Documento análisis técnico restricciones

1. Documento análisis técnico restricciones

2. Antecedentes • Situación en la expansión de los STR y STN. • Metodologías para la expansión del Sistema de Transmisión utilizadas por Agentes, Planeador y Operador. • Incremento en el costo de las restricciones. • Necesidad de revaluar la identificación y clasificación de la generación de seguridad. • Programación de DNA en condiciones de estado estacionario por agotamiento en equipos en algunas áreas. • Riesgos para la operación.

3. Objetivo • Documento técnico en el que se analice: • Parte 1. • Diagnóstico del sistema desde el punto de vista de las restricciones. • Estudios técnicos en los horizontes de mediano y largo plazo para la disminución y/o eliminación de las restricciones. • Metodología utilizada para determinar la expansión • Parte 2. • Análisis del comportamiento histórico de las restricciones. • Análisis de identificación y clasificación. Estado actual y propuesta. • Identificación de líneas de acción para la diminución y/o eliminación de las restricciones.

4. 4 Parte 1. Documento Técnico. Estado actual y estudios de planeación eléctrica

5. Parte 1 • Estado actual y estudios de planeación eléctrica • Estudios de Mediano plazo • Estudios de Largo plazo • Metodología para la evaluación de obras de expansión para la reducción y/o eliminación de restricciones.

6. 6 6 Etapas de Metodología de expansión para eliminar y/o reducir restricciones.

7. Etapas de Metodología de expansión para eliminar y/o reducir restricciones. 7 7 • Análisis comportamiento histórico de las restricciones y la generación de seguridad. • Alta incertidumbre en las variables eléctricas, energéticas, económicas y regulatorias de SIN • Desarrollo Económico y Crecimiento de demanda (Nacional y Exportaciones) • Desarrollo de la expansión de la generación • Costos y disponibilidad combustibles • Incertidumbre Climática e Hidrológica • Comportamiento del mercado • Regulación Eléctrica. • Comportamiento de la indisponibilidad de la red • Prospectiva en el desarrollo en transmisión. • Planes de expansión definidos de los OR y UPME • Tiempos de ejecución (Regulación ambiental y de construcción) • Costos de inversión y construcción red eléctrica • Desarrollo de la tecnología en transmisión • Gestión de los activos de red (envejecimiento, reposición)

8. Etapas de Metodología de expansión para eliminar y/o reducir restricciones. 8 8 • Criterios de planeamiento establecidos en la regulación para la calidad, seguridad y confiabilidad. • Criterio N-1 (respetando los límites, tanto en estado normal como de sobrecargaevitando eventos en cascada) • Estabilidad • Soporte de tensión • Niveles de cortocircuito • Escenarios extremos de exigencia a la red de transmisión. • Identificación de restricciones eléctricas y operativas del SIN • Planteamiento de distintas alternativas de solución técnica • Integralidad de las obras en el horizonte de Largo plazo operativo. • Realimentación con OR y Transmisor sobre factibilidad desarrollo de proyectos . • Realimentación de experiencia operativa. • Dificultades en el control de tensiones (circuitos largos, dimensión y maniobrabilidad de reactores de línea, etc) • Definición de red objetivo en restricciones

9. 9 9 Etapas de Metodología de expansión para eliminar y/o reducir restricciones. • Identificación de los beneficios del desarrollo de proyectos • Uso del modelo energético con incertidumbre futura • Beneficios por reducción de costo operativo (restricciones, pérdidas y déficit) • Distribución probabilística de beneficios. • Beneficios no cuantificables (Desarrollo futuro del Sector eléctrico y otros) • Determinación de los costos del proyecto. • Costos de inversión (unidades constructivas) • Costos de AOM • Tasa de Retorno • Efecto sobre la componente T de la tarifa a usuario final • Estimación de la reducción en costo por restricciones.

10. Ejemplo Aplicación de la Metodología: Obras para la Reducción de Restricciones por el STN en la Costa Caribe

11. Análisis información histórica del SIN Generación fuera de mérito asociada al literal b de la Res. CREG 063 del 2000

12. Red Objetivo con la Conexión de Ituango y alternativas para la reducción de restricciones en la Costa • Las alternativas para la reducción de restricciones en la Costa son: • Bolívar – Sabanalarga 500kV • Bolívar – Sabanalarga 500kV + SVC en Copey 500kV • Cerromatoso – Copey 500kV • Cerromatoso – Chinú – Copey 500kV

13. Análisis Escenarios futuros de Evolución del SIN – Red Completa En el LP se observa un aumento en los sobrecostos por restricciones en la Costa

14. Estudios de Análisis Eléctrico de identificación y evolución de restricciones De las alternativas analizadas en los estudios eléctricos la mejor alternativa fue Cerromatoso – Chinú – Copey 500kV. La alternativa Cerromatoso – Copey fue descartada por presentar en los análisis problemas operativos ante la energización de la línea con indisponibilidad de un reactor de la misma. Análisis Modal Pérdidas en el STN

15. Estudios de Análisis Eléctrico de identificación y evolución de restricciones Límite de importación

16. Estudios de Análisis Eléctrico de identificación y evolución de restricciones Generación de Seguridad

17. Análisis Energético – Evaluación de beneficios La conexión mediante dos circuitos entre Ituango y Cerromatoso y el circuito Cerromatoso – Chinú – Copey 500kV presentó el mejor desempeño eléctrico y en el análisis energético presenta una relación B/C superior a 1, por tanto el CND recomienda estas obras como la expansión a definir para la reducción de restricciones para el área Caribe en el Largo Plazo. Escenario 1: Disponibilidad de 380 MPCD constante todos los años. Escenario 2: Disponibilidad de 380 MPCD en el 2012 y un decrecimiento del 6% anual en la disponibilidad del 2013 en adelante.

18. Análisis de impacto de tarifa a usuario El costo estimado a UC del Circuito Cerromatoso – Chinú – Copey 500kV incluyendo el AOM es de 198 MUSD, lo que equivale a un IAE estimado de 18.8MUSD De acuerdo a la Evaluación Económica realizada, donde el proyecto presentó una relación B/C superior a 1, se espera que la reducción en la componente de Restricciones sea mayor al incremento en la componente T. El comportamiento del mercado determinará la magnitud de esta reducción

19. 19 19 Conclusiones y recomendaciones • Continuar y fortalecer la coordinación entre el planeamiento de expansión y el planeamiento operativo para lograr planes integrales y desarrollo armonioso del SIN (Transmisión y sub-transmisión). • Es necesario revisar los criterios de confiabilidad para que se ajusten a la realidad país. • La inversión en la red de Transmisión tiene un óptimo donde se minimiza el costo total de transporte y restricciones. • Realizar seguimiento continuo a la ejecución de obras en el STN, STRy generación. • Apoyar en el desarrollo de propuestas regulatorias que permitan dar las señales adecuadas para la expansión del SIN. • Con los futuros retos (Generación Distribuida, vehículos eléctricos, Smart Grid, demanda activa, entre otros) y las exigencias de crecimiento del sector, es necesario que la regulación y planeamiento de la transmisión sean flexibles y se adapten a estos cambios. • Se deben definir políticas claras relacionados con la matriz energética, la parte ambiental, infraestructura, entre otras que afecten la expansión del sistema.

20. 20 Parte 2. Documento Técnico Análisis y propuesta.

21. Parte 2. • Análisis de restricciones • Informe de restricciones • Análisis trimestral de restricciones • Análisis general de restricciones • Conclusiones • Identificación, clasificación y asignación de GS • Análisis del proceso actual • Propuesta Identificación y clasificación

22. Líneas de desarrollo • Criterios confiabilidad en el STN y STR. • Regulación Potencia Reactiva.