Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Noviembre de 2013 Estado de aportes y embalses

Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a noviembre 30 de 2013 aumentaron en 905.88 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un crecimiento del 9.5%. El embalsamiento promedio diario durante noviembre se ubicó en 30.20 GWh-día.

La capacidad útil del embalse disminuyó de 15,116.89 a 15,115.82 GWh, debido a la disminución del factor de conversión de Miel I.

Del total de reservas al finalizar noviembre (10,436.4 GWh) su distribución fue: el 40% en Antioquia, el 30% en Oriente, el 26% en Centro, y el 4% restante en Valle y Caribe.

Durante noviembre de 2013 no se presentaron vertimientos en los diferentes embalses del SIN.

En la 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 noviembre en cada uno de los años presentados. En este sentido, noviembre de 2013 estuvo por debajo de la media (95.2%). Se observa como de los últimos 18 meses (desde junio de 2012), únicamente cinco de ellos han estado en la media o por encima de los promedios históricos.

En noviembre de 2013 ingresaron al SIN aportes por 5,081.5 GWh (95.2% de la media histórica), los cuales fueron menores en 157.4 a los ocurridos en octubre de 2013 y mayores en 19.2 GWh a los ocurridos en noviembre de 2012. Durante el mes de noviembre la región Oriente estuvo por encima de la media con aportes de 110.8%, mientras las otras regiones estuvieron por debajo de la media, Centro con 96.7%, Valle con 96.23%, Antioquia con 91.0% y Caribe con 80.14%. Demanda La demanda de noviembre de 2013 fue 5,085.7 GWh, la cual se ubicó entre el escenario medio (5,157.1 GWh) y bajo (5,042.8 GWh) de la UPME, según actualización realizada en noviembre de 2013. La disminución del crecimiento de noviembre (2.3%) con relación al mes de octubre (3.6%) se debió principalmente a la presencia de las altas precipitaciones en el país el cual se ve reflejado en el crecimiento de la demanda regulada que sólo creció el 1.8% y al bajo consumo de OXY por las voladuras del oleoducto Caño Limón – Coveñas.

En los últimos doce meses (nov 2012 – nov 2013) la demanda de energía eléctrica de Colombia creció en 3.0%. 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 de este mes 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. La siguiente tabla muestra la demanda y el comportamiento de la demanda regulada, la demanda no regulada y las actividades económicas que conforman el mercado No Regulado.

La demanda máxima de potencia para noviembre de 2013 fue de 9,175 MW y se registró en el período 19 del día jueves 14. Por otro lado, en noviembre de 2013 se dejó de atender una demanda de 5.0 GWh, de la cual el 62.8% correspondió a causas no programadas.

nov-12 nov-13 Crec.Acumulado a

noviembre de 2012

Acumulado a

noviembre de 2013Crec. Participación

Regulado 3,283.7 3,336.1 1.8% 35,771.3 36,803.7 3.2% 66%No Regulado 1,667.8 1,716.0 3.1% 18,197.6 18,570.8 2.4% 34%Industrias manufactureras 689.1 710.4 3.6% 7593.8 7649.3 1.1% 41.4%Explotación de minas y canteras 353.8 360.4 1.8% 3795.1 3840.4 1.5% 21.0%Servicios sociales, comunales y personales 219.6 220.1 0.6% 2382.7 2396.3 1.0% 12.8%Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 146.9 156.1 6.4% 1556.3 1693.4 9.1% 9.1%Electricidad, gas de ciudad y agua 115.3 118.8 3.1% 1304.4 1319.1 1.4% 6.9%Transporte, almacenamiento y comunicación 55.8 60.5 8.6% 601.5 638.6 6.5% 3.5%Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 41.8 43.8 5.0% 474.4 502.0 6.0% 2.6%Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas41.7 42.0 1.4% 451.5 489.3 8.9% 2.4%Construcción 3.7 3.8 3.8% 38.0 42.4 12.3% 0.2%

Con

sum

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Generación A 30 de noviembre de 2013 la capacidad efectiva neta del sistema aumentó 50 MW, pasando de 14,415.23 MW en octubre, a 14,465.23 MW en noviembre. Este aumento se debió a la entrada de la unidad 2 de la planta Dario Valencia, propiedad de EMGESA. Para noviembre de 2013, la composición de la generación fue 64.6% hidráulica, 29.3% térmica y 6.1% para menores y cogeneradores, que corresponde a una generación total de 5,154.0 GWh, equivalente a un crecimiento del 2.0% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de noviembre de los años 2012 y 2013.

Para el mes de noviembre la generación térmica promedio dia fue de 50.13 GWh, y frente a noviembre de 2012 creció un 15.8%.

Fecha

Causas

Programadas GWh

Causas No

Programadas GWh

Limitación de

Suministro GWh

TOTAL GWh

nov-2012 1.9 3.3 - 5.2 nov-2013 1.9 3.1 - 5.0

Demanda No Atendida

Tipo

Generación nov-12 nov-13

%

Crecimiento Hidráulica 3,510.2 3,330.6 -5.1%

Térmica 1,302.2 1,508.2 15.8%

Menor 223.3 292.0 30.8%

Cogenerador 19.6 23.2 18.5%

Total 5,055.3 5,154.0 2.0%

Generación mensual energía SIN (GWh)

Intercambios internacionales En noviembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 61.77 GWh, con una diferencia de 373.9% respecto al mismo mes del año anterior. Este crecimiento se ha dado por condiciones energéticas del vecino país. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 11.75 GWh, con una diferencia de -82.7% respecto al mismo mes del año anterior. Desde mediados de noviembre, Venezuela disminuyó las importaciones de electricidad desde Colombia por mejora en sus condiciones de abastecimiento energético.

En noviembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.17 GWh, con una diferencia de 146.3% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en noviembre de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela.

Precios El precio de bolsa en noviembre de 2013 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en 213.46 $/kWh. Al comparar en pesos de noviembre de 2013, este precio es superior al del mismo mes del año anterior en 49.32 $/kWh (164.14 $/kWh en noviembre de 2012) e inferior en 3.93 $/kWh al registrado el mes anterior (217.39 $/kWh).

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de noviembre de 2013

En el mes de noviembre de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 242.17 $/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 164.02 $/kWh en el periodo 3.

Durante el mes de noviembre de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 3 con un valor de 451.25 $/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 27 con un valor de 44.97 $/kWh en el periodo 2.

El precio de escasez para noviembre de 2013 fue de 454.41 $/kWh, mientras que para diciembre de 2013 es 457.19 $/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.

Mes

Precio de

Bolsa

$/kW h

Precios

Mercado

Regula do

$/kWh

(Mc)

Precio

Contra tos

No

Re gulados

$/kWh (*)

nov/2012 164.14 131.05 108.48oct/2013 217.39 139.04 113.83nov/2013 213.46 139.17 114.05

Restricciones En noviembre de 2013 el valor de restricciones fue de $26,591.0 millones, equivalentes a un costo unitario de 5.2 $/kWh, valor inferior en 0.2 $/kWh al registrado el mismo mes del año anterior (5.4 $/kWh), e inferior en 2.6 $/kWh al registrado el mes anterior (7.8 $/kWh).

El valor total del servicio de AGC para el mes de noviembre de 2013 fue de $ 73,678.3 millones.

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

nov-12 4,986.4 26,874.6 5.4 oct-13 5,243.2 40,851.1 7.8 nov-13 5,142.2 26,591.0 5.2

Resumen Cifras de Noviembre de 2013 Estado Embalses y Aportes Nov-12 Nov-13 Diferencia

Volumen Útil Diario (GWh) 12,187.0 10,436.4 -1,750.6

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 80.0 69.0 -10.9

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 13,320.7 11,574.6 -1,746.1

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 81.4 71.2 -10.1

Aportes Hídricos (GWh) 3,917.5 5,081.5 1,152.3

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 73.7 95.2 21.3

Vertimientos (GWh) 55.8 0.0 -55.8

Generación (GWh)

Hidráulica 3,510.2 3,330.6 -179.6

Térmica 1,302.2 1,508.2 206.0

Menores 223.3 292.0 68.7

Cogeneradores 19.6 23.2 3.6

Generación Total 5,055.3 5,154.0 98.7

Interconexiones Internacionales (GWh)

Importaciones 0.1 0.2 0.1

Exportaciones 80.9 73.5 -7.4

Demanda de Energía (GWh)

Demanda No Atendida 5.2 0.3 -4.9

Demanda Atendida (doméstica) 4,974.5 5,080.7 106.2

Demanda de Energía 4,979.6 5,081.0 101.4

Demanda de Potencia

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,281.0 9,175.0 -106.0

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) (1) -1.1

Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW)

Hidráulica 9,185.0 9,298.3 113.3

Térmica 4,536.0 4,426.0 -110.0

Menores 675.5 662.9 -12.6

Cogeneradores 54.8 61.3 6.5

Total -SIN- 14,451.3 14,448.6 -2.8

Disponibilidad Promedio

Hidráulica (MW) 7,917.1 8,144.4 227.3

Hidráulica (%) (2) 86.2 87.6 1.4

Térmica (MW) 3,587.5 3,697.8 110.2

Térmica (%) (2) 79.1 83.5 4.5

Menores (MW) 0.0 0.0 0.0

Menores (%) (2) 0.0 0.0 0.0

Cogeneradores (MW) 26.1 31.3 5.2

Cogeneradores (%) (2) 47.6 51.1 3.5

Total del -SIN- (MW) 11,530.8 11,873.5 342.7

Total del -SIN- (%) (2) 79.8 82.2 2.4

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