19 de enero de 2006 

Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 

EXPERIENCIAS EN LA CONFIABILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO COLOMBIANO 

Alvaro Murcia – Gerente Centro Nacional de Despacho Seminario Internacional CIGRE 2005 

“Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos” Noviembre 27, 28 y 29 de 2005.  Santiago de Chile

2 

CONTENIDO 

1.Quiénes somos? 

2.Sistema Eléctrico Colombiano 

3.Confiabilidad en el Sistema Eléctrico Colombiano 

4.Como ve cada integrante de la cadena productiva las señales de la confiabilidad 

5.Como ve la confiabilidad el operador del sistema y administrador del mercado? 

6.Conclusión

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1. Quiénes somos?

4 

XM COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A. E.S.P. UNA EMPRESA COMPROMETIDA CON LA PROMOCIÓN DE LA INTEGRACIÓN REGIONAL LATINOAMERICANA 

­ Con una experiencia de más de treinta y ocho años en ISA 

­ Presta los servicios de operación y administración del mercado eléctrico colombiano. 

­ Cuenta con personas con conocimiento y capacidad para innovar, soportados por avanzados recursos tecnológicos que le agregan valor a sus servicios. 

­ Puede aportar a la consolidación de un Mercado de energía Latinoamericano: ­ Utilización eficiente de los recursos ­ Prestación del servicio con estándares de calidad ­ Tarifas más económicas del servicio ­ Generar mayores oportunidades para los agentes ­ Fortalecer la competitividad de la región.

5 

FORTALEZAS DE XM 

38 años operando el Sistema Interconectado Nacional y 10 años 

Administrando el Sistema de Intercambios Comerciales 

Humana, Organizacional y Tecnología 

Transparencia, innovación, ética... 

Orientación al cliente, Conocimiento aprendizaje permanente 

Experiencia 

Capital Intelectual 

Valores 

Cultura 

Criterio de independencia Gobierno corporativo

6 

GOBIERNO CORPORATIVO 

Accionistas 

Gerencia General Junta Directiva 

Código de 

Bueno Gobierno

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2. Sistema Eléctrico Colombiano

8 

COLOMBIA EN EL CONTEXTO LATINOAMERICANO 

Población (2005 P)  44.5 millones 

Area 1.1 millones de kilómetros cuadrados (Aproximadamente dos veces Francia) 

Ciudades con población > 1 millón 

Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla (8 ciudades sobre 500,000 habitantes) 

PIB, per capita  US$ 2,123 

Economía  Séptima economía en América y la quinta en Latinoamérica. 

PIB  94.5 Miles de millones de dólares 

Coberttura del servicio  43 Millones aproximadamente

9 

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA 

Plantas Hidráulicas  8,557.0 MW Plantas Térmicas a Carbón  692.0 MW Plantas Térmicas a Gas  3,661.0 MW Cogeneradores  25.2 MW Plantas Menores  430.5 MW Total  13,365.7 MW 

Ecuador Importación  215.0 MW Exportación  285.0 MW Venezuela Importación  205.0 MW Exportación  336.0 MW 

Volumen máximo embalsable  16,238.8 GWh Volumen Util  15,243.3 GWh 

500 kV  1,449.4 km 220­230 kV  10,815.5 km 110­115 kV  9,909.9 km 

Energía Anual (12 meses)  48,513 GWh Crecimiento anual  (Ene05­Oct05)  4.17% Potencia máxima  8,332  MW 

Demanda de Electricidad 

Capacidad de Generación 

Interconexiones internacionales 

Reservas 

Redes de Transmisión 

Caribe 19% Capac. 23% Demanda 

Centro 23% Capac. 25% Demanda 

Antioquia 32% Capac. 15% Demanda 

Nordeste 6% Capac. 

11% Demanda 

Suroccidente 20% Capac. 26% Demanda 

industrial 34% 

Oficial 5% 

Residenci al 43% 

Otros 3% 

Comercial 15% 

Fuente UPME 

DEMANDA Sep 2005 

33,7% 

66,3% 

No Regulada  Regulada 

64% Hidráulica 

>0.1 MW ó 55 MWh­mes

10 

MARCO LEGAL DE LOS SERVICIOS PUBLICOS… 

•  Planeación energética y eléctrica •  Despacho económico •  Coordinación, supervisión y control de la operación 

•  MEM •  Intercambios comerciales 

Gas, Energía y Planeamiento Eléctrico, Transmisión, Distribución, Racionamiento, Coordinación, Supervisión, Operación y Control, Tarifas, Facturación 

Código Comercial: Resolución CREG 024 de 1995 

Código Comercial: Resolución CREG 024 de 1995 

Código de Redes: Resolución CREG 025 de 1995 

Otras resoluciones CREG 1994­2005 

DECISIÓN CAN 

Ley 142 de 1994  Ley 143 de 1994 

CONSTITUCIÓN 1991 CONSTITUCIÓN 1991 

LAC STN – 012 de 1995 LAC STN – 012 de 1995

11 

Ø  Monopolio del Servicio Ø  Competencia a partir de 1999 en la expansión del 

STN Ø  Libre acceso a las redes y cargos regulados 

Ø  Abierto a la competencia Ø  Presentan ofertas al spot 

OPERACIÓN DEL SISTEMA Y ADMINISTRACIÓN DEL 

MERCADO 

Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes  Ø  Regulados 

Ø  No regulados (>0.1MW ó 55 MWh ­ mes) 

COMERCIALIZACIÓN Ø  Compra y venta de energía Ø  Abierto a la competencia 

DISTRIBUCIÓN Ø  Monopolio del Servicio Ø  Libre acceso a las redes Ø  Cargos regulados 

TRANSMISIÓN 

GENERACIÓN 

CLIENTES 

ACTIVIDADES DE LA CADENA PRODUCTIVA

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3. Confiabilidad en el Sistema Eléctrico Colombiano

13 

Además de las condiciones propias del negocio de la electricidad, Colombia enfrenta dos grandes retos: 

A QUE SOMOS VULNERABLES? 

Vulnerabilidad hidrológica 

Debido la alta componente hidráulica en el sistema colombiano  64% 

Y la regulación media de los embalses 

Vulnerabilidad en la red 

Ataques a la infraestructura eléctrica

14 

VULNERABILIDAD A LA HIDROLOGÍA: EVENTO EL NIÑO 

•0 

•1,000 

•2,000 

•3,000 

•4,000 

•ene­92 

•jul­92 

•ene­93 

•jul­93 

•ene­94 

•jul­94 

•ene­95 

•jul­95 

•ene­96 

•jul­96 

•ene­97 

•jul­97 

•ene­98 

•jul­98 

•ene­99 

•jul­99 

•ene­00 

•jul­00 

•ene­01 

•jul­01 

•ene­02 

•jul­02 

•ene­03 

•jul­03 

•ene­04 

•jul­04 

•ene­05 

•Demanda Total  •Generación Total  •Generación Hidráulica  •Generación Térmica 

•Racionamiento  •El Niño 

El Niño 1997 – 1998:  El segundo evento más fuerte en 50 años, después del evento de los años 80´s. NOAA

15 

VULNERABILIDAD A LOS ATENTADOS A LA INFRAESTRUCTURA 

Se ha operado el sistema en condiciones de alta indisponibilidad de elementos del sistema de transmisión debido a atentados a la red. 

79 

454 

282 

483 

329 

127 172 161  140 

45 102 

130 

0 

100 

200 

300 

400 

500 

600 

2000  2001  2002  2003  2004  2005 

Atentados Torres Derribadas 

No. Atentados y Torres derribadas

16 

SIN EMBARGO LA  ATENCION DE LA DEMANDA HA SIDO UN INDICADOR EJEMPLAR 

A pesar de los atentados a la red, la demanda no atendida en cada mes no ha superado el 0.6% en los últimos 6 años 

Demanda no atendida por atentados 

0 

0,1 

0,2 

0,3 

0,4 

0,5 

0,6 

Ene­ 00 

Jul­ 00 

Ene­ 01 

Jul­ 01 

Ene­ 02 

Jul­ 02 

Ene­ 03 

Jul­ 03 

Ene­ 04 

Jul­ 04 

Ene­ 05 

Jul­ 05 

Mes 

% de la dem

anda

 men

sual 

Demanda no atendida por atentados

17 

QUE HEMOS HECHO PARA LOGRARLO? 

Vulnerabilidad hidrológica 

Pago por capacidad 

Mínimos operativos en los embalses 

Vulnerabilidad en la red 

Esquemas de reestablecimiento rápidos 

Indicadores de confiabilidad para la planeación 

Coordinación sectores gas ­electricidad 

Desarrollo de las interconexiones internacionales 

Desarrollo del AGC por áreas aisladas 

Red de medición de frecuencia y detección de oscilaciones 

Esquemas de reconfiguración de líneas 

Desarrollo de un programa para evaluar estabilidad transitoria del sistema en tiempo real 

Criterios probabilísticos (VERPC) y determinísticos (N­1) para la planeación y operación 

Pruebas de disponibilidad a generadores 

Condición Anormal de Orden Público

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4. Cada integrante de la cadena productiva ve las señales de la confiabilidad

19 

LOS GENERADORES SON REMUNERADOR POR SU APORTE A LA FIRMEZA DEL SISTEMA

GENERACIÓN 

FIRMEZA 

Ingresos por Pagos por Capacidad 

Cada año se informa a cada generador sus ingresos por pagos por capacidad 63  US$/kW­año 

Índices disponibilidad 

Una indisponibilidad del generador afecta los ingresos por Pagos por 

Capacidad 

Resultado: Alta disponibilidad de los generadores: cercana al 90% en promedio últimos 12 meses

20 

LOS TRANSPORTADORES Y DISTRINUIDORES DEBEN MANTENER ALTA DISPONIBILIDAD DE LA RED 

TRANSMISIÓN 

DISPONIBILIDAD 

Índices disponibilidad  Índices DES y FES 

El incumplimiento genera penalizaciones en el ingreso 

regulado 

El incumplimiento genera compensaciones al usuario 

final 

Y  DISTRIBUCIÓN 

Resultado: La red de ISA, con una disponibilidad superior al 99.3% en los años 2004 y 2005 

12 meses 

Resultado: Los distribuidores han mejorados los estándares de eficiencia en la gestión de 

su red

21 

336 MW 336 MW 

295 MW 295 MW 

100 MW 100 MW 

Redes Redes 

Decisión CAN 536 Decisión Decisión CAN 536 CAN 536 

Esquema de mercado TIE  Co ­ Ec 

Acuerdo TIE Ec ­ Pe (en desarrollo) 

Reglas Reglas 

Contratos bilaterales Ve ­ Co 

Cobertura redes nacionales 

LAS INTERCONEXIONES CON VENZUELA Y ECUADOR MEJORAN LA CONFIABILIAD DE LOS PAISES 

•  Mejoran la respuesta ante eventos y el rango de calidad de la frecuencia (Ecuador). 

•  Participacion de Venezuela en el mercado del AGC 

•  Atención de la demanda en áreas aisladas 

•  Apoyo en el restableciemiento

22 LOS COMERCIALIZADORES VEN LAS SEÑALES DEL MERCADO A LA VULNERABILIDAD HIDROLOGICA ...ALZA EN PRECIOS 

Aportes hidrolóligos al SIN  

0 

50 

100 

150 

200 

Jul­ 

95 

Mar­ 

96 

Nov­ 

96 

Jul­ 

97 

Mar­ 

98 

Nov­ 

98 

Jul­ 

99 

Mar­ 

00 

Nov­ 

00 

Jul­ 

01 

Mar­ 

02 

Nov­ 

02 

Jul­ 

03 

Mar­ 

04 

Nov­ 

04 

Jul­ 

05 

% de la media 

0 

50 

100 

150 

200 

250 Jul­95 

Mar­96 

Nov­96 

Jul­97 

Mar­98 

Nov­98 

Jul­99 

Mar­00 

Nov­00 

Jul­01 

Mar­02 

Nov­02 

Jul­03 

Mar­04 

Nov­04 

Jul­05 

$/kW

h de octubre de 2005 

CONTRATOS Mm BOLSA

23 EL USUARIO FINAL VEN EN LAS TARIFAS LAS SEÑALES DEL MERCADO A LA VULNERABILIDAD EN LA RED ... 

0 

50 

100 

150 

200 

250 

300 

350 

Jul­95  Jul­96  Jul­97  Jul­98  Jul­99  Jul­00  Jul­01  Jul­02  Jul­03  Jul­04 

$/kW

h ($ ju

nio de 2005) 

G  O  T  C  D 

O C D PR T G CU + + +

− +

= ) 1 ( 

Evolución Precios de energía que pagan los usuarios 

Los atentados a la infraestructura aumentan las restricciones del sistema (componente O) aumentando la tarifa a usuario final. 

Las bajas hidrologías impactan las restricciones del sistema (componente G) aumentando la tarifa a usuario final.

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5. Como ve la confiabilidad el operador del sistema y administrador del mercado?

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EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA Y ADMINISTRACION DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD 

CRITERIO PROBABILÍSTICO 

VERPC ­Se calcula la probabilidad de falla de cada elemento de la red con base en la historia. ­Para cada falla de un subsistema eléctrico, se calcula su racionamiento ­Se calcula el VERPC de cada subárea como el déficit asociado a una probabilidad. ­Se verifica que el VERPC de cada subárea sea menor que el VERPC de referencia, forzando generación. 

s  : indexa las subáreas S :  # de subáreas p : VERPC de referencia S 

VERPC S

s s ∑

= =  1 

) 0 (

ρ

s  : indexa las subáreas S :  # de subáreas p : VERPC de referencia S 

VERPC S

s s ∑

= =  1 

) 0 (

ρ

CRITERIO DETERMINÍSTICO 

n­1 Se verifica que, ante 

contingencia n­1, no suceda evento en cascada que 

ocasione desatención de la demanda. 

Resultado: límites de transporte a través de subáreas (cortes)

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5. CONCLUSION

27 

•  En Colombia,  además de los aspectos generales de la confiabilidad, se tiene una alta vulnerabilidad  a  la  hidrología  y  a  los  atentados  a  la  infraestructura  eléctrica.    Sin embargo se han mantenido altos índices en la atención de la demanda. 

•  Se dispone de señales regulatorias y de gestión  para cada uno de los agentes de la cadena  productiva,  las  cuales  van  desde  la  planeación  de  largo  plazo  hasta  la operación real del sistema. 

•  Para lograr una mayor continuidad en el servicio, el operador del sistema además de las señales que el mercado le brinda, ha desarrollado herramientas tales como el AGC por  áreas  aisladas,  una  red  de  medidores  de  frecuencia  y  modos  de  oscilación, estimación de  la estabilidad del sistema en tiempo real etc., que le permiten dar una respuesta oportuna. 

•  La  integración  eléctrica  y  energética  con  Venezuela  y  Ecuador  ha  traído  muchos beneficios  para mejorar  la  confiabilidad,  por  lo  que  promovemos  un mayor  nivel  de integración,  que  permitirá  que  se  asegure  la  prestación  del  servicio  con  altos estándares de calidad, fortaleciendo la competitividad en la región. 

CONCLUSIONES

28