PLANIFICADORES DE OTROS PAÍSES
COMENTARIOS AGENTES (En caso de ser necesario se
revisan las simulaciones y las estrategias y
alternativas )
PLAN DE REFERENCIA
APROBACIÓN DEL PLAN DE REFERENCIA AL MME
APERTURA PROCESO DE CONVOCATORIAS PÚBLICAS
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HORIZONTE DE PLANEAMIENTO
Análisis Eléctrico
2010
2005
2009
2014
CORTO PLAZO
LARGO PLAZO
VISIÓN
2013
2020
Visión del Sistema
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CRITERIOS DE PLANEACIÓN

• Calidad
• Cargabilidad
• Seguridad
• Confiabilidad
• Restricciones

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CALIDAD
Tensión (operación normal)
Barras a nivel de 500 kV
Barras de carga a nivel de 220 y 230 kV
10
5
220/230 kV
500 kV
- 10
- 10
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CARGABILIDAD STN

• En operación normal no se permiten sobrecargas en
  los elementos del STN.
• La cargabilidad de los transformadores se
  determina por la capacidad nominal en MVA y para
  las líneas se toma el mínimo valor entre el
  límite térmico de los conductores, el límite por
  regulación de tensión y el límite por estabilidad.

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SEGURIDAD (1)

• Se debe garantizar que
• El sistema debe permanecer estable bajo una
  falla trifásica a tierra en uno de los circuitos
  del sistema de 220 kV con despeje de la falla por
  operación normal de la protección principal.
• El sistema debe permanecer estable bajo una
  falla monofásica a tierra en uno de los circuitos
  del sistema de 500 kV con despeje de la falla por
  operación normal de la protección principal.
• El sistema debe tener amortiguamiento positivo.
  Internacionalmente se recomienda que este
  amortiguamiento sea por lo menos del 5.

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SEGURIDAD (2)

• Se debe garantizar que
• No se permiten valores de frecuencia inferiores a
  57,5 Hz durante los transitorios.

Falla
Restablecimiento
Tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 p.u.
por más de
700 mS
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CONFIABILIDAD (1)

• Se usa el método probabilístico. El sistema debe
  poder garantizar que el Valor Esperado de
  Racionamiento de Potencia VERP sea inferior al 1
  medido en el nivel de 220 kV.
• Para calcular el VERP se tomarán como referencia
  las metas de disponibilidades para los elementos
  del STN establecidas en la resolución 011 de 2002.

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CONFIABILIDAD (2)

• El Valor Esperado de la Energía no Suministrada
  (EENS) se valorará con el costo incremental
  operativo de racionamiento de energía, según sea
  el escalón correspondiente.
• Se usará como límite de emergencia para las
  líneas y transformadores los reportados por los
  agentes al CND.

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RESTRICCIONES

• En el análisis económico se considerará
• La Resolución 034 de 2001
• La disminución del costo de restricciones por
  rentas de congestión.

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METODOLOGÍA Simulación de la operación
SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN FUTURA
ANÁLISIS ELÉCTRICOS
ANÁLISIS ENERGÉTICOS
ESTADO ESTABLE (NEPLAN)
SEGURIDAD (NEPLAN)
CORTO PLAZO (MPODE)
CONFIABILIDAD - M. PROBABILÍSTICO (REAL)
LARGO PLAZO (SUPEROLADE)
Evaluación Económica
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ANÁLISIS ELÉCTRICO
METODOLOGÍA (NEPLAN)
Escenarios de Crecimiento de la Energía Eléctrica
y de la Potencia
Factores de Distribución
Demanda de Potencia Eléctrica en el SIN
Proyectos, Conceptos de Conexión Expansiones e
Información Operativa
Condición Actual y Futura de la Red
Despachos Estocásticos 100 Series Casos Críticos
Modelo Eléctrico del Sistema e Información
Estocástica de Despachos
MPODE
Simulaciones de Análisis de Estado Estable y
Análisis Dinámico. Software NEPLAN
Se crean alternativas de posibles soluciones
NO
Se cumplen criterios de planeamiento?
SI
VOLVER
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS
PLANTEADAS
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FACTORES DISTRIBUCIÓN (1)
Las empresas suministran la demanda en MW para
cada una de sus subestaciones tanto para el día
de máxima demanda de su área como para el de
máxima demanda Nacional.
AREA CHEC
Con estos datos se encuentra el factor de
distribución de cada subestación en el área
correspondiente, periodo máximo, medio y mínimo.
Se obtiene el factor de distribución de cada área
con respecto a la Demanda Nacional y de cada
subestación con respecto a la Demanda Nacional.
Factor de distribución de Manizales en el área
CHEC 7.585
Factor de Distribución de Manizales en el total
Nacional 0.36
Se obtiene la demanda para cada año del
horizonte, con los escenarios UPME. Expansión de
las empresas Tener en cuenta las Cargas Especiales
VOLVER
20
DESPACHOS
El MPODE entrega un archivo donde están las
proyecciones de despacho de energía para cada
planta de Generación
Se convierte la información de despachos de las
plantas a potencia
Las unidades de generación se organizan según su
área de influencia, estas pueden ser BOGOTA,
COSTA, EPSA, EPM, CEDELCA-CEDENAR, TOLIMA-HUILA,
NORDESTE Para cada área se encuentran los
despachos mínimos y máximos
Se crean los diferentes casos de generaciones
teniendo en cuenta la misma hidrología critica
para cada caso
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21
Condiciones iniciales iguales al proceso del
NEPLAN
METODOLOGÍA (REAL)
Condición Actual y Futura de la Red
Despachos Estocásticos Críticos
Alternativas de posibles soluciones encontradas
en el NEPLAN
Modelo Eléctrico del Sistema e Información
Estocástica de Indisponibilidades y Despachos
MPODE
Simulaciones de Monte Carlo No Secuencial con
Flujo AC Software REAL
Incremento del Número de Muestras
Índices con Coeficiente de Variación lt 10 ?
NO
SI
Índices de Confiabilidad del Sistema y por
Barra - Probabilidad de pérdida de carga - Valor
esperado de potencia no suministrada - Frecuencia
de pérdida de carga - Duración de pérdida de carga
Descripción e Impacto de Contingencias -
Contingencias más severas - Probabilidad y
magnitud de sobrecargas - Probabilidad y magnitud
de subvoltajes
Modos de Falla del Sistema
RESULTADOS DE CONFIABILIDAD
VOLVER
COMPARACION TÉCNICA Y ECONÓMICA DE LA
CONFIABILIDAD DEL STN CON Y SIN ALTERNATIVAS DE
EXPANSIÓN
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Evaluación Económica

• Función objetivo Minimización de los costos de
  operación, inversión y pérdidas del sistema.
• Los beneficios obtenidos por la entrada de un
  proyecto de expansión, se calculan evaluando la
  diferencia entre los costos de operación del
  sistema con y sin el proyecto de expansión
  definido.

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Evaluación Económica

• Los beneficios totales del proyecto de expansión
  analizado, se obtienen sumando para cada año del
  horizonte de planeamiento los beneficios por
  restricciones, los beneficios por confiabilidad y
  los beneficios por disminución de pérdidas.
•  
•  
• Donde
•  i Años del horizonte de planeamiento

VOLVER
24

• INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

25
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

• Intercambios horarios de electricidad, producto
  de las diferencias de precios reportados por los
  países en los nodos fronteras (mecanismo de corto
  plazo).
• Mecanismo que se implementó conjuntamente con los
  países de la Comunidad Andina (Decisión CAN 536
  de 2003).

26
TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

• La comparación de precios permite tomar la
  decisión inmediata de compra, por parte del país
  que posea los precios más elevados.
• Se reduce el costo de atender la demanda de los
  países energía de menor costo entra a competir
  en el mercado de generación de cada país.
• La oferta del país exportador compite en el
  mercado del país importador bajo las mismas
  condiciones que rigen para los agentes en el país
  que importa.
• La remuneración de la exportación no es distinta
  de aquella que reciben los agentes nacionales.
• Se garantiza la no discriminación entre la
  energía del país importador y la del país
  exportador.

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TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

• LOGROS
• Optimización del sistema integrado que ha
  generado ahorros importantes a los países dado
  que
• La energía fluye desde aquel sistema que oferta
  precios más económicos hacia aquel con precios
  más altos.
• Mayor especialización en los procesos de
  operación y administración de los intercambios
  internacionales de electricidad.
• Mecanismo que ha permitido el uso más eficiente
  de los enlaces internacionales
• Uso del 100 de capacidad de transporte con
  Ecuador
• Transacciones bidireccionales por precio y por
  confiabilidad

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TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

• Importantes mejoras en calidad y confiabilidad
• Los países cuentan con respaldo para cubrir
  generación de seguridad tanto en la operación
  normal como en emergencia.
• Se atiende a la demanda con precios más
  competitivos.
• La calidad de la frecuencia se controla en bandas
  más exigentes
• La forma de onda se ha estabilizado especialmente
  en Ecuador.
• Claras señales de largo plazo para la expansión

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RESULTADOS ECONÓMICOS

• Exportaciones Colombia
• 2003 2005
• 
  Datos Agosto de 2005

Ingresos por Exportaciones USD 316.97 millones
Generadores USD 113,67 millones
Otros Agentes USD 1,81 millones
FAZNI USD 26, 74 millones
Rentas de Congestión USD 170, 66 millones
Energía Exportada 3937,3 Gwh
FOES 80
Restricciones 20
30
RESULTADOS ECONÓMICOS

• Exportaciones Ecuador
• 2003 2005

Ingresos por Exportaciones USD 3.43 millones
Ingresos por Rentas de Congestión USD 4,06 millones
Energía Exportada 115.01 Gwh
Datos Agosto de 2005
31

• Reducción del costo marginal en el mercado de
  generación en Ecuador.

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DECISIÓN CAN 536
La expansión de redes

• Los Países Miembros establecerán mecanismos para
  la remuneración de la actividad del transporte de
  electricidad en los enlaces internacionales
• Acceso a la información para la planificación de
  construcción de enlaces internacionales
• En los procesos de planificación de la expansión
  de transmisión, cada País Miembro tomará en
  cuenta la información de los demás Países,
  buscando coordinar la planificación con una
  visión de integración regional.
• Los Países Miembros coordinarán los procesos
  dirigidos a la construcción de enlaces. En el
  caso de que dichos enlaces sean considerados como
  activos de uso común, la coordinación será
  efectuada por los organismos encargados de la
  licitación para su realización.

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Metodología de Expansión

• Variables
• O1 Curva de Costos del país exportador, cuando
  se trata de Colombia esta curva de costos incluye
  costos fijos, cargo por capacidad, FAZNI, FAER,
  SIC y CREG.
•  
• O2 Curva de Costos del país importador, cuando
  se trata de Ecuador esta curva de costos incluye
  cargo por potencia, costos de combustibles y
  costos de administración, operación y
  mantenimiento.
•  
• P1 Costo marginal de la demanda doméstica del
  país en condición de exportación
•  
• P1 Costo marginal de la demanda doméstica más
  las exportaciones del país en condición de
  exportación.
• D1 Demanda doméstica del país en condición de
  exportación
• Fuente UPME

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Metodología de Expansión

• Variables
• D1 Demanda doméstica más exportaciones del
  país en condición de exportación.
•  
• P2 Costo marginal de la demanda doméstica del
  país en condición de importación.
•  
• P2 Costo marginal de la demanda doméstica menos
  las importaciones del país en condición de
  importación.
•  
• D2 Demanda doméstica del país en condición de
  importación.
•  
• D2 Demanda doméstica menos las importaciones
  del país en condición de importación.
•  
• CR Costo de racionamiento, el cual se asume
  igual para los dos países.
• Fuente UPME

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Metodología de Expansión
País en Condición de Importación
36
Metodología de Expansión
37
Impacto de las Interconexiones en la Componente
de Transmisión
38
Definición de Variables
CU Cargo por uso del STN   CU T /
Demanda   T1 Ingreso Regulado del STN del país
exportador   ?T1 Variación en el ingreso
regulado del STN del país exportador   T2
Ingreso Regulado del STN del país
importador   ?T2 Variación en el ingreso
regulado del STN del país importador   R1 Nivel
de restricciones del país exportador antes de la
interconexión ?R1 Variación en el nivel de
restricciones con la interconexión  
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Definición de Variables
R2 Nivel de restricciones del país importador
antes de la interconexión   ?R2 Variación en el
nivel de restricciones del país importador con la
interconexión   L1 Nivel de pérdidas del país
exportador antes de la interconexión   ?L1
Variación en el nivel de pérdidas del país
exportador con la interconexión   L2 Nivel de
pérdidas del país importador antes de la
interconexión   ?L2 Variación en el nivel de
pérdidas del país importador con la interconexión
40
Metodología de Expansión
41
Metodología de Expansión
42
Metodología de Expansión
43
Criterios de Decisión Interconexiones
Internacionales

• Que exista un beneficio Neto Positivo para el
  Grupo de Países.
• Que exista un beneficio Neto Positivo para cada
  uno de Países.
• Que la relación entre las rentas de congestión y
  la pérdida del excedente del consumidor en
  condición de exportación sea mayor o igual a 1,
  cuando el beneficio neto sea negativo para los
  consumidores.

44

• DISTRIBUCIÓN

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De la Expansión en Distribución

• El distribuidor realiza la labor de liquidación
  de los cargos, (Niveles de Tensión 1, 2 y 3) y
  en el caso del Nivel de Tensión 4 dichas labores
  las realiza el LAC.
• El recaudo está a cargo de los comercializadores.
  
• La expansión está a cargo de cada operador de red
  quien evalúa la misma con criterios técnicos y
  económicos (Cme).
• En el caso del Nivel de Tensión 4, se cumplen los
  criterios de expansión aplicados en el STN.

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Mayores informes
Comisión de Regulación de Energía y Gas
CREG Cra. 7 No. 71-52 Torre B Piso 4 PBX
3122020 FAX [phone] Línea de Atención al
Usuario 01 800 0112734 Email
creg_at_creg.gov.co Página Web www.creg.gov.co.co Bo
gotá D.C.

47

• MUCHAS GRACIAS !!!