Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Febrero de 2014 Estado de aportes y embalses

Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 28 de febrero de 2014, disminuyeron en 1,111.93 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un decrecimiento del 12.1%. El desembalsamiento promedio diario durante febrero se ubicó en 39.71 GWh-día.

La capacidad útil del embalse se mantuvo igual que en el mes anterior, en 15,109.51 GWh.

Del total de reservas al finalizar el mes de febrero (8,098.8 GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 43.4% en Antioquia, 22.5% en Oriente, 29.1% en Centro, y del 5% entre las regiones e Valle y Caribe. Energéticamente se presentaron desembalses en las regiones Oriente, Antioquia, Centro y Caribe, mientras que en la región Valle se embalsó. Las tasas de desembalsamiento fueron: 21.6 GWh-día en Oriente, 11.6 GWh-día en Antioquia, 5.8 GWh-día en Centro y 1.2 GWh-día en Caribe. Por su parte, Valle registró embalsamiento de 0.51 GWh-día durante febrero

Durante el mes de febrero de 2014 se presentaron vertimientos en las regiones Antioquia y Valle acumulando un valor total en el SIN de 6.7 GWh. En la región Antioquia el total de vertimientos fue de 5.52 GWh asociados al embalse Playas, mientras que en Valle, se presentaron vertimientos de 1.15 GWh correspondientes al embalse Alto Anchicayá.

En la siguiente gráfica se muestra la evolución de los aportes hídricos mensuales al SIN desde enero de 2000. Para una fácil lectura de dicha evolución, se han resaltado en rojo los aportes de febrero en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, febrero de 2014, estuvo por encima de la media (110.34%). Los febreros de los últimos tres años (desde 2011) han estado con aportes por encima del promedio histórico.

En febrero de 2014 ingresaron al SIN aportes por 2,523.50 GWh (110.34% de la media histórica), los cuales fueron menores en 126.23 GWh a los ocurridos en enero de 2014 y mayores en 238.87 GWh a los ocurridos en febrero de 2013. Durante el mes de febrero la región Valle estuvo por encima de la media con aportes de 125.13%, seguida de Antioquia con 122.58%, mientras que regiones como Caribe, Centro y Oriente estuvieron por debajo de la media con aportes de 49.73%, 83.25% y 64.96%, respectivamente. Demanda La demanda de febrero de 2014 fue 4,902.2 GWh, la cual se ubicó por debajo del escenario medio (4,914.2 GWh) de la UPME, según actualización realizada en noviembre de 2013. El crecimiento de la demanda en febrero se ubicó en el 6.4%.

En los últimos doce meses (feb 2013 – feb 2014) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 2.9%. Teniendo en cuenta las inquietudes de algunos de los lectores sobre el crecimiento de la demanda, se ha incluido al final del informe de demandas el detalle del cálculo del crecimiento por tipo de días. Es importante mencionar, que desde el informe del mes de mayo de 2012 el crecimiento de la demanda de energía mensual, acumulado del año y los últimos doce meses, se viene calculando como el promedio ponderado de los crecimientos de los diferentes tipos de días (comerciales, sábados y domingos-festivos) con relación al número de días correspondiente a estos tipos de días del año actual. Un crecimiento así calculado disminuye la variabilidad de las fluctuaciones de los crecimientos que se presentan en los seguimientos mensuales, originados por la dependencia del consumo de energía con relación al número de días comerciales, sábados y domingos-festivos presentados en el mes de análisis. En el presente informe no se publica el comportamiento del consumo de energía por las actividades económicas que componen el mercado no regulado, debido a la actualización de la definición de los códigos CIIU en 2014. Por lo anterior en el momento se está unificando la definición de la versión anterior y la actual, con el fin de poder realizar un seguimiento que concuerde con el comportamiento de meses anteriores.

La demanda máxima de potencia para febrero de 2014 fue de 9,347 MW y se registró en el período 20 del día jueves 20. Por otro lado, en febrero de 2014 se dejó de atender una demanda de 2 GWh, de la cual el 43.4% correspondió a causas no programadas.

Generación

A 28 de febrero de 2014, la Capacidad Efectiva Neta –CEN- del sistema continuó en 14,614.55, tal como se tenía a 31 de enero de 2014.

Para febrero de 2014, la composición de la generación del SIN fue: 65.2% hidráulica, 29.8% térmica y 5% entre menores y cogeneradores, lo cual corresponde a una generación total de 4,981.7 GWh, equivalente a un crecimiento del 4.3% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de febrero en los años 2013 y 2014.

feb-13 feb-14 Crec.Acumulado a

febrero de 2013

Acumulado a

febrero de 2014Crec. Participación

Regulado 3,052.5 3,199.0 4.8% 6,386.1 6,628.9 3.8% 66%No Regulado 1,527.9 1,677.4 9.9% 3,194.6 3,384.3 5.9% 34%

FechaCausas

Programadas GWh

Causas No Programadas

GWh

Limitación de Suministro

GWh

TOTAL GWh

feb-2013 2.1 1.1 - 3.2 feb-2014 1.2 0.9 - 2.0

Demanda No Atendida

Para el mes de febrero la generación térmica promedio dia fue de 53.0 GWh, y frente a febrero del 2013 decreció en un 2.5%.

Intercambios internacionales

En febrero de 2014, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 81.52 GWh, con una diferencia de -31.7% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 0.10 GWh, con una diferencia de -99.8% respecto al mismo mes del año anterior. Esta reducción de las exportaciones a Venezuela se debe a la entrada en operación de dos recursos de generación en el occidente de Venezuela, la central termoeléctrica Don Luis Zambrano de 3X150 MW y la central hidráulica Fabricio Ojeda de 3X170MW.

Tipo

Generación feb-13 feb-14

%

Crecimiento Hidráulica 3,005.6 3,248.4 8.1%

Térmica 1,522.7 1,484.5 -2.5%

Menor 218.4 216.7 -0.8%

Cogenerador 27.8 32.1 15.5%

Total 4,774.5 4,981.7 4.3%

Generación mensual energía SIN (GWh)

En febrero de 2014, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.03 GWh, con una diferencia de 58.9% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en febrero de 2014, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en febrero de 2014 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en 189.38 $/kWh. Al comparar en pesos de febrero de 2014, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en 4.71 $/kWh (184.67 $/kWh en febrero de 2013) y superior en 26.237 $/kWh al registrado el mes anterior (163.01 $/kWh).

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de febrero de 2014

En el mes de febrero de 2014, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 210.72$/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 169.29$/kWh en el periodo 4.

Durante el mes de febrero de 2014 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 26 con un valor de 259.5$/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 26 con un valor de 137.5 $/kWh en el periodo 2.

El precio de escasez para febrero de 2014 fue de 472.04 $/kWh, mientras que para marzo de 2014 es 477.55 $/kWh.

Me s

Pre cio de

Bolsa

$/kWh

Pre cios

Me rca do

Re gula do

$/kW h

(Mc)

Precio

Contra tos

No

Re gula dos

$/kWh (*)

feb/2013 184.67 142.26 114.09ene/2014 163.01 140.33 112.91fe b/2014 189.38 139.09 114.71

En la siguiente gráfica se presenta la evolución del precio promedio diario de bolsa y precios máximos y mínimos por día, así como el precio de escasez.

Restricciones En febrero de 2014 el valor de restricciones fue de $22,536.1 millones, equivalentes a un costo unitario de 4.5 $/kWh, valor inferior en 1.1 $/kWh al registrado el mismo mes del año anterior (5.6 $/kWh), y superior en 1.7 $/kWh al registrado el mes anterior (2.8 $/kWh). Este es el segundo mes en el cual se refleja un alivio de las restricciones, siendo para este mes un alivio de $3,753.9 millones como parte de la ejecución de la garantía de la Empresa de Energía de los Andes, según la aplicación de la Resolución CREG 061/07.

El valor total del servicio de AGC para el mes de febrero de 2014 fue de $ 59,082.3 millones.

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

(2) Restr.

con alivio

(Mill Pesos)

(2) CU Restri.

con alivio

($/kWh)feb-13 4,725.1 26,350.3 5.6 ene-14 5,310.7 15,108.9 2.8 12,931.9 2.4 feb-14 4,981.6 22,536.1 4.5 18,782.2 3.8

Resumen Cifras de febrero de 2014 Estado Embalses y Aportes Feb-13 Feb-14 Diferencia

Volumen Útil Diario (GWh) 7,920.6 8,098.8 178.2

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 52.2 53.6 1.4

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 9,051.7 9,235.8 184.1

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 55.5 56.8 1.3

Aportes Hídricos (GWh) 2,284.6 2,523.5 238.9

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 101.6 110.3 8.8

Vertimientos (GWh) 0.0 6.7 6.7

Generación (GWh)

Hidráulica 3,005.6 3,248.4 242.8

Térmica 1,522.7 1,484.5 -38.2

Menores 218.4 216.7 -1.7

Cogeneradores 27.8 32.1 4.3

Generación Total 4,774.5 4,981.7 207.2

Interconexiones Internacionales (GWh)

Importaciones 0.0 0.0 0.0

Exportaciones 168.1 81.6 -86.5

Demanda de Energía (GWh)

Demanda No Atendida 3.2 2.0 -1.2

Demanda Atendida (doméstica) 4,606.4 4,900.0 293.5

Demanda de Energía 4,609.7 4,902.0 292.3

Demanda de Potencia

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,121.0 9,347.0 226.0

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) (1) 2.5

Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW)

Hidráulica 9,185.0 9,365.0 180.0

Térmica 4,426.0 4,521.0 95.0

Menores 692.4 662.3 -30.1

Cogeneradores 57.3 66.3 9.0

Total -SIN- 14,360.7 14,614.6 253.9

Disponibilidad Promedio

Hidráulica (MW) 7,982.6 7,972.3 -10.3

Hidráulica (%) (2) 86.9 85.1 -1.8

Térmica (MW) 4,206.4 4,057.0 -149.5

Térmica (%) (2) 95.0 89.7 -5.3

Menores (MW) 0.0 0.0 0.0

Menores (%) (2) 0.0 0.0 0.0

Cogeneradores (MW) 40.7 47.0 6.3

Cogeneradores (%) (2) 71.0 70.9 -0.1

Total del -SIN- (MW) 12,229.7 12,076.3 -153.4

Total del -SIN- (%) (2) 85.2 82.6 -2.5

(1) % respecto al mismo mes del año anterior (2) Porcentajes calculados a partir de la capacidad efectiva Neta promedio