Evaluación del impacto de la modificación del procedimiento de pronóstico de demanda de energía de corto plazo para el Sistema Interconectado Nacional colombiano.
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Autores
Grajales Espinal, Cristian David
Director
Tipo de contenido
Document language:
Español
Fecha
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Resumen
Title: Evaluation of the modification impact on the short term energy demand forecasting procedure for the Colombian National Interconnected System.
One of the most important technical aspects of integrating renewable energy into the national interconnected system (SIN) is the variability of the load to be supplied by the operator. As there is a greater penetration of renewable energies, both in distributed generation and small-scale self-generation, there is greater uncertainty in the residual load that the system operator must meet. Therefore, knowing with low error levels the intra-hourly or hourly demand will be a highly important task for the electrical system operator. This operational condition was not a problem when (Comisión de Regulación de Energía y Gas, 1995) was formulated in 1995, where the load depended directly on the resources dispatched centrally and had no active participation in the system. However, the current situation derived from (Ministerio de Minas y Energía, 2014), has been promoting a set of regulations in the electricity sector that make the participation of load in the system and in the electricity market more dynamic, this It brings with it a number of concerns, one of which is related to the management of the procedures that are currently carried out to guarantee the reliable and safe operation of the electrical system. For the particular case of energy load, it is important to evaluate whether the described procedure (Consejo Nacional de Operación, 2017) and the regulation related to load forecast can be improved through a procedure that increases the frequency of updates load forecasts and their impact on planning in short-term scenarios and day ahead market.
Uno de los aspectos técnicos más importantes de la integración de las energías renovables al sistema interconectado nacional (SIN) es la variabilidad de la demanda a abastecer por parte del operador. A medida que exista una mayor penetración de energías renovables, tanto en generación distribuida como autogeneración a pequeña escala, existe mayor incertidumbre en la demanda residual que debe atender el operador del sistema. Por lo tanto, conocer con bajos niveles de error la demanda intra-horaria u horaria será una tarea de alta importancia para el operador del sistema eléctrico. Esta condición operativa no era un problema cuando se formuló el código de red en 1995 (Comisión de Regulación de Energía y Gas, 1995), donde la demanda de energía dependía directamente de los recursos despachados centralmente y no tenía participación activa en el sistema. Sin embargo, la situación actual derivada de (Ministerio de Minas y Energía, 2014), ha venido impulsando en el sector eléctrico un conjunto de normas que hacen más dinámica la participación de la demanda en el sistema y en el mercado de energía eléctrica, esto trae consigo un sin número de inquietudes, una de ellas está relacionada con el manejo de los procedimientos que se realizan actualmente para garantizar la operación confiable y segura del sistema eléctrico. Para el caso particular de la demanda de energía, es importante evaluar si el procedimiento descrito (Consejo Nacional de Operación, 2017) y la regulación relacionada con el pronóstico de demanda puede ser mejorado a través de un procedimiento que aumente la frecuencia de las actualizaciones de los pronósticos de demanda de energía y su impacto sobre la planeación en escenarios de corto plazo y del despacho económico.
Uno de los aspectos técnicos más importantes de la integración de las energías renovables al sistema interconectado nacional (SIN) es la variabilidad de la demanda a abastecer por parte del operador. A medida que exista una mayor penetración de energías renovables, tanto en generación distribuida como autogeneración a pequeña escala, existe mayor incertidumbre en la demanda residual que debe atender el operador del sistema. Por lo tanto, conocer con bajos niveles de error la demanda intra-horaria u horaria será una tarea de alta importancia para el operador del sistema eléctrico. Esta condición operativa no era un problema cuando se formuló el código de red en 1995 (Comisión de Regulación de Energía y Gas, 1995), donde la demanda de energía dependía directamente de los recursos despachados centralmente y no tenía participación activa en el sistema. Sin embargo, la situación actual derivada de (Ministerio de Minas y Energía, 2014), ha venido impulsando en el sector eléctrico un conjunto de normas que hacen más dinámica la participación de la demanda en el sistema y en el mercado de energía eléctrica, esto trae consigo un sin número de inquietudes, una de ellas está relacionada con el manejo de los procedimientos que se realizan actualmente para garantizar la operación confiable y segura del sistema eléctrico. Para el caso particular de la demanda de energía, es importante evaluar si el procedimiento descrito (Consejo Nacional de Operación, 2017) y la regulación relacionada con el pronóstico de demanda puede ser mejorado a través de un procedimiento que aumente la frecuencia de las actualizaciones de los pronósticos de demanda de energía y su impacto sobre la planeación en escenarios de corto plazo y del despacho económico.
Abstract
Palabras clave propuestas
National Interconnected System (SIN); Sistema Interconectado Nacional; Load forecast; Pronósticos de demanda; National Operation Council (CNO); Comisión de Regulación de Energía y Gas; Generación Distribuida; Energy and Gas Regulation Commission (CREG); Day Ahead Market; Demanda de energía; Sistema eléctrico Colombano; Mercados de energía