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

Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de marzo de 2014, disminuyeron en 909.2 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un decrecimiento del 11.2%. El desembalsamiento promedio diario durante marzo se ubicó en 29.33 GWh-día.

La capacidad útil del embalse disminuyó 12 GWh respecto a la del mes anterior, pasando de 15,109.51 GWh, en febrero, a 15,097.51 GWh, en marzo, debido principalmente al cambio del factor de conversión de la central hidroeléctrica Urrá bajo el acuerdo CNO 671.

Del total de reservas al finalizar el mes de marzo (7,189.6 GWh) se tuvo la siguiente distribución porcentual: 43.0% en Antioquia, 31.7% en Centro, 20.1% en Oriente, y 5.2% entre las regiones de Valle y Caribe. Energéticamente la región Valle fue la única que embalsó con una tasa promedio día de 0.5 GWh, mientras que las otras regiones desembalsaron con una tasa promedio día de: 13.6 GWh en Antioquia, 12.1 GWh en Oriente, 2.6 GWh en Centro y 1.5 GWh en Caribe.

Durante el mes de marzo de 2014 los vertimientos totales en el SIN fueron de 3.2 GWh y se registraron el 01 de marzo, en los embalses de Playas (1.0 GWh) y Alto Anchicayá (2.2 GWh), en las regiones de Antioquia y Valle respectivamente. Los vertimientos en Alto Anchicayá fueron ocasionados por los altos aportes que llegaron a este embalse, mientras el volumen de éste se encontraba en el 105%. En Playas, se presentaron altos aportes mientras el volumen del embalse se encontraba cerca del 100%.

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 marzo en cada uno de los años presentados. De acuerdo con lo observado, marzo de 2014, estuvo por encima de la media (114.43%). Los marzos de

los últimos años (desde 2011) han estado con aportes por encima del promedio histórico.

En marzo de 2014 ingresaron al SIN aportes por 3,293.36 GWh (114.43% de la media histórica), los cuales fueron mayores en 769.77 GWh a los ocurridos en febrero de 2014 y mayores en 274.66 GWh a los ocurridos en marzo de 2013. Durante el mes de marzo, la región Centro estuvo por encima de la media con aportes de 164.29%, seguida de Valle con aportes de 143.62% y de Antioquia, con 105.73%, mientras que regiones como Oriente y Caribe estuvieron por debajo de la media con aportes de 91.74% y 73.39% respectivamente. Demanda La demanda de marzo de 2014 fue 5,317.4 GWh, la cual se ubicó por encima del escenario medio (5,286.0 GWh) de la UPME, según actualización realizada en noviembre de 2013. El crecimiento de la demanda en marzo se ubicó en el 4.5%. En los últimos doce meses (mar 2013 – mar 2014) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 3.2%. 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 marzo de 2014 fue de 9,183 MW y se registró en el período 19 del día jueves 20. Por otro lado, en marzo de 2014 se dejó de atender una demanda de 2.2 GWh, de la cual el 62.1% correspondió a causas no programadas.

Generación

A 31 de marzo de 2014, la Capacidad Efectiva Neta –CEN- del sistema aumentó en 0.5 MW respecto a la capacidad del final del mes anterior, pasando de 14,614.55 MW al finalizar febrero, a 14,615.05 MW, a 31 de marzo de 2014. El cambio en la CEN del sistema durante el mes de marzo, fue debido al retiro del generador menor San Antonio, con 19.40 MW de capacidad, y a la entrada del cogenerador El Popal, a partir del 31 de marzo a las 00:00 horas, con 19.90 MW.

Para marzo de 2014, la composición de la generación del SIN fue: 69.9% hidráulica, 24.2% térmica y 5.9% entre menores y cogeneradores, lo cual corresponde a una generación total de 5,383.5 GWh, equivalente a un crecimiento del 3.8% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de marzo en los años 2013 y 2014.

mar-13 mar-14 Crec.Acumulado a

marzo de 2013

Acumulado a

marzo de 2014Crec. Participación

Regulado 3,352.6 3,521.5 4.1% 9,738.7 10,150.3 3.9% 67%No Regulado 1,648.8 1,765.6 5.6% 4,843.6 5,148.9 5.8% 33%Industrias manufactureras 674.5 823.3 19.5% 1971.8 2339.9 17.9% 46.6%Explotación de minas y canteras 341.8 336.8 -1.2% 1017.5 1054.8 3.7% 19.1%Servicios sociales, comunales y personales 213.1 210.1 -2.8% 622.0 604.8 -2.9% 11.9%Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 151.6 147.6 -3.5% 439.2 425.2 -3.5% 8.4%Electricidad, gas de ciudad y agua 117.4 97.6 -17.0% 350.2 282.7 -19.3% 5.5%Transporte, almacenamiento y comunicación 58.7 55.2 -6.8% 168.2 161.0 -4.6% 3.1%Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 44.5 45.7 0.5% 134.4 138.1 2.0% 2.6%Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas43.4 44.5 0.2% 129.3 130.1 -0.1% 2.5%Construcción 3.9 4.7 19.3% 11.0 12.2 9.3% 0.3%

Con

sum

o de

Ene

rgía

AC

TIV

IDA

DE

S

EC

ON

ÓM

ICA

SM

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do N

o R

egul

ado

FechaCausas

Programadas GWh

Causas No Programadas

GWh

Limitación de Suministro

GWh

TOTAL GWh

mar-2013 1.3 1.3 - 2.6 mar-2014 0.8 1.4 - 2.2

Demanda No Atendida

Para el mes de marzo de 2014, la generación térmica promedio dia fue de 42.0 GWh, y frente a marzo del 2013 creció en un 1.5%.

Intercambios internacionales

En marzo de 2014, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 60.69 GWh, con una diferencia de -2.7% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 8.49 GWh, con una diferencia de -90.8% respecto al mismo mes del año anterior. La reactivación de las exportaciones a Venezuela, se debe principalmente a necesidades de condiciones de seguridad eléctrica.

Tipo

Generación mar-13 mar-14

%

Crecimiento Hidráulica 3,615.4 3,765.5 4.2%

Térmica 1,283.9 1,302.6 1.5%

Menor 258.2 279.1 8.1%

Cogenerador 27.5 36.3 32.2%

Total 5,185.0 5,383.5 3.8%

Generación mensual energía SIN (GWh)

En marzo de 2014, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.12 GWh, con una diferencia de 83.1% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en marzo de 2014, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en marzo de 2014 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en 151.59 $/kWh. Al comparar en pesos de marzo de 2014, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en 10.26 $/kWh (141.33 $/kWh en marzo de 2013) e inferior en 41.08 $/kWh al registrado el mes anterior (192.67 $/kWh).

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de marzo de 2014

En el mes de marzo de 2014, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 205.03$/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 122.21$/kWh en el periodo 4.

Durante el mes de marzo de 2014 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 22 con un valor de 323.03$/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 30 con un valor de 44.61 $/kWh en el periodo 7.

El precio de escasez para marzo de 2014 fue de 477.55 $/kWh, mientras que para abril de 2014 es 478.37 $/kWh. 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.

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 (*)

mar/2013 141.33 143.89 112.67feb/2014 192.67 143.15 117.89ma r/2014 151.59 140.28 115.02

Restricciones En marzo de 2014 el valor de restricciones fue de $20,902.5 millones, equivalentes a un costo unitario de 3.9 $/kWh, valor inferior en 7 $/kWh al registrado el mismo mes del año anterior (10.9 $/kWh), e inferior en 0.6 $/kWh al registrado el mes anterior (4.5 $/kWh). El día 30 de marzo de 2014 se presentó un valor negativo en el costo unitario diario de restricciones asociado principalmente a que la reconciliación negativa de este día superó la reconciliación positiva dando lugar a una restricción negativa.

El valor total del servicio de AGC para el mes de marzo de 2014 fue de $ 51,727.9 millones.

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)mar-13 5,091.3 55,619.2 10.9 feb-14 4,980.7 22,540.3 4.5

mar-14 5,375.0 20,902.5 3.9

Resumen Cifras de marzo de 2014 Estado Embalses y Aportes Mar-13 Mar-14 Diferencia Volumen Útil Diario (GWh) 6,755.5 7,189.6 434.0 Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 44.5 47.6 3.1 Reservas Hídricas de Energía (GWh) 7,885.9 8,323.6 437.7 Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 48.4 51.3 2.9 Aportes Hídricos (GWh) 3,018.7 3,293.4 274.7 Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 106.9 114.4 7.5 Vertimientos (GWh) 6.2 3.2 -3.0 Generación (GWh) Hidráulica 3,615.4 3,765.5 150.1 Térmica 1,283.9 1,302.6 18.7 Menores 258.2 279.1 20.9 Cogeneradores 27.5 36.36 8.2 Generación Total 5,185.0 5,383.5 197.8 Interconexiones Internacionales (GWh) Importaciones 0.1 0.1 0.1 Exportaciones 154.6 69.2 -85.5 Demanda de Energía (GWh) Demanda No Atendida 2.6 2.3 -0.3 Demanda Atendida (doméstica) 5,030.4 5,313.7 283.2 Demanda de Energía 5,033.0 5,316.0 283.0 Demanda de Potencia Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,116.0 9,183.0 67.0 Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) (1) 0.7 Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW) Hidráulica 9,185.0 9,365.0 180.0 Térmica 4,477.0 4,521.0 44.0 Menores 696.1 651.0 -45.1 Cogeneradores 57.3 66.3 9.0 Total -SIN- 14,415.4 14,603.3 187.9 Disponibilidad Promedio Hidráulica (MW) 7,829.1 7,793.1 -36.0 Hidráulica (%) (2) 85.2 83.2 -2.0 Térmica (MW) 4,034.8 4,132.3 97.5 Térmica (%) (2) 90.1 91.4 1.3 Menores (MW) 0.0 0.0 0.0 Menores (%) (2) 0.0 0.0 0.0 Cogeneradores (MW) 36.6 47.3 10.7 Cogeneradores (%) (2) 64.0 71.4 7.4 Total del -SIN- (MW) 11,900.6 11,972.8 72.2 Total del -SIN- (%) (2) 82.6 82.0 -0.6

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