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

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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 algunas 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, así

como los pronósticos de precipitación del IDEAM.

1. CAPACIDAD INSTALADA

En el mes de agosto se registró una capacidad total instalada de 14,620.3 MW,

lo que significa que no hubo ninguna variación respecto al mes anterior.

La información de la capacidad instalada por tipo de tecnología/recurso

disponible para la generación de electricidad se presenta en la Tabla 1, así como la

participación porcentual, la cual se ilustra en la Grafica 1.

De manera general se observa que las centrales hidroeléctricas tienen una

participación mayoritaria con el 67.8% sobre el total. En segundo lugar se ubican las

centrales térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada 31.5%.

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.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia [MW]

Hidráulica 9,913.1

Térmica Gas 3,909.8

Térmica Carbón 701.0

Biomasa 52.8

Otras 43.6

Total 14,620.3

Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de tabla: UPME

1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos

En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada agrupada por áreas eléctricas en

función de la tecnología que se encuentra en cada una de ellas. Como se indicó

anteriormente, en el mes de agosto no se registraron cambios en la matriz eléctrica

colombiana.

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

se encuentra que en el área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó,

se presenta la mayor concentración de potencia disponible del país, con 4,242.2 MW

(ver Grafica 2).

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica


Fuente de gráfica: UPME

En contraste se observa que la región comprendida por los departamentos de

Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander, cuenta con 2,055.0 MW (ver

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

67.8%

26.7%

4.8%0.4% 0.3%

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Biomasa

Otras

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

HIDRAULICA GAS CARBON BIOMASA EOLICA FUEL OIL

Antioquia 3,792.2 445.0 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 24.2 445.0 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 0.0 0.0 25.0

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 0.5 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



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

distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación (%) 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,%]



3,792.2, 89%

460.0, 11%5.0, 0%

HIDRAULICA

GAS

BIOMASA

3,792.2, 89%

445.0, 11%5.0, 0%

HIDRAULICA

GAS

BIOMASA

2,421.0, 87%

338.0, 12%18.0, 1%

GAS

HIDRAULICA

EOLICA

2,421.0, 87%

338.0, 12%18.0, 1%

GAS

HIDRAULICA

EOLICA


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



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,%]



1,021.0, 50%

554.8, 27%

476.0, 23%

HIDRAULICA

GAS

CARBON

2,445.2, 92%

225.0, 8%

HIDRAULICA

CARBON

2,480.2, 92%

225.0, 8%

HIDRAULICA

CARBON

2,278.5, 80%

489.0, 17%

47.8, 2% 25.0, 1%

HIDRAULICA

GAS

BIOMASA

FUEL OIL

2,278.6, 80%

489.0, 17%

47.8, 2% 25.0, 1%

HIDRAULICA

GAS

BIOMASA

FUEL OIL


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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 [%]



Allí se observa, que Empresas Públicas de Medellín – E.P.M. tiene la mayor

participación en el mercado con cerca del 22.2%, seguida por Emgesa con 20.6% e

Isagen con 14.9%. Otros actores importantes en el SIN son, Gecelca, AES Chivor,

EPSA y Celsia. En la Tabla 3 se relaciona la capacidad instalada de cada uno de los

agentes generadores.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente

Agente Capacidad

instalada [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 3,244.5

EMGESA S.A. E.S.P. 3,012.1

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 2,168.0

Total 14,620.3



2. GENERACIÓN

Durante el mes de agosto el Sistema Interconectado Nacional (SIN) recibió del

parque generador 5,411.6 GWh, tal como se presenta en la Tabla 4. Este valor tuvo

reducción cercana al 2.0% respecto al mes inmediatamente anterior. En relación con

el mismo mes del año anterior, el registro se incrementó en 3.5%.

Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizó las

centrales hidráulicas, con cerca del 67.0% del total de la electricidad generada, es

decir, 3,659.8 GWh, valores similares a los registrados durante el mes de julio.

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

líquidos) entregaron de manera agregada 1,462.0 GWh al SIN, lo que equivale a una

participación de 27.0%. Estos valores también son similares a los registrados en el mes

inmediatamente anterior.

Asimismo en la tabla se presenta la generación de electricidad de las centrales

menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra una reducción de 28.1

GWh y 1.71 GWh respectivamente, en comparación con el mes de julio.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

Hidráulica 3,659.8 67.63%

Térmica Gas 1,058.3 19.56%

Térmica Carbón 395.0 7.30%

Menores 246.1 4.55%

Cogeneradores 43.6 0.81%

Térmica Líquidos 8.8 0.16%

Total 5,411.6 -



En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. De

manera general se observa que la generación de las centrales hidráulicas en los meses

de julio y agosto su ubica en los valores más altos de los últimos meses. Por otro lado,

se encuentra que la generación térmica agregada del mes de agosto registró el menor

valor del 2014.

22.2%

20.6%

14.9%

8.3%

6.8%

6.8%

5.5%

14.8%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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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 de

agosto, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que Emgesa aporto al SIN

28.0% del total de la energía requerida, seguida por EPM con 20.0%.

Asimismo se observa una participación importante de Isagen, Gecelca y AES

Chivor con valores cercanos al 11.0%. El resto de la generación fue aportada por 34

agentes más, que le entregaron al SIN cerca del 18.5% de la electricidad demandada.

Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente



2.2 Participación Térmica:

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

térmicas durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de la misma en

el SIN, ya que en ocasiones su contribución evidencia picos que se acercan al 50% del

total de la generación diaria.

Tabla 5: Generación mensual por Agente

Agente Energía

Generada [GWh]

EMGESA S.A. E.S.P. 1,516.1

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 1,084.8

ISAGEN S.A. E.S.P. 619.4

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL

CARIBE S.A. E.S.P. 609.6

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 582.4

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 193.2

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 192.3

OTROS AGENTES 613.7

Total 5,414.6



Durante el mes de agosto, la generación de electricidad a partir de combustibles

fósiles, aporto en promedio 47.16 GWh-día, equivalente a una participación promedio

del 27.05%. Asimismo, la participación térmica en este periodo alcanzó un máximo de

40.01%, es decir 64.45 GWh-día, el cual se registró la primer semana del mes.

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

gas generaron 34.14 GWh–día, mientras que las plantas a carbón aportaron en 12.74

GWh–día.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

En

erg

ía [

GW

h]

HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON

MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS

28.0%

20.0%

11.4%

11.3%

10.8%

3.6%

3.6%

11.3%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.

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

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.

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

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Gráfica 10: Histórico de participación térmica



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

aportaron el 72.4% del total de la generación térmica, incrementando así su

participación respecto al mes de julio en 1.48%. Respecto a las centrales a carbón,

estas entregaron el 27.02%. El resto de la generación térmica fue aportado por

centrales operadas con Fueloil y ACPM.

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

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

Durante el este periodo se necesitó en total 13,271.0 GBTU, incrementando el

consumo en tan solo 0.3% respecto al mes anterior. El combustibles más utilizado fue

el gas natural, el cual alcanzó una participación que supero el 70.0%, seguido por el

carbón con el 28.9%.

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

de electricidad. En el caso del carbón se observa una reducción cercana a los 140.0

GBTU (cerca del 3.8%) en comparación al mes de julio. De la misma forma se encontró

una reducción en el consumo de los combustibles líquidos, ACPM (FO2) y combustóleo

(FO6) cercana al 50% en los dos casos.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo [GBTU] Participación [%]

Gas Natural 9,322.1 70.2%

Carbón 3,829.6 28.9%

ACPM (FO2) 46.3 0.3%

Combustóleo (FO6) 73.4 0.6%

Total 13,271.0 -



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 junio. De la

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

registrado ocurrió durante el mes de junio, superando los 11,000.0 GBTU/mes. Por otro

lado se puede observar la similitud en la necesidad de uso de combustibles fósiles para

la generación de electricidad en los meses de julio y agosto.

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 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 agosto. Durante dicho mes, el parque generador colombiano

emitió cerca de 944,799 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón

y Combustibles líquidos.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

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

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

En

erg

ía [

GW

h]

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

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

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

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)


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Las centrales que utilizan Gas Natural generaron los mayores volúmenes de

CO2 aportando el 57.36% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón,

la cuales entregaron cerca del 41.59%. El resto de las emisiones fueron producto de la

generación con ACPM (FO2) y combustóleo (FO6). Estos porcentajes no presentan

mayores variaciones en comparación con el mes anterior.

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

sistema de generación en el mes de agosto fue de 0.175 Ton CO2/MWh. Al comparar

este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, no se evidencia una variación

significativa.

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 1,058,300 9,322,100 541,939

Carbón 395,000 3,829,600 392,963

Combustóleo (FO6)

8,800

73,400

9,897

ACPM (FO2) 46,300

Agua 3,659,800 0 0

Otras 289,700 0 0

Total 5,411,600 13,271,400 944,799

Energía Neta Generada [MWh/mes] 5,411,600

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 944,799

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 0.175

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 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 durante el mes de agosto, tanto el F.E. y las

emisiones presentaron un leve incremento a pesar que la participación térmica no

presentó variaciones considerables. Esto se puede explicar con el hecho de que el

consumo de gas y carbón se incrementó, en comparación con el mes anterior, tal como

se explicó anteriormente.

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

Interanual se encuentra que este es inferior. Esto indica que la operación del SIN

durante el mes de agosto emitió menos gases de efecto de invernadero por kWh, que

los emitidos en los últimos 12 meses.

2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo agosto 2013 - agosto 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.

0.120

0.140

0.160

0.180

0.200

0.220

0.240

0.260

600,000

700,000

800,000

900,000

1,000,000

1,100,000

1,200,000

1,300,000

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.-1

3

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

Facto

r d

e e

mis

ion

[T

on

. C

O2/M

Wh

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Em

isio

nes [

To

n. C

O2]

Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual


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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.

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

Fuente de datos: UPME


3. VARIABLES HÍDRICAS

El componente hídrico en el mes de agosto tuvo comportamiento deficitario en

los aportes hídricos, alcanzando valores de aportes diarios incluso inferiores a los de

hidrología del 95% pss. Sin embargo también se presentaron valores diarios muy

elevados, lo que permitió finalizar el mes con un nivel de aportes medios mensuales

cercanos al 85% de la media histórica.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 72.59% del volumen útil diario

y finalizaron en 75.28%, con un incremento cercano al 2.7%, a pesar de los bajos

aportes hídricos. Esta tendencia se considera normal para la época, ya que en agosto

tradicionalmente disminuyen las lluvias y por ende el caudal de los ríos que aportan al

SIN.

Los principales embalses del SIN han tenido el comportamiento descrito en la

Gráfica 15, el valor del volumen total almacenado aumentó levemente respecto al mes

anterior, y teniendo en cuenta que aún no hay evidencias que indiquen el inicio de El

Niño, muestra unas condiciones óptimas respecto a las reservas disponibles para

generar electricidad.

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

de agosto de 2013 y agosto de 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 4% y Miel con reducción cercana a 19%. Sin embargo,

teniendo en cuenta la energía generada, no es muy representativa la disminución.

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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 Cambio de precio de oferta

Generación fuera de merito


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Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse



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

Gráfica 16, la tendencia es hacia valores estables ligeramente superiores a los de julio,

reflejando que la energía real estimada que se puede generar con los parámetros

técnicos de los embalses, se mantiene en valores similares.

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

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 31/08/2014 31/08/2013

AGREGADO EEB 62.85% 66.83%

BETANIA 91.75% 85.03%

CALIMA 78.79% 60.94%

EL GUAVIO 98.65% 84.02%

EL PEÑOL 73.35% 49.48%

ESMERALDA 96.57% 91.65%

MIEL 43.09% 61.49%

MIRAFLORES 83.14% 52.05%

RIOGRANDE II 74.09% 54.99%

SAN LORENZO 63.68% 60.69%

URRA 88.01% 70.70%



Asimismo, comparando el volumen útil de agua almacenada en los embalses

del SIN, se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total, como se

describe en la Tabla 9, se mantiene Miel como el de menor volumen disponible con un

valor de 36.6% de su volumen útil.

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



Con el fin de realizar seguimiento del nivel de embalse, la UPME ha

implementado un sistema de seguimiento a través de su plataforma SIG, la cual puede

ser consultada a través de la página web1.

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA

MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES


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Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 31/08/2014 31/08/2013

AGREGADO EEB 62.85% 66.83%

BETANIA 86.68% 75.81%

CALIMA 73.76% 51.68%

EL GUAVIO 98.62% 83.63%

EL PEÑOL 71.53% 46.03%

ESMERALDA 96.44% 91.33%

MIEL 36.61% 57.11%

MIRAFLORES 82.25% 49.53%

RIOGRANDE II 65.14% 39.44%

SAN LORENZO 59.03% 55.65%

URRA 84.74% 63.52%



3.2 Aportes hídricos:

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

mensual, finalizando con un promedio acumulado de 85.09%, lo que cambió la

tendencia de recuperación en los niveles de los embalse.

En el boletín 235 publicado por el IDEAM ratifica los estimativos del boletín

anterior y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas en la

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

probabilidades cercanas a 65%, para una fase de desarrollo en el trimestre (noviembre-

diciembre-enero), lo cual puede incidir en menores aportes, comparados con la media

histórica del último trimestre del año e inicio del próximo.

En la Gráfica 17 se observa que durante la mayor parte del mes se presentaron

aportes hídricos deficitarios, lo que ocasionó menores aportes medios históricos

mensuales.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El mismo boletín el IDEAM manifiesta que en Agosto se observó que sobre

amplios sectores del territorio colombiano se presentaron volúmenes deficitarios de

lluvias durante las primeras dos décadas del mes y que con el paso del ciclón tropical

CRISTÓBAL entre el 21 al 28 de agosto al Oriente del mar Caribe nacional,

indirectamente favoreció que las precipitaciones alcanzaran valores entre lo normal y

ligeramente por encima de lo normal en zonas de las regiones Caribe, Norte Andina y

Norte Pacífica. Por el contrario, la zona Central y Sur Andina al igual que amplios

puntos de la región Pacífica y Orinoquia, terminaron con valores entre normal y

ligeramente por debajo de los promedios de precipitación, a excepción de sectores del

valle interandino del río Magdalena, donde las condiciones finalizaron moderadamente

por debajo de los promedios de lluvia. Por último, en toda la región Amazónica, se

concentraron las lluvias entre los promedios y ligeramente por encima, persistiendo las

lluvias los 31 días del mes.

3.3 Pronósticos de Precipitación:

Teniendo en cuenta la relación entre las lluvias y el volumen de agua embalsada,

a continuación se referencia el pronóstico de lluvias realizado por el IDEAM para el

corto (1 mes), mediano (3 meses) y largo plazo (6 meses).

Pronóstico Corto Plazo (Septiembre) Para este mes se prevé aportes de precipitación ligeramente por debajo de lo

normal para las regiones Andina, Caribe, Pacífica y Amazónica, aportes de

precipitación ligeramente por encima de lo normal para la región Orinoquía.

Pronóstico Mediano Plazo (Agosto - Septiembre) Para este trimestre se esperan volúmenes de precipitación entre ligera y

moderadamente por debajo de lo normal en toda la región Andina y Amazonía.

Mientras que para la región Pacífica, y Caribe, se prevé precipitaciones cercanas a la

media histórica. Entre tanto para la región Orinoquía se espera precipitaciones

ligeramente por encima de los valores normales de estos meses.

Pronóstico Largo Plazo (Octubre – Noviembre – Diciembre) Para este trimestre la probabilidad de ocurrencia de un evento El Niño se estima

cercano al 65%. Bajo este escenario, se prevén aportes de precipitación

moderadamente por debajo de lo normal en las regiones Caribe, Andina

(especialmente en los departamentos de Antioquia, norte de Santander; Tolima, Huila

y Cauca) y en la región Pacífica. Aportes de precipitación ligeramente por encima de

lo normal al nororiente de la Orinoquía y en sectores del centro y norte de la región

amazónica. Para el resto del territorio se prevén aportes de precipitación cercanos a

los valores normales. De lo anterior se puede concluir que aunque existe alta

probabilidad de la ocurrencia de un fenómeno El Niño, en lo que resta del año el SIN

no se vería afectado gravemente por una posible escasez del recurso hídrico.

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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos





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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 agosto. Allí

se puede observar que durante este mes se mantuvieron intercambios con los dos

países, sin embargo casi la totalidad de los mismos fueron con Ecuador.

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

Exportaciones 16.28

Colombia - Ecuador Importaciones 20.71

Neto -4.43

Exportaciones 0.20

Colombia - Venezuela Importaciones 0.00

Neto 0.20



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.

Como se observa en la Grafica 18, en el mes de agosto se incrementaron las

importaciones de electricidad desde este país, a tal punto que superaron las

exportaciones las cuales registraron el menor valor en lo que va corrido del año. Esta

combinación representa el primer registro de intercambio neto de energía negativo en

los últimos dos años, el cual significa que Colombia requirió 4.43 GWh de Ecuador para

satisfacer su demanda eléctrica.

Gráfica 18: Interconexión con Ecuador



4.2 Venezuela:

En relación con los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones

se mantuvo en valores similares a los últimos 4 meses, ubicándose en tan solo 0.20

GWh. 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.

En el mes de agosto, el precio promedio de contratos se mantuvo por encima

de 130.0 COP/kWh y alcanzo un máximo de 132.94 COP/kWh. De la misma forma se

encuentra que el precio de escasez decreció 3.8% ubicándose en 439.05 COP/kWh.

Finalmente, se puede observar en la gráfica el precio de bolsa promedio, el cual

inicio el mes de agosto con su valor máximo de 362.95 COP/kWh. Esta variable registro

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Exportaciones Importaciones





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un mínimo de 145.19 COP/kWh y un promedio aritmético mensual de 198.97

COP/kWh, valores que superan al precio promedio de contratos.

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 139.7 COP/kWh y

104.53COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Estos se

incrementaron en 3.11% y 4.58% respectivamente en comparación con agosto del año

anterior.

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 y hasta el mes de

abril, se presentó una reducción del volumen útil diario de los embalses, y una

recuperación importante en los meses de mayo y agosto, siendo este último el mes en

el que se alcanzó el máximo registro del año. Una vez más se observa que ante la

recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa disminuye, esto también está

asociado con los pronósticos climáticos.

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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario





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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 julio 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.

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.

Este ejercicio se realizó 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 caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este 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 Junio 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 Escenario 1, el cual considera un atraso en la

entrada en operación de la central Gecelca 3 de acuerdo a lo presentado en la Tabla

11.

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



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En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, 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 Junio 2014



En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, 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 Junio 2014



El Escenario 4 considera el primer escenario y un atraso en la entrada en

operación del proyecto hidroeléctrico Ituango. Este escenario es presentado en la

Gráfica 27.

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



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En la Gráfica 28 se presenta el Escenario 5 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 Junio 2014



En la Grafica 29 se presenta el Escenario 6 el cual contempla una combinación

de las demás alternativas.

Gráfica 29: ENFICC verificada y OEF (Critico) vs Proyecciones de demanda Junio 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 de atraso de proyectos se

compromete la atención de la demanda.

Solamente en el mes de Agosto de 2022 del Escenario 6 se observa que la

proyección de demanda Alta iguala el valor agregado de la Enficc Verificada y las

Obligaciones de Energía Firme. No obstante, esta situación es solamente atribuible al

atraso simultáneo de los proyectos Ituango y Porvenir II.

REFERENCIAS

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

Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: septiembre 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: Junio de 2014

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

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

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

subdirecciÓn de energÍa elÉctrica grupo de …...participación de 27.0%. estos valores también...

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