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Informe Situación Energética y Eléctrica Junta Directiva N° 86 - Mayo 25 de 2012

Informe Situación Energética y Eléctrica Junta Directiva N° 86 - Mayo 25 de 2012. Contenido. Evolución variables del SIN Panorama energético. Evolución variables del SIN. Seguimiento Demanda del SIN - a mayo 20 de 2012. Doce Meses. Mayo 20 3.3%. GWh. Mayo 20 2.4%. Mayo 20 2.3%.

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Presentation Transcript

  1. Informe Situación Energética y Eléctrica Junta Directiva N° 86 - Mayo 25 de 2012

  2. Contenido Evolución variables del SIN Panorama energético

  3. Evolución variables del SIN

  4. Seguimiento Demanda del SIN - a mayo 20 de 2012 Doce Meses Mayo 20 3.3% GWh Mayo 20 2.4% Mayo 20 2.3% Nota: No incluye los consumos de Cerromatoso, 3.4% (3.3%), 3,4 (3.4%) y 3,2(3.4%).

  5. Estado variables hídricas – mayo 23 de 2012

  6. Evolución del embalse agregado SIN Primer y Segundo Año Datos hasta el 23 may

  7. Exportaciones Datos hasta el 23 may

  8. Generación Fuera de Mérito CAOP elecciones Restricción suministro de gas en Caribe ene 15 – feb 26 Aplicación Acuerdo CNO 570 feb 11 – mar 3 Porce III – Cerromatoso 500 kV ene17-feb4, mar14-abr18, jun27-ago 8, ago 14-31, sep3-ene 7 Porce III – San Carlos 500 kV mar23-abr18, may23-jun7, jun27-jul26, oct10-oct24 Cerromatoso – Primavera 500 kV ene 15 - 26. Bacatá – Primavera 500 kV ene 16 - 30. Porce III – Cerro abr 2-19 CAOP Cumbre abr 13-15 Datos hasta el 21 may

  9. Evolución del Costo Unitario de Restricciones (1) (1) No se incluyen los alivios o cargos asociados al componente de restricciones Datos hasta el 21 de mayo

  10. Precio de Bolsa y Contratos por tipo de Mercado Pesos constantes • Precio Mercado No Regulado: Incluye todas las compras realizadas por comercializadores y generadores con un destino diferente al mercado regulado. Parcial mayo

  11. Precio Promedio Diario de Bolsa y precios Máximos y Mínimos por día Parcial mayo

  12. Panorama energético

  13. 13 Información Básica Simulaciones

  14. Plan de Expansión Generación considerado Termocol (2012): 202 MW TermoNorte (2017): 88 MW Gecelca 3 (2012): 150 MW Gecelca 32 (2015): 250 MW HidroItuango (2018): 1200 MW Carlos Lleras (2015): 78 MW San Miguel (2015) : 42 MW Porvenir II (2018): 350 MW TermoTasajero II (2015) : 160 MW Sogamoso(2014) : 800 MW Quimbo (2014): 420 MW Amoya(2012): 80 MW Cucuana(2013): 60 MW Ambeima(2015): 45 MW 14

  15. Variables Energéticas con significante impacto en la confiabilidad Escenarios de Hidrología Escenario de atraso en entrada de proyectos * Para todos los casos Disponibilidad de Gas

  16. Disponibilidad de Gas para Generación (GBTUD)- Incluyendo GNI2016 Disponibilidad (GBTUD) Potenciales de producción nacional GNI disponible a 13.5 $US/MBTU Fuente: Ministerio de Minas y Energía (Octubre 2011)

  17. Plano de Escenarios Alta Disp. De gas Atrasos: Caso Base Disp. Gas : Con GNIdesde 2016 Atrasos: Caso Con Atrasos Disp. Gas : Con GNIdesde 2016 Con Atrasos en P.exp Sin Atrasos en P.exp Atrasos: Caso Con Atrasos Disp. Gas : Esc decrecimiento. Atrasos: Caso Base Disp. Gas : Esc decrecimiento Baja Disp. De gas

  18. Resultados Simulaciones- Consumo de Gas Escenarios base (sin atrasos) Escenariodecrecimientodisponibilidadde gas EscenarioDisponibilidadGNIdesde 2016

  19. Resultados Simulaciones- Consumo de Gas Escenarios con atrasos Escenariodecrecimientodisponibilidadde gas EscenarioDisponibilidadGNIdesde 2016

  20. Resultados Simulaciones- Consumo de Líquidos Con atrasos Sin atrasos Escenariodecrecimientodisponibilidadde gas EscenarioDisponibilidadGNIdesde 2016

  21. Conclusiones y Recomendaciones • Con los supuestos considerados se observa una atención confiable de la demanda a lo largo del horizonte con excepción del verano de 2022 donde se presentan hasta dos casos con déficit. • Ante el atraso del proyecto Ituango, se observa: • Un mayor uso del gas disponible tanto en la costa como en el interior • Ante un escenario de decrecimiento en disponibilidad de gas como el considerado, los consumos de combustibles líquidos superan los 200 GBTUD en casos extremos de hidrología. • Con disponibilidad suficiente de GNI, se observa que los consumos extremos de este combustible alcanzaría en las series de hidrología extrema (percentil 95 de consumo) valores de 380 MBTUD en la costa y hasta 180 GBTUD en el interior. • Es conveniente definir los escenarios futuros con información más precisa sobre disponibilidad del gas Natural Nacional y del GNL. Es importante establecer escenarios de costos de GNL puestos en planta.

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