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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO –DICIEMBRE DE 2016 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 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

y 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

Durante el mes de diciembre el Sistema Interconectado Nacional mantuvo su

capacidad con respecto al mes anterior. Esta información, diferenciada por tipo de

tecnología/recurso, se presenta en la Tabla 1, así como la participación porcentual, la

cual se ilustra en la Grafica 1.

Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tienen una participación de

69,93% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),

las cuales alcanzan de manera agregada el 20,78%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología/recurso

Tecnología/Recurso Capacidad Efectiva Neta [MW] Capacidad Efectiva Neta [%]

ACPM 931.0 5.61%

AGUA 11,606.4 69.93%

BAGAZO 91.8 0.55%

BIOGAS 2.3 0.01%

BIOMASA 1.7 0.01%

CARBON 1,355.5 8.17%

COMBUSTOLEO 187.0 1.13%

GAS 2,093.0 12.61%

JET-A1 46.0 0.28%

MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.59%

VIENTO 18.4 0.11%

Total general 16,597.0 100.00% 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 las tecnologías que se encuentran en cada una de ellas. 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 4,896.0 MW,

aproximadamente (ver Grafica 2).

En contraste, se observa que la región oriental, cuenta con 2,388.9 MW (ver Grafica

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

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica

Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de gráfica: UPME

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

REGION ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1

MEZCLA GAS -

JET-A1 VIENTO TOTALES

ANTIOQUIA 364.0 4,519.1 12.9 4,896.0

ANTIOQUIA 364.0 4,519.1 12.9 4,896.0

CARIBE 157.0 338.0 2.3 453.7 187.0 1,795.9 18.4 2,952.3

ATLÁNTICO 1,529.1 1,529.1

BOLÍVAR 157.0 187.0 266.8 610.8

CÓRDOBA 338.0 164.0 502.0

GUAJIRA 286.0 18.4 304.4

MAGDALENA 2.3 2.3

SUCRE 3.7 3.7

NORDESTE 1,663.8 879.0 285.3 264.0 3,092.1

BOYACÁ 327.0 9.7 336.7

CASANARE 109.6 109.6

CUNDINAMARCA 825.8 224.0 1,049.8 NORTE

SANTANDER 328.0 328.0

SANTANDER 838.0 166.0 264.0 1,268.0

ORIENTAL 2,377.6 1.6 1.7 8.0 2,388.9

BOGOTÁ D.E. 4.3 1.7 6.0

BOYACÁ 1,000.0 1,000.0

CUNDINAMARCA 1,322.3 1,322.3

META 1.6 1.6

TOLIMA 51.0 8.0 59.0

SUROCCIDENTE 410.0 2,707.9 90.2 9.9 3.8 46.0 3,267.7

CALDAS 586.1 46.0 632.1

CAUCA 322.7 29.9 352.6

HUILA 947.1 947.1

NARIÑO 23.3 23.3

PUTUMAYO 0.5 0.5

QUINDÍO 4.3 4.3

RISARALDA 28.4 15.0 43.4

TOLIMA 152.2 3.8 156.0 VALLE DEL

CAUCA 410.0 643.3 45.3 9.9 1,108.5

Total general 931.0 11,606.4 91.8 2.3 1.7 1,355.5 187.0 2,093.0 46.0 264.0 18.4 16,597.0



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.

Gráfica 2: CI en Antioquia y Chocó [MW,%]



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




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



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



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




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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.

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



Allí se observa, que EMGESA S.A. E.S.P. tiene la mayor participación en el

mercado, con el 20,96%, seguida por EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍIN – E.P.M

con 20,96% e ISAGEN con el 18,01%. En la Tabla 3 se relaciona la capacidad

instalada de cada uno de los agentes generadores con mayor participación en el

mercado.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

Agente Capacidad Instalada

[MW] Capacidad Instalada

[%]

EMGESA S.A. E.S.P. 3479.0 20.96% EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3478.8 20.96%

ISAGEN S.A. E.S.P. 2988.9 18.01% EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1049.9 6.33%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1000.0 6.03% TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.53% ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.68%

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

450.0 2.71%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 2.04% TERMOTASAJERO S.A. E.S.P. 328.0 1.98%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 327.0 1.97% TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.89%

OTROS AGENTES 1315.5 7.93% TOTALES 16597.0 100% Fuente de datos: Sistema de información de XM


2. GENERACIÓN

Durante el mes de noviembre el SIN recibió del parque generador 5.544,7 GWh,

tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumento respecto al mes anterior

en 120.9 GWh.

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

centrales hidráulicas, con cerca del 84,93% del total de la electricidad generada, es

decir, 4.709,10 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).

De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas entregaron de manera

agregada 730,8 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 13.18%.

Asimismo, para la generación de electricidad de las centrales menores y los

cogeneradores, se encuentra un incremento de 12,73 GWh para las plantas menores,

y un leve incremento de 0,1 GWh en el caso de los cogeneradores, ello respecto a los

datos registrados durante el mes anterior.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/MES PARTICIPACION %

PLANTAS MAYORES 5,135.9 92.63%

HIDRAULICA 4,405.1 79.45%

AGUA 4,405.1 79.45%

TERMICA 730.8 13.18%

ACPM 3.4 0.06%

BAGAZO 0.1 0.00%

CARBON 248.2 4.48%

COMBUSTOLEO 0.8 0.02%

GAS 467.5 8.43%

JET-A1 0.1 0.00%

MEZCLA GAS - JET-A1 10.6 0.19%

PLANTAS MENORES 408.8 7.37%

EOLICA 1.6 0.03%

VIENTO 1.6 0.03%

HIDRAULICA 304.0 5.48%

AGUA 304.0 5.48%

TERMICA 58.5 1.05%

BIOGAS 0.2 0.00%

BIOMASA 0.4 0.01%

GAS 57.8 1.04%

COGENERADOR 44.8 0.81%

BAGAZO 42.3 0.76%

CARBON 2.4 0.04%

GAS 0.1 0.00%

TOTAL 5,544.7 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM



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En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por combustible. Se

observa un comportamiento creciente en la producción hidroeléctrica a partir de

mayo de 2016, correspondiendo lo anterior con los pronósticos asociados a la

finalización del fenómeno de El Niño, igualmente hay un decrecimiento en

producción con térmica con ACPM y gas, manteniéndose relativamente

constante la producción con carbón.

Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]



2.1 Participación en la generación por agente:

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

diciembre de 2016, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó

al sistema el 23,55% del total de la energía requerida, EMGESA el 22,97%, ISAGEN

el 22,39%, y TERMOBARRANQUILLA el 6,09% lo que significa que tan solo estas

cuatro empresas aportaron el 75,00% del total de la demanda eléctrica del SIN.

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



Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]

Agente Generación [GWh/mes] Participación [%]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1305.9 23.55%

EMGESA S.A. E.S.P. 1273.4 22.97%

ISAGEN S.A. E.S.P. 1241.4 22.39%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 337.8 6.09%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 276.3 4.98%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 257.6 4.65%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 154.0 2.78%

TERMOTASAJERO S.A. E.S.P. 106.4 1.92%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 103.6 1.87%

OTROS AGENTES 488.3 8.81%

Totales 5544.7 100% Fuente de datos: Sistema de información de XM


2.2 Participación Térmica:

Las Gráficas 10 y 11 presentan la participación histórica de las centrales

térmicas durante los últimos 12 meses. Allí se observa como continua la participación

térmica durante los meses de diciembre del año 2015, producto del Fenómeno El Niño

que se prolongó hasta el mes de abril de 2016. En ocasiones su contribución evidencia

picos que se acercan y hasta superan el 60% del total de la generación diaria.

Durante el mes de diciembre de 2016, la generación de electricidad a partir de

combustibles fósiles, aportó en promedio 25,5 GWh-día, equivalente a una

participación promedio del 14,25%, al comparar este porcentaje con el del mes anterior,

se observa que la participación disminuyó en 3.19%.

Al considerar los aportes promedios diarios del mes de diciembre, se encuentra

que las centrales en promedio a gas generaron 16,9 GWh–día, mientras que las plantas

a carbón lo hicieron en 8,1 GWh–día.


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica por fuente [GWh]



De acuerdo con los registros de diciembre de 2016, las centrales térmicas a gas

aportaron 69,33% del total de la generación térmica, con una participación superior a

la del mes anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 29,28%,

nivel levemente inferior al mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo

y ACPM para este periodo corresponde al 0,45% de la generación total térmica, la

generación con plantas operadas con Jet – A1 y mezcla con gas en promedio un

0,94%.

Gráfica 11: Histórico de participación térmica [GWh]



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

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

En este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 6,763,233.35 MBTU

para satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica una disminución de

1,476.536,39 MBTU en el consumo respecto al mes anterior. El combustible más

utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 64,23%, el carbón tuvo

33,68% de participación y los líquidos aportaron 2,09% siendo el Mezcla Gas – JET

A1 el más utilizado (1,35%).

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

de electricidad.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] CONSUMO [%]

ACPM 34,939.000 0.52

CARBON 2,277,808.489 33.68

COMBUSTOLEO 13,893.000 0.21

GAS 4,343,956.990 64.23

JET-A1 1,321.820 0.02

MEZCLA GAS - JET-A1 91,314.060 1.35

Total general 6,763,233.359 100.00 Fuente de datos: Sistema de información de XM


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

combustibles del SIN durante los últimos 12 meses. Se puede observar en la gráfica,

que el mayor consumo ocurrió en el primer trimestre de 2016, superando los 28.000,0

GBTU/mes. Se puede observar que las demandas de combustibles para generación

térmica en los últimos meses de 2015 y los tres primeros meses de 2016 son las más

altas del período considerado, la alta demanda de combustibles coincide con una

época en donde el fenómeno de El Niño hace una fuerte presencia, a su vez este,

incide negativamente en los niveles de los embalses a nivel nacional; a pesar que el

consumo total de fósiles tiene un aumento considerable fuera de la tendencia, el aporte

del gas no es el esperado, esto ocurre por la baja oferta de este combustible para

generación térmica en el país (indisponibilidad de suministro). Como resultado la

energía no generada con gas, es generada con líquidos (ACPM, querosene y

combustóleo), haciendo ineficiente el sistema y poniendo a las empresas generadoras

en graves aprietos financieros (empresas con cargo por confiabilidad, que han tenido

que generar debido a la entrada de la obligación).


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Gráfica 12: 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).

Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta Energía Neta

Generada. [GWh] Consumo de

Combustible [GBTU]

Emisiones

[Ton. CO2/mes]

ACPM 3.45 34.94 2,734.96

AGUA 4,405.12 0.00 BAGAZO 43.03 0.00 0.00 CARBON 250.65 2,277.81 211,809.93 COMBUSTOLEO 0.85 13.89 1,179.38 GAS 525.37 4,343.96 254,542.16 JET-A1 0.11 1.32 123.37 MEZCLA GAS - JET-A1 10.61 91.31 7,835.19 MENORES AGUA 303.98 0.00 VIENTO 1.57 0.00

Total 5,544.73 6,763.23

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5,544,734.53 478,224.99

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

478,224.99

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0.086

Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME

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

del SIN para el mes de diciembre de 2016. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió 478,224.99 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural,

Carbón y Combustibles líquidos.

Las centrales que utilizan gas natural generaron los mayores volúmenes de CO2,

aportando el 53,23% del total de emisiones, seguidas por las centrales a carbón, las

cuales entregaron cerca del 44,29%. El resto de las emisiones fueron producto de la

generación con: Combustóleo (FO6), ACPM, Jet-A1 y Mezcla Gas-Jet-A1, teniendo

una participación porcentual de 2,5%.

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

sistema de generación en el mes de diciembre de 2016 fue 0,086 TonCO2/MWh. Al

comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa que es

más bajo.

Gráfica 13: Evolución de emisiones y de factor de emisión



La Grafica 13 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


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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.

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

mes inmediatamente anterior se observa un decrecimiento. Esto indica que la

operación del SIN durante el mes de diciembre de 2016 emitió menos cantidad de

gases de efecto de invernadero por kWh.

2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo diciembre 2015 – diciembre 2016 (ver Gráfica 14). 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 fuera de mérito requerida.

En el último mes se han presentado las siguientes novedades de proyectos que

ingresan al sistema y mejoran la confiabilidad.

Se declararon en operación comercial la subestación Juan Mina 110kV y sus

activos asociados, el circuito Betania – Ibagué 2 230kV y sus bahías asociadas, el

transformador Barranca TI3 40 MVA 115/34.5 kV sus bahías asociadas, el

transformador los Palos T7 40 MVA 115/34.5 kV, el transformador Ocaña 2 90MVA

230/115kV y Ocaña 3 90 MVA 230/115kV y sus bahías asociadas.

Igualmente se declaró en operación comercial el proyecto UPME STR 04-2015-

Compensaciones capacitivas El Carmen 66 kV, Montería 110 kV y El Banco 110 kV, la

etapa II del proyecto UPME STR 01-2015. Etapa II: Compensación Maicao 15 MVAR

y activos asociadas, la Etapa I del proyecto UPME STR 01-2015: Compensación

Riohacha 15 MVAR

Gráfica 14: Generación fuera de mérito [GWh]



En la Gráfica 15 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.

Gráfica 15: Sistema de Transmisión Nacional – STN.

Fuente de datos: UPME



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3. VARIABLES HÍDRICAS

Históricamente en diciembre se inicia la temporada seca, por esta razón

generalmente para esta época se tienen unas reservas importantes en los embalses.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes diciembre en 73,07% del

volumen útil diario, y finalizaron en 73,84%. Esta tendencia concuerda con mayores

precipitaciones, características de la temporada húmeda que antecede este mes.

El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica 16.

El valor del volumen total almacenado se incrementó un poco en relación con el mes

anterior.

En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para el día 31

de diciembre (2015 y 2016). Puede verse que en su mayoría los embalses están en su

mayoría por encima del año anterior. Se destaca, por su nivel alto en relación con el

año anterior, el embalse de Prado, con una variación de +46,5%, mientras que para los

embalses de Muña y Porce III ocurrió lo contrario, con variaciones de -34.7% y -14,1%,

respectivamente.

Gráfica 16: Evolución Volumen Total de Embalse (Energía Almacenada)



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

en la Gráfica 17, la tendencia en diciembre se inclina hacia valores levemente

superiores a los presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas

en los embalses del SIN a 31 de diciembre de 2016, aumentaron en 56,15 GWh frente

a las del mes anterior.

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Fecha/Embalses 31/12/2015 31/12/2016 Diferencia

EL QUIMBO 57.54 % 67.98 % N.A

AGREGADO BOGOTA 51.68 % 41.31 % -10.4%

ALTOANCHICAYA 35.69 % 40.24 % 4.5%

AMANI 54.47 % 98.83 % 44.4%

BETANIA 87.71 % 84.37 % -3.3%

CALIMA1 37.42 % 68.06 % 30.6%

CHUZA 63.76 % 86.83 % 23.1%

ESMERALDA 62.24 % 83.61 % 21.4%

GUAVIO 77.39 % 77.99 % 0.6%

MIRAFLORES 79.50 % 85.71 % 6.2%

MUNA 59.87 % 25.22 % -34.7%

PENOL 68.58 % 90.48 % 21.9%

PLAYAS 90.38 % 103.68 % 13.3%

PORCE II 74.24 % 84.80 % 10.6%

PORCE III 81.75 % 67.60 % -14.1%

PRADO 52.83 % 99.32 % 46.5%

PUNCHINA 82.58 % 70.21 % -12.4%

RIOGRANDE2 66.54 % 92.51 % 26.0%

SALVAJINA 46.76 % 77.24 % 30.5%

SAN LORENZO 85.40 % 93.12 % 7.7%

TOPOCORO 61.39 % 94.23 % 32.8%

TRONERAS 65.01 % 57.37 % -7.6%

URRA1 90.04 % 97.27 % 7.2%



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.


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Gráfica 17: Evolución de Volumen Útil de Embalses



En la Tabla 9 se compara el porcentaje del nivel de embalse total útil para el día

31 de diciembre (2015 y 2016). Puede verse que en su mayoría los embalses están

por encima del nivel del año anterior. Se destaca, por su nivel alto en relación con el

año anterior, el embalse de Prado, con una variación de 83%, mientras que para los

embalses Muño y Porce III ocurrió lo contrario, con variaciones de -33,7% y -17,3%,

respectivamente.

Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Fecha/Embalses 31/12/2015 31/12/2016 Diferencia

EL QUIMBO 49.53 % 61.94 % N.A

AGREGADO BOGOTA 51.68 % 41.31 % -10.4%

ALTOANCHICAYA 19.63 % 25.31 % 5.7%

AMANI 49.32 % 98.69 % 49.4%

BETANIA 80.14 % 75.20 % -4.9%

CALIMA1 22.58 % 60.49 % 37.9%

CHUZA 62.03 % 86.21 % 24.2%

ESMERALDA 60.74 % 82.96 % 22.2%

GUAVIO 76.85 % 77.48 % 0.6%

MIRAFLORES 78.30 % 84.87 % 6.6%

MUNA 58.65 % 24.92 % -33.7%

PENOL 66.43 % 89.83 % 23.4%

PLAYAS 86.37 % 105.21 % 18.8%

PORCE II 61.40 % 77.93 % 16.5%

PORCE III 77.52 % 60.23 % -17.3%

PRADO 15.82 % 98.79 % 83.0%

PUNCHINA 79.62 % 65.16 % -14.5%

RIOGRANDE2 54.62 % 89.85 % 35.2%

SALVAJINA 39.71 % 74.23 % 34.5%

SAN LORENZO 83.53 % 92.24 % 8.7%

TOPOCORO 53.18 % 93.01 % 39.8%

TRONERAS 49.25 % 40.55 % -8.7%

URRA1 87.32 % 96.53 % 9.2%



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos promedio durante el mes de diciembre de 2016 fueron de

162,25 GWh/día, valor por encima de la media histórica mensual de 147.90 GWh/día.

El boletín 263 de predicción climática y alertas, publicado por el IDEAM, dice

que durante el mes de diciembre la Temperatura Superficial del Mar (TSM), mantuvo

un comportamiento ligeramente frio. Las anomalías en el centro de la cuenca del

océano pacifico tropical (región 3.4), en promedio; registraron valores negativos de -

0.6°C.

En la Gráfica 18 se observa que los aportes en su mayoría estuvieron por encima

de la media durante todo el mes.

Gráfica 18: Evolución de Aportes Hídricos en Energía







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El mismo boletín del IDEAM manifiesta que el índice ONI en el trimestre octubre-noviembre-diciembre, para la región Niño 3.4, tuvo un valor de -0.8°C similar al registrado para el trimestre inmediatamente anterior y en condiciones de ligero enfriamiento, asociado a un eventual fenómeno La Niña de intensidad débil.

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 (Enero 2017) En la región Caribe se estima un comportamiento entre normal y ligeramente por

encima de los promedios históricos en la región continental. En la región insular del

archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina se esperan lluvias entre

normal y ligeramente deficitarias.

La condición prevista, con mayor probabilidad de ocurrencia, se estima cercana

a los promedios climatológicos para toda la región Pacífica. No obstante, no es

descartable la probabilidad de ligeros déficits en la zona.

Para toda la región Andina predominarían volúmenes de lluvia dentro de los

valores históricos, vale decir las, lluvias estarían dentro de las condiciones normales

para el mes.

En el departamento de Vichada y sectores al oriente de Arauca, Casanare y

Meta, se estima un comportamiento entre los promedios climatológicos y lluvias

ligeramente deficitarias. Para el resto de la región de la Orinoquía, ubicada en amplios

sectores del piedemonte llanero, se esperan volúmenes de lluvia típicos para el mes,

predominando la condición de normalidad.

En los departamentos de Amazonas, Vaupés y Guaviare, así como en

sectores al oriente de Caquetá, se estima un comportamiento de las lluvias entre

lo normal y ligeramente deficitarias. Para el resto de la región, ubicada en el

piedemonte, se esperan un comportamiento cercano a la normalidad

climatológica.

Pronóstico Mediano Plazo (Febrero y Marzo 2017)

En el área continental de la región Caribe, se esperan lluvias típicas para la

época, particularmente en los departamentos de Cesar y La Guajira. En el resto de

la región, predominaría un comportamiento entre los promedios históricos y una

condición deficitaria. En el archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa

Catalina, predominarían volúmenes de lluvia entre los promedios climatológicos y

ligeramente por debajo de la normalidad.

En la región Pacífica se prevén lluvias dentro de los valores normales

climatológicos en toda la región.

Se espera un comportamiento con lluvias típicas para la época y predominio de

condiciones normales para toda la región Andina.

Al occidente del departamento de Meta y suroccidente de Casanare, se prevé

precipitaciones en el umbral de normalidad climática. En el resto de la región de la

Orinoquía, predominaría un comportamiento de las lluvias entre la normalidad y

ligeramente deficitarias.

Predominaría un comportamiento con lluvias típicas para la época en toda la región

Amazónica, con valores dentro de las condiciones de normalidad.

Pronóstico Largo Plazo (Abril-Junio 2017) De acuerdo con los modelos numéricos de predicción climática del orden

internacional y nacional, se esperan volúmenes de precipitación cercanos a los

promedios históricos.

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

diciembre de 2016. Allí se puede observar que durante este periodo se mantuvieron

intercambios con los dos países, sin embargo casi la totalidad de los mismos fueron

con Ecuador.

Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [MWh/mes]

PAIS VALORES TOTAL

ECUADOR Exportaciones Energía 127.39

Importaciones Energía 929.89

VENEZUELA Exportaciones Energía 24.99

Importaciones Energía 0.24

Total Exportaciones Energía 152.38

Total Importaciones Energía 930.13 Fuente de datos: Sistema de información de XM






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4.1 Ecuador:

Como se observa en la Grafica 19, durante el mes de diciembre de 2016 las

exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio

mensual registrado durante los últimos 6 meses. Por otra parte, se encuentra que las

importaciones registraron 0,92 GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto

a favor de Ecuador, Esta importación se decreció con respecto del mes pasado. En el

registro histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos

de exportación que superan los 130 GWh/mes.

Gráfica 19: Interconexión con Ecuador



4.2 Venezuela:

Respecto a los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones se

mantuvo en valores similares durante los últimos 10 meses, ubicándose en tan solo

0.06 GWh. Respecto a las importaciones, se presentó 0.24 MWh -Gráfica 20.

Gráfica 20: Interconexión con Venezuela



5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.

En la Gráfica 21 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio

promedio de contratos y el precio de escasez, lo anterior para los últimos 2 años.

En el mes de diciembre de 2016, el precio promedio de bolsa disminuyó con

respecto al mes anterior en un valor de 55,45 COP/kWh. De la misma forma se

encuentra que el precio de escasez en un nivel es de 357,59 COP/kWh.

La disminución del precio de bolsa observada desde noviembre de 2015 hasta

mayo de 2016 no corresponde a una respuesta natural del mercado sino a una

intervención regulatoria (Resolución CREG 172 de 2015) en donde se acota el precio

máximo de oferta para el mercado spot al 75% del CRO (Costo del Primer escalón de

Racionamiento) menos el costo de arranque y parada.

La resolución citada en el párrafo anterior, buscó aliviar el costo de generación

con líquidos asociados a la activación de la opción financiera de obligaciones de

energía en firme.





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Gráfica 21: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez

Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de gráfica: UPME

De la misma forma, en la Gráfica 22 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 promedios de 159,73 COP/kWh y

134,02 COP/kWh, respectivamente, durante los últimos dos años. Los valores

promedios registrados durante diciembre de 2016 presentan un decrecimiento de 2,8%

y un crecimiento de 7,3% respectivamente, en comparación con el mismo mes del año

anterior.

Gráfica 22: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR



Finalmente, la Gráfica 23 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 23: Precio de bolsa Vs Volumen útil



En la Gráfica 23 se encuentra que durante los meses de abril, mayo y

junio de 2014 y también en mayo de 2015 los precios de bolsa se mostraron

relativamente altos, al mismo tiempo que los embalses estaban con bajos

niveles.





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Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación inversa

entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a que la CREG

intervino el mercado (resolución 172 de 2015) y por esta razón el precio de bolsa

subió a casi 2.000 COP/kWh y se mantuvo por encima de 500 COP/kWh hasta marzo

de 2016.

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 octubre de 2016, y la Energía Firme de las

plantas existentes (ENFICC verificada diciembre de 2016), agregada con las

obligaciones de las centrales nuevas (cargo por confiabilidad).

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

Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme –

OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas

recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de

generación, que periódicamente publica la Unidad.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC

Escenario

0 Escenario

1 Escenario

2 Escenario

3 Escenario

4

ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

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

Gecelca 3.2 nov-16 jul-17 nov-16 nov-16 jul-17

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



Este ejercicio se realizó para cinco (5) escenarios diferentes, los cuales

contemplan un escenario base, escenarios con 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, asumiendo que las mismas no se pueden ceder. Todo lo anterior con el objetivo

de brindar señales y advertir posibles situaciones de desabastecimiento. El primer caso

corresponde al Escenario base (ver Gráfica 24). Este considera la ENFICC verificada

y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en las fechas establecidas.

Gráfica 24: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Octubre 2016

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la

demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda

de octubre de 2016.

En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso en la

entrada en operación del proyecto carboeléctrico Gecelca 3.2 de acuerdo a lo

presentado en la Tabla 11.



de octubre de 2016.

Gráfica 25: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. vs Proyecciones de demanda Junio 2016







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En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el

escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Ituango.


demanda en febrero de 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda de

octubre de 2016.

Gráfica 26: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda junio 2016



En la Gráfica 27 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el

escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del

proyecto Termonorte.


demanda en Febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda

de octubre de 2016.

Gráfica 27: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda Junio 2016



El Escenario 4 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.

Este escenario es presentado en la Gráfica 28.



de octubre de 2016

Gráfica 28: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Junio 2016



REFERENCIAS

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

Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: octubre de 2016.

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: octubre de 2016.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información, versiones TX3 y TXF. Consultado: octubre-

diciembre de 2016.


http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895

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

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

- 1 - sistema de informacion eléctrico colombiano · informe mensual de variables de generaciÓn y...

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