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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ABRIL DE 2014 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901

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FAX: (+57 1) 221 9537

Línea Gratuita Nacional 01800 911 729

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INTRODUCCIÓN:

El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento

de algunas de las variables del sistema de generación y del mercado eléctrico

colombiano. Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción

general del parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las

tecnologías y la participación de los agentes. Asimismo se muestra la evolución de

variables como el consumo de combustibles de las plantas térmicas, la evolución de

variables hídricas, la información de los intercambios regionales de electricidad, la

evolución del precio de la electricidad, las generaciones fueras de mérito, que están

asociadas a las limitaciones de la red del Sistema interconectado Nacional. De igual

manera, el informe ilustra la evolución histórica de las emisiones y factor de emisión,

al igual que la relación entre la Energía en Firme para el cálculo del Cargo por

Confiabilidad – ENFICC y la proyección de demanda más reciente de la UPME.

1. CAPACIDAD INSTALADA

Al finalizar el mes de abril el parque generador colombiano contaba con una

capacidad total instalada de 14,635.5 MW. La información de la contribución por tipo

de tecnología/recurso utilizado en la generación se presenta en la Tabla 1.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia [MW]

Hidráulica 9,909.9

Térmica Gas 3,924.8

Térmica Carbón 701.0

Biomasa 67.8

Otras 32.0

Total 14,635.5

Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de tabla: UPME

La participación de cada tipo de tecnología/recurso en la capacidad instalada

del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ilustra en la Gráfica 1. De manera

general se observa que las centrales hidroeléctricas tienen una participación

mayoritaria con el 67.7% sobre el total. En segundo lugar se ubican las centrales

térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada 31.6%. Esta

distribución se mantiene sin mayores variaciones, debido a que en el sistema no han

entrado ni salido de operación, centrales de generación de gran capacidad instalada.

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica


Fuente de gráfica: UPME

1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos

Al revisar la capacidad instalada en los departamentos que hacen parte del

Sistema Interconectado Nacional - SIN, se encuentra que las regiones de Antioquia y

Chocó presentan la mayor concentración de potencia del país, con 4,257.2 MW (ver

Grafica 2). En contraste se observa que la región comprendida por los departamentos

de Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander, cuenta con 2,051.8 MW (ver

Grafica 4), lo cual la ubica como la región con menor capacidad instalada.

Tabla 2: Capacidad instalada en cada región por tipo de recurso [MW]

HIDRAULICA GAS CARBON BIOMASA EOLICA FUEL OIL

Antioquia 3,792.2 460.0 0.0 5.0 0.0 0.0

Chocó 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Atlántico 0.0 1,528.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bolívar 0.0 591.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Cesar 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Córdoba 338.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

La Guajira 0.0 302.0 0.0 0.0 18.0 0.0

Magdalena 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Sucre 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Boyacá 1,000.0 0.0 321.0 0.0 0.0 0.0

Casanare 0.0 109.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Santander 21.0 445.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Norte de Santander 0.0 0.0 155.0 0.0 0.0 0.0

Bogotá D.C. 4.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Cundinamarca 2,476.0 0.0 225.0 0.0 0.0 0.0

Guaviare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Meta 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Caldas 585.0 51.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Caquetá 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Cauca 321.5 0.0 0.0 15.0 0.0 14.0

Huila 547.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Nariño 24.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Putumayo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Quindío 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Risaralda 8.0 0.0 0.0 6.0 0.0 0.0

Tolima 160.9 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Valle del cauca 626.8 434.0 0.0 41.8 0.0 0.0



67.7%

26.8%

4.8%0.5% 0.2%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Biomasa

Otras

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En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo es la

capacidad instalada en cada grupo de departamentos por tipo de recurso utilizado

para la generación.

Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW]



Gráfica 3: Capacidad instalada en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW]



Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander [MW]




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Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Cundinamarca, Guaviare y Meta [MW]



Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW]



1.2 Participación de capacidad instalada por agente:

En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes

generadores en función de la capacidad instalada de cada uno de ellos.

Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [MW],[%]



Allí se observa, sin variaciones, que Empresas Públicas de Medellín – E.P.M.

tiene la mayor participación en el mercado con 3,259.5 MW, es decir cerca del 22%,

seguida por Emgesa con 2,977.1 MW e Isagen con 2,181.9 MW. Otros actores

importantes en el SIN son, Gecelca, AES Chivor, EPSA y Celsia.

3,259.5, 22%

2,977.1, 20%

2,181.9, 15%

1,207.0, 8%

1,000.0, 7%

997.1, 7%

809.8, 6%

2,203.2, 15%EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLINE.S.P.

EMGESA S.A. E.S.P.

ISAGEN S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORADE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICOS.A. E.S.P.

CELSIA S.A E.S.P.

OTROS AGENTES


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Tabla 3: Capacidad instalada por Agente

Agente Capacidad

instalada [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 3,259.5

EMGESA S.A. E.S.P. 2,977.1

ISAGEN S.A. E.S.P. 2,181.9

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

1,207.0

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,000.0

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 997.1

CELSIA S.A E.S.P. 809.8

OTROS AGENTES 2,203.2

Total 14,635.5



2. GENERACIÓN

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) recibió 5,209.1 GWh durante el mes

de abril (ver Tabla 4). Esto representa una disminución de 3.2% respecto al mes

inmediatamente anterior.

Como se puede observar, el mayor aporte en la generación del mes de abril

estuvo dado por las centrales hidráulicas con cerca del 62% del total de la electricidad

generada, es decir 3,228.2 GWh, sin embargo, la generación con este tipo de

centrales se redujo en 14.3% respecto al mes de marzo, este comportamiento puede

estar asociado a la incertidumbre climática.

De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas (gas, carbón y

líquidos) generaron de manera agregada 1,690.5 GWh, lo que equivale a una

participación de 32.4%. Esto representa un incremento en la participación cercano al

34.0% respecto al mes anterior. Asimismo en la tabla se presenta la generación de

electricidad de las centrales menores y los cogeneradores. En estos casos, se

observa una reducción en la electricidad entregada de 7.9% y de 8.0%

respectivamente.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

Hidráulica 3,228.2 61.97%

Térmica Gas 1,092.2 20.97%

Térmica Carbón 574.4 11.03%

Menores 257.6 4.95%

Cogeneradores 32.9 0.63%

Térmica Líquidos 23.9 0.46%

Total 5,209.1 -



Por otro lado, en la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo

de central. En la gráfica se observa que la generación agregada del mes de abril se

ubica cerca del promedio de los últimos 12 meses.

De manera general se observa que la generación de las centrales hidráulicas

fue la menor del último año, mientras que la generación térmica agregada alcanzo el

mayor valor en el mismo intervalo de tiempo, en particular la generación térmica a

gas.

Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología



2.1 Participación en la generación por agente:

Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes

abril, se puede observar en la Grafica 9, que E.P.M. y Emgesa tuvieron una

contribución similar cercana al 20.0% para cada uno.

Asimismo se observa una participación importante de Isagen y Gecelca con

valores cercanos a 16.0% y 13.0%, respectivamente. El resto de la generación fue

aportada por 35 agentes más, que le entregaron al SIN cerca del 30.0% de la

electricidad demandada.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

abr.

-13

ma

y.-

13

jun.-

13

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct

.-1

3

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

En

erg

ía [

GW

h]

HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON

MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS


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Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh],[%]



Tabla 5: Generación mensual por Agente

Agente Energía

Generada [GWh]

EMGESA S.A. E.S.P. 1,093.7

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 1,024.6

ISAGEN S.A. E.S.P. 841.8

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

682.1

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 360.0

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 253.0

CELSIA S.A E.S.P. 219.2

OTROS AGENTES 734.7

Total 5,209.1



2.2 Participación Térmica:

La Gráfica 10 presenta la participación histórica de las centrales de generación

térmicas de los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de los aportes de la

generación térmica al SIN, ya que en ocasiones presenta picos que superan el 40.0%

del total de la generación diaria.

La generación de electricidad a partir de combustibles fósiles, tuvo una

participación promedio de 32.6% durante el mes de abril, lo que representa un

incremento en 34.5% en comparación al mes inmediatamente anterior. Asimismo, la

participación térmica en este periodo alcanzó el máximo de los últimos 12 meses con

un pico de 40.1%.

Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a

gas generaron 36.4 GWh–día, mientras que las plantas a carbón aportaron en

promedio 19.1 GWh–día.

Gráfica 10: Histórico de participación térmica



De acuerdo a los registros del mes de abril, las centrales térmicas a gas

aportaron el 64.6% del total de la generación térmica, mientras que la las centrales a

carbón entregaron el 33.9%. El resto de la generación térmica fue aportado por

centrales operadas con Fueloil y Gas Natural. Esta participación no tiene mayor

variación respecto a la registrada en el mes inmediatamente anterior.

Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los

combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de abril.

1,093.7, 21%

1,024.6, 20%

841.8, 16%

682.1, 13%

360.0, 7%

253.0, 5%

219.2, 4%

734.7, 14% EMGESA S.A. E.S.P.

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLINE.S.P.

ISAGEN S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DEENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICOS.A. E.S.P.

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.

CELSIA S.A E.S.P.

OTROS AGENTES0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

ma

y.-

12

jun

.-1

2

jul.-1

2

ago

.-1

2

sep

.-12

oct.

-12

nov.-

12

dic

.-12

ene

.-1

3

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-

13

jun

.-1

3

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

En

erg

ía [

GW

h]

Generacion con gas Generacion con carbonGeneracion con fueloil y ACPM Otra generacionGeneracion Termica SIN (%)


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Durante el este periodo se necesitó un total de 14,936.4 GBTU, lo que

representa un aumento en el consumo de 26.7% en comparación al mes de marzo

El consumo de gas natural durante este periodo alcanzó 9,105.0 GBTU, siendo

este el mayor consumo de este energético para la generación de electricidad de los

últimos 2 años.

La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación

de electricidad. En el caso del carbón se observa un incremento en su demanda

cercano a 1,500 GBTU.

Finalmente para el caso de los combustibles líquidos, ACPM (FO2) y

combustóleo (FO6), se encontraron incremento en los consumos de 83.4 GTBU y

144.1 GBTU, respectivamente.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo [GBTU] Participación [%]

Gas Natural 9,105.0 61.0%

Carbón 5,538.3 37.1%

ACPM (FO2) 113.1 0.8%

Combustóleo (FO6) 180.1 1.2%

Total 14,936.4 -



Asimismo, en la Gráfica 11 se presenta el comportamiento del consumo de

combustibles del SIN durante los últimos 18 meses. Allí se observa la magnitud del

incremento de la demanda de fósiles entre el mes de marzo y el mes de abril. De la

misma forma se puede observar en la gráfica, que el mayor consumo de

combustibles registrado ocurre en el mes de abril, en especial el de carbón.

Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación



2.3 Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:

Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de emisión del sistema de

generación eléctrico colombiano, se utiliza la información reportada de consumo de

combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de

central. Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo

denominado Factores de Emisión (FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).

En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO2

del SIN para el mes de abril. Durante este mes, el parque generador colombiano

emitió más de 1,100,000 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural,

Carbón y Combustibles líquidos, siendo así abril el mes con mayor cantidad de

emisiones del último año. Las centrales que utilizan Gas Natural y Carbón para su

proceso generaron volúmenes de CO2 similares con una participación cercana al 50%

en los dos casos.

De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del

sistema de generación en el mes de abril fue de 0.215 Ton CO2/MWh. Al comparar

este valor con el del mes inmediatamente anterior, se encuentra un incremento de

33.5%, el cual se explica a través de la reducción de la participación de la generación

hidráulica y el incremento en la participación de la generación térmica, en especial las

centrales operadas con carbón.

Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta Energía Neta

Generada. [MWh]

Consumo de

Combustible [MMBTU]

Emisiones

[Ton. CO2/mes]

Gas Natural 1,092,200 9,105,000 529,318

Carbón 574,400 5,583,300 586,296

Combustóleo (FO6)

23,900

180,100

24,244

ACPM (FO2) 113,100

Agua 3,228,200 - 0

Otras 290,500 - 0

Total 5,209,200 14,936,500 1,121,857

Energía Neta Generada [MWh/mes] 5,209,200

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 1,121,857

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 0.215

Fuente de datos: XM y FECOC UPME


Al comparar la generación de electricidad y las emisiones generadas de cada

una de las tecnologías, se encuentra que el factor de emisión de la generación

térmica a carbón es mayor que el de la generación térmica a gas, indicando que esta

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

nov.-

12

dic

.-12

ene

.-1

3

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-

13

jun

.-1

3

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)


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tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono

(CO2).

La Grafica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2

producidas por el parque generador nacional, Factor de Emisión mensual y el Factor

de Emisión interanual. Allí se observa una estrecha relación entre las dos líneas

mensuales. La diferencia entre estas se establece por el cambio de pendiente de las

curvas entre los diferentes meses. Está pendiente es influenciada por el tipo de

combustible consumido para la generación, ya que este afecta directamente los

cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y por el número de días de cada

mes.

Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión



En la gráfica se observa que en el mes de abril, tanto el F.E. y las emisiones

alcanzaron los máximos valores registrados durante los últimos 12 meses. Como se

explicó anteriormente, la participación de la generación con centrales hidroeléctricas

se redujo, mientras que la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles

se incrementó, razón por la cual se registró este comportamiento en estas variables

Al comparar el Factor de Emisión del mes de abril con el Factor de Emisión

Interanual se encuentra qué valor del mes se ubicó por encima de la línea del último

año. Esto refleja el comportamiento del mercado, el cual despachó en mayor cantidad

centrales térmicas en vez de centrales hidráulicas, ya que la oferta realizada por los

agentes generadores puede estar influenciada por la incertidumbre de la

disponibilidad del recurso hídrico.

2.4 Generación fuera de mérito:

A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el

periodo abril 2013 - abril 2014 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada

principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema

Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea

por indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos.

Es importante mencionar que muchas de estas situaciones se van mitigando

con la puesta en servicio de los proyectos de expansión en redes de transmisión. Por

ejemplo, con la entrada del futuro corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV

(2018), la generación de seguridad actualmente programada por la indisponibilidad de

la línea Porce III – Cerromatoso 500 kV ya no sería necesaria.

En el caso de las indisponibilidades Primavera – Cerromatoso 500 kV y buena

parte de la red a 500 kV, la entrada de los refuerzos al área Oriental, Caribe y

Suroccidental, 2017, 2018 y 2018, respectivamente, reducen drásticamente la

generación requerida. Para el caso de la sub-área Atlántico, la entrada de la

subestación Caracolí 220/110 kV y su red asociada (2016) reduce la generación fuera

de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del

sistema.

Es claro que la mayoría de las generaciones fuera de mérito tienen dos

origines, el primero es la indisponibilidad de la infraestructura eléctrica de transporte

de energía, ya sea por atentados o mantenimientos. El segundo es por el

agotamiento de dicha infraestructura, ello por el crecimiento vegetativo de la

demanda o situaciones estructurales, que son evaluadas técnicamente por la UPME,

con el objetivo de establecer las redes de transmisión necesarias para resolver dichas

problemáticas, siempre y cuando económicamente esto se justifique desde el punto

de vista de la demanda.

Gráfica 13: Generación fuera de merito



En la gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN y las

obras de expansión que fueron definidas por la UPME en sus Planes de Expansión.

0.080

0.120

0.160

0.200

0.240

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

abr.

-13

ma

y.-

13

jun

.-1

3

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

Facto

r d

e e

mis

ion

[T

on

. C

O2/M

Wh

]

Em

isio

nes [

To

n. C

O2]

Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

abr.

-13

abr.

-13

abr.

-13

ma

y.-1

3

ma

y.-1

3

jun

.-1

3

jun

.-1

3

jul.-

13

jul.-

13

ago

.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

sep

.-13

sep

.-13

oct

.-1

3

oct

.-1

3

nov.

-13

nov.

-13

dic

.-13

dic

.-13

ene

.-1

4

ene

.-1

4

feb.-

14

feb.-

14

ma

r.-1

4

ma

r.-1

4

ma

r.-1

4

abr.

-14

abr.

-14

En

erg

ia [

GW

h]

Atentado Ocaña-Copey Atentado Cerro - Porce

Mantenimiento Barra 2 San Carlos Mantenimiento Bolivar - Ternera

Multiples Mantenimientos Mantenimientos en el STN en la región Caribe y área Suroccidental

Mantenimientos Barranquilla - Sabanalarga Atentado Porce III - Cerro

Pruebas de varias centrales Corte copado subarea Atlántico

Mantenimiento Malambo - Baranoa Cortes copados

Generación fuera de merito


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Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN junto con la expansión definida por la UPME en sus Planes de Expansión



3. VARIABLES HÍDRICAS

En abril el comportamiento de las variables hídricas se caracterizó por aportes

deficitarios durante la mayoría del mes, y niveles de embalse decrecientes

especialmente al finalizar el periodo. Durante la última semana del mes de abril los

aportes hídricos disminuyeron drásticamente por la poca precipitación que se

presentó en el territorio nacional, provocando junto con el aumento de la demanda,

que la tasa de disminución en el nivel de los embalses aumentara en estos últimos

días.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 47.6% del volumen útil diario y

finalizaron en 45.0%, con una disminución cercana al 3.0%.

Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse



Para los principales embalses del SIN, como se describe en la Gráfica 15, el

valor del volumen total almacenado disminuyó notablemente respecto al mes anterior,

como se mencionó anteriormente, a pesar que la participación de la generación

hidroeléctrica fue menor.

En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los

meses de abril de 2013 y 2014. El nivel de embalse presentado es notablemente

superior al registrado en el mismo mes de 2013, con excepción del Agregado EEB,

que redujo su nivel cerca de 15%, y Urrá, que disminuyó alrededor del 10%.

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 30/04/2014 30/04/2013

AGREGADO EEB 49.91% 65.09%

BETANIA 79.64% 79.15%

CALIMA 70.83% 45.38%

EL GUAVIO 25.65% 23.46%

EL PEÑOL 56.34% 38.32%

ESMERALDA 24.65% 16.11%

MIEL 57.46% 33.74%

MIRAFLORES 41.19% 13.14%

RIOGRANDE II 49.20% 38.67%

SAN LORENZO 55.37% 24.08%

URRA 35.58% 45.26%



En cuanto al volumen disponible para generación de electricidad, descrito en la

Gráfica 16, se presenta la misma tendencia decreciente respecto a marzo, reflejando

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

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que la energía real estimada que se puede generar con los parámetros técnicos de

los embalses, disminuyó en este mes.

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



Asimismo, comparando el volumen útil almacenado en los embalses, Tabla 9,

se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total.

La UPME realiza seguimiento al nivel de embalses a través de su plataforma

SIG, la cual puede ser consultada a través de la página web1.

1 http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/

Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 30/04/2014 30/04/2013

AGREGADO EEB 49.91% 65.09%

BETANIA 67.10% 66.31%

CALIMA 63.91% 32.43%

EL GUAVIO 23.86% 21.61%

EL PEÑOL 53.36% 34.12%

ESMERALDA 21.81% 12.95%

MIEL 52.62% 26.20%

MIRAFLORES 38.11% 8.59%

RIOGRANDE II 31.65% 17.49%

SAN LORENZO 49.65% 14.36%

URRA 19.79% 31.83%



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos durante abril estuvieron por debajo de la media histórica

mensual, finalizando en niveles de 79%, lo que acentúa las condiciones deficitarias

que vienen desde el mes anterior.

En el boletín 231 publicado por el IDEAM en mayo de 20142, se estima que

está aumentando la probabilidad de que predominen las condiciones cálidas en la

cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, y que con

probabilidades superiores al 70%, persistan para el segundo semestre, lo cual puede

incidir en menores aportes, comparados con la media histórica de este periodo.

2 http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/informe-de-prediccion-climatica-y-alertas_895

En la Gráfica 17 se observa que los aportes hídricos importantes se

presentaron en los últimos días del mes, lo que contribuyó a mitigar el déficit respecto

a lo que normalmente ocurre en abril, pues es uno de los meses con mayor volumen

de precipitación, y por lo tanto, en el que se espera mayores aportes hídricos.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El mismo boletín el IDEAM manifiesta que en Abril, las precipitaciones de

mayor volumen se presentaron en las regiones Pacífica, Orinoquia y Amazonia. Las

mayores anomalías de precipitaciones (positivas) se presentaron en los

departamentos de Meta, Casanare, Arauca, Amazonas, Putumayo, Tolima, Antioquia

y Bolívar; las anomalías negativas (moderadamente por debajo de lo normal) se

presentaron en el Archipiélago de San Andrés y Providencia, La Guajira, Sucre,

Chocó, Huila, Cauca y Nariño.

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

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[GW

h]

Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos


http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/

http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/informe-de-prediccion-climatica-y-alertas_895

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Las predicciones para los próximos meses indican descenso notorio en las

precipitaciones de la Región Andina, mientras que en las regiones Orinoquía, Caribe

y Pacífica se espera aumento en las lluvias. No obstante, la mayoría de embalses del

SIN se encuentran en la región Andina, por lo que se espera que los aportes hídricos

también disminuyan.

4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten

realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se

presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de abril. Allí

se puede observar que en el mes de abril se mantuvieron exportaciones hacia los dos

países, sin embargo la mayoría de los intercambios de electricidad fueron hacia

Ecuador con más del 60.0%. De la misma forma se observa que no hubo

importaciones representativas desde ninguno de los dos países durante este periodo.

Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]

Exportaciones 28.3

Colombia - Ecuador Importaciones 0.2

Neto 28.1

Exportaciones 15.5

Colombia - Venezuela Importaciones 0.0

Neto 15.5



4.1 Ecuador:

En el registro histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han

alcanzado picos de exportación que superan los 180 GWh–mes.

En el mes de abril los intercambios de electricidad con Ecuador se redujeron

en más del 50%, alcanzando un flujo neto de 28.1 GWh. Este valor se ubica por

debajo del promedio de los últimos 2 años. Una vez más el intercambio eléctrico fue

en su gran mayoría exportaciones (ver Gráfica 18).

Gráfica 18: Interconexión con Ecuador



4.2 Venezuela:

En relación con los intercambios con Venezuela, se presentó un incremento en

las exportaciones respecto al mes de marzo (82.6%), sin embargo, la cantidad de

energía exportada en este periodo de tiempo fue inferior al promedio registrado de los

últimos 2 años. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver

Gráfica 19).

Gráfica 19: Interconexión con Venezuela



5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.

En la Gráfica 20 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio

promedio de contratos y el precio de escasez de los últimos 2 años.

Durante el periodo correspondiente al mes de abril, el precio promedio de

contratos tuvo un leve incremento en comparación con el mes inmediatamente

anterior. Esto se refleja en el promedio mensual, el cual paso de 129.96 COP/kWh a

135.75 COP/kWh. Asimismo se observa que en este periodo, los valores del precio

promedio de bolsa fueron superiores al precio promedio de contratos.

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GW

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Exportaciones Importaciones





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Como se puede observar en la Gráfica 20, el precio de escasez tuvo un leve

incremento, el cual corresponde a 0.82 COP/kWh respecto al mes anterior,

ubicándose en 478.37 COP/kWh.

Finalmente, la gran variación en la tendencia, se observa en el precio de bolsa

promedio, el cual paso de 151.69 COP/kWh a 478.09 COP/kWh, rozando así el

precio de escasez correspondiente al mes de abril. Este valor corresponde al mayor

registro del precio en bolsa de los últimos 2 años.

Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez



De la misma forma, en la Gráfica 21 se muestra la evolución del precio

promedio de contratos de usuarios regulados (UR) y de usuarios no regulados (UNR).

En este caso se observa un comportamiento estable con medias de 137.8 COP/kWh

y 102.7 COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Sin embargo, en

el caso de los contratos no regulados, se encuentra que hubo un incremento de 9.6%

respecto al mes de marzo.

Al comparar el precio promedio de bolsa con los precios promedio de contratos

regulados y no regulados, se observa que este los supera desde el mes de agosto de

2012, con excepción en los meses de marzo y mayo de 2013.

Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR



Finalmente, la Gráfica 22 muestra una comparación entre la evolución del

precio de bolsa promedio y el volumen útil diario de los embalses. De manera general

se encuentra en el histórico, una correlación entre la disponibilidad de los recursos

utilizados para la generación de electricidad y el precio de la misma; en especial con

la disponibilidad de recursos hídricos.

Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil



En la gráfica se encuentra que desde mediados de diciembre se ha presentado

un descenso en el volumen útil diario de los embalses. Asimismo, en el mes de abril

se observa un incremento considerable del precio de bolsa, coincidiendo con la baja

disponibilidad del recurso hídrico, así como con los pronósticos climáticos.

6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio

de demanda de energía eléctrica, revisión marzo de 2014, y la Energía Firme de las

plantas existentes - ENFICC, incluyendo las obligaciones de las centrales nuevas

resultado de las subastas del cargo por confiabilidad.

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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario





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Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol ni Ambeima,

ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme – OEF.

Asimismo se tuvo en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas

recientemente.

Asimismo, se realizó este ejercicio para seis (6) escenarios diferentes, los

cuales contemplan el atraso de algunos proyectos que adquirieron OEF, y la no

ejecución de otro, además de un escenario crítico (ver Tabla 11). El atraso

considerado corresponde al máximo atraso permitido para mantener la OEF. Todo lo

anterior con el objetivo de brindar señales y advertir posibles situaciones de

desabastecimiento.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC

Escenario base Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6

Enficc Verificada

Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada

Gecelca 3 oct-14 dic-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 dic-14

Cucuana dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Sogamoso dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Quimbo abr-15 abr-15 dic-15 abr-15 abr-15 abr-15 dic-15

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 - -

Ituango dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19

Porvenir II dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-18 dic-19

Fuente de datos: Informes de auditoría e Informe de avances de proyectos


El primer escenario o escenario base (ver Gráfica 23) considera las fechas de

entrada en operación de los proyectos, según la Obligación de Energía Firme.

Gráfica 23: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Marzo 2014

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Los demás escenarios utilizan la misma base del primero con algunas

modificaciones. En la Gráfica 24 se presenta el segundo escenario, el cual considera

un atraso de la entrada en operación de la central Gecelca 3.

Gráfica 24: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Gecelca 3) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



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En la Gráfica 25 se presenta el tercer escenario, el cual toma como referencia

el escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico

El Quimbo.

Gráfica 25: ENFICC verificada y OEF (Atraso de El Quimbo) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



En la Gráfica 26 se presenta un cuarto escenario, el cual toma como referencia

el escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones el atraso en la

entrada en operación de la central hidroeléctrica Porvenir II.

Gráfica 26: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Porvenir II) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



El quinto escenario considera el primer escenario y un atraso en la entrada en

operación del proyecto hidroeléctrico Ituango (ver Gráfica 27).

Gráfica 27: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Ituango) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



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PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


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En la Gráfica 28 se presenta el sexto escenario que considera el escenario

base y la no entrada en operación de Termonorte, ello por el estado en que se

encuentra el proyecto, donde aún no se ha definido ni siquiera la tecnología de las

unidades generadoras (tipo de combustible).

Gráfica 28: ENFICC verificada y OEF (Sin Termonorte) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



Finalmente, se presenta un escenario que contempla la combinación de las

demás alternativas (ver Gráfica 29).

Gráfica 29: ENFICC verificada y OEF (Critico) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014



Las gráficas anteriores indican para cada escenario, el contraste entre la

Energía Firme verificada y la Obligación de Energía Firme, versus la proyección de

demanda de energía eléctrica, escenarios de crecimientos Alto, Medio y Bajo. De

ellas se puede observar que en ninguna de las alternativas se compromete la

atención de la demanda, inclusive para el escenario crítico.

Al igual que en el informe de seguimiento de variables del mes de marzo del

presente año, no se observa ningún déficit en el periodo analizado. Ello se debe a la

disminución de la demanda de energía de la revisión de marzo de 2014, respecto al

ejercicio de prospectiva llevado a cabo en el mes de noviembre del año 2013

REFERENCIAS

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.

Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895>. Consultado: Mayo de 2014.

Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y Academia Colombiana de Ciencias Exactas,

Físicas y Naturales (ACCEFYN), FACTORES DE EMISIÓN DE LOS COMBUSTIBLES

COLOMBIANOS. Disponible en: <http://www.siame.gov.co/>, herramienta para descargar en

http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls Consultado: Mayo de 2014

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Mayo de 2014

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http://www.siame.gov.co/

http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls

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