Informe Ejecutivo (versión liquidación TXR) Septiembre de 2013 Estado aportes y embalses Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a septiembre 30 de 2013 disminuyeron en 40.47 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a un decrecimiento del 0.4%. El desembalsamiento promedio diario durante septiembre se ubicó en 1.34 GWh-día. La capacidad útil del embalse aumentó 8.09 GWh pasando de 15,108.79 GWh a 15,116.89 GWh, debido al aumento de los factores de conversión de la planta Miel I.

Del total de reservas al finalizar septiembre (9,515.6 GWh) su distribución fue: el 36% en Oriente, el 32% en Antioquia, el 29% en Centro, y el 4% restante en Valle y Caribe. Durante septiembre de 2013 los vertimientos totales en el SIN fueron de 36.1 GWh y se registraron en los embalses de Playas y Troneras en la región Antioquia. En Playas los vertimientos han sido ocasionados por los aportes y por la operación continua de las centrales de Guatapé y Jaguas, cuyas descargas turbinadas llegan al embalse de Playas. Los vertimientos presentados en Troneras han sido causados por los altos aportes hídricos que han llegado a este embalse. En la gráfica se muestra la evolución de los aportes energéticos mensuales al SIN. Como referencia se presentan también los valores medios mensuales y críticos (correspondientes a un caudal 95PSS univariado). Se puede observar el impacto de los recientes eventos El Niño (2009-2010), La Niña (2010-2012), así como la actual disminución de aportes desde septiembre debido probablemente a la conjugación de fenómenos climáticos de diferentes escalas espaciales que han afectado el clima colombiano y aún no han sido identificados por las agencias climáticas.

En septiembre de 2013 ingresaron al SIN aportes por 4,339.2 GWh (91.0% de la media histórica), los cuales fueron menores en 1,227.7 a los ocurridos en agosto de 2013 y mayores en 998.1 GWh a los ocurridos en septiembre de 2012. Durante el mes de septiembre Valle y Caribe registraron aportes mayores que la media, mientras Antioquia, Centro y Oriente estuvieron por debajo de la media. Demanda La demanda de septiembre de 2013 fue 5,085.0 GWh, la cual se ubicó más abajo que el escenario bajo (5,176.2 GWh) de la UPME, según actualización realizada en julio de 2013. El bajo crecimiento en el mes de septiembre se debió principalmente a la disminución del consumo en el mercado regulado ocasionado por las altas precipitaciones en el país (1.8% el más bajo de lo corrido del año) y el crecimiento negativo del mercado no regulado (-0.4%), debido al bajo consumo de energía de OXY por las voladuras al oleoducto y al decrecimiento de la industria manufacturera reflejado principalmente en los bajos consumos de la Zona Franca Argos, Cales y Cementos de Toluviejo, Fabricato, Propal y Polipropileno de Caribe y a la disminución en el consumo de energía para bombeo.

En los últimos doce meses (sep 2012 – sep 2013) 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 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 septiembre de 2013 fue de 9,274 MW y se registró en el período 19 del día miércoles 25. Por otro lado, en septiembre de 2013 se dejó de atender una demanda de 2.4 GWh, de la cual el 50.2% correspondió a causas no programadas. En la siguiente tabla se presenta un resumen de la demanda no atendida.

Generación A 30 de septiembre de 2013 la capacidad efectiva neta del sistema continuó en 14,454.04 MW. Para septiembre de 2013, la composición de la generación fue 72.7% hidráulica, 22.0% térmica y 5.3% para menores y cogeneradores, que corresponde a una generación total de 5,131.6 GWh, equivalente a un decremento del -0.3% con respecto al mismo mes del año anterior. La siguiente tabla presenta la comparación de la generación por tipo, para el mes de septiembre de los años 2012 y 2013.

sep-12 sep-13 Crec.Acumulado a

septiembre de 2012

Acumulado a septiembre de

2013

Crec. Participación

Regulado 3,293.3 3,357.0 1.8% 29,150.7 30,006.8 3.3% 66%No Regulado 1,701.9 1,697.6 -0.4% 14,826.9 15,105.3 2.3% 34%Industrias manufactureras 705.9 699.7 -1.2% 6196.7 6191.8 0.3% 41.2%Explotación de minas y canteras 368.5 350.4 -4.9% 3092.1 3148.0 2.2% 20.6%Servicios sociales, comunales y personales 218.4 221.3 1.0% 1936.2 1945.8 1.0% 13.0%Comercio, reparación, restaurantes y hoteles 143.8 155.7 8.3% 1260.7 1376.5 9.6% 9.2%Electricidad, gas de ciudad y agua 118.7 116.1 -2.2% 1067.1 1077.3 1.3% 6.8%Transporte, almacenamiento y comunicación 54.6 57.7 5.4% 488.3 518.0 6.5% 3.4%Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 46.0 47.7 3.3% 389.0 410.5 5.8% 2.8%Establecimientos financieros, seguros, inmuebles y servicios a las empresas42.5 45.3 5.8% 366.6 402.7 10.4% 2.7%Construcción 3.5 3.7 7.1% 30.3 34.6 14.8% 0.2%

Con

sum

o de

Ene

rgía

AC

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IDA

DE

S

EC

ON

ÓM

ICA

SM

erca

do N

o R

egul

ado

FechaCausas

Programadas

GWh

Causas No Programadas

GWh

Limitación de Suministro

GWh

TOTAL GWh

sep-2012 1.0 2.0 - 3.0 sep-2013 1.1 1.2 - 2.4

Demanda No Atendida

Para el mes de septiembre la generación térmica promedio dia fue de 37.61 GWh, y frente a septiembre de 2012 decreció un 15.6%, debido a condiciones de precio de oferta.

Intercambios internacionales En septiembre de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador fue de 16.85 GWh, con una diferencia de -77.8% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 32.58 GWh, con una diferencia de -32.8% respecto al mismo mes del año anterior.

Tipo

Generación sep-12 sep-13

%

Crecimiento Hidráulica 3,544.3 3,728.8 5.2%

Térmica 1,337.6 1,128.4 -15.6%

Menor 232.8 241.4 3.7%

Cogenerador 31.1 33.0 6.1%

Total 5,145.8 5,131.6 -0.3%

Generación mensual energía SIN (GWh)

En septiembre de 2013, la importación de Colombia desde Ecuador fue de 0.06 GWh, con una diferencia de -4.3% respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, en septiembre de 2013, no hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. Precios El precio de bolsa en septiembre de 2013 según versión TXR, se ubicó en promedio ponderado en 143.77 $/kWh. Al comparar en pesos de septiembre de 2013, este precio es inferior al del mismo mes del año anterior en 37.44 $/kWh (181.21 $/kWh en septiembre de 2012) e inferior en 7.86 $/kWh al registrado el mes anterior (151.63 $/kWh).

Precio de Bolsa y Contratos por tipo de mercado

Precios promedios ponderados, en pesos constantes de septiembre de 2013

En el mes de septiembre de 2013, en promedio por hora, el máximo precio de bolsa fue 171.47$/kWh en el periodo 20 y el valor mínimo fue 118.52$/kWh en el periodo 4. Por su parte, durante el mes de septiembre de 2013 el valor del precio de bolsa horario máximo se presentó el día 8 con un valor de 206.43$/kWh durante el periodo 20 y el valor mínimo se presentó el día 16 con un valor de 43.6 $/kWh en el periodo 2. El precio de escasez para septiembre de 2013 fue de 454.02 $/kWh, mientras que para octubre de 2013 es 450.51 $/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

Precio de

Bolsa

$/kWh

Precios

Mercado

Regula do

$/kWh

(Mc)

Pre cio

Contra tos

No

Re gulados

$/kWh (*)

sep/2012 181.21 132.26 108.85ago/2013 151.63 139.20 111.15sep/2013 143.77 138.91 111.01

Restricciones En septiembre de 2013 el valor de restricciones fue de $33,162.8 millones, equivalentes a un costo unitario de 6.5 $/kWh, valor inferior en 0.7 $/kWh al registrado el mismo mes del año anterior (7.2 $/kWh), e inferior en 0.5 $/kWh al registrado el mes anterior (7.0 $/kWh). Para este mes se refleja un alivio de las restricciones de $25,000 millones correspondiente a una parte de la ejecución de la garantía del Cargo por Confiabilidad de Termocol según la aplicación de la Resolución CREG 061/07.

El valor total del servicio de AGC para el mes de septiembre de 2013 fue de $ 44,598.1millones.

Mes

Demanda

Comercial

(GWh)

Valor

Restricciones

(Mill Pesos)

CU

Restricciones

($/kWh)

(2) Restr. con

alivio (Mill Pesos)

(2) CU Restri.

con alivio

($/kWh)sep-12 5,096.6 36,883.7 7.2 ago-13 5,204.4 36,538.4 7.0 sep-13 5,098.6 33,162.8 6.5 8,162.8 1.6

Resumen Cifras de Septiembre de 2013 Estado Embalses y Aportes Sep-12 Sep-13 Diferencia

Volumen Útil Diario (GWh) 12,295.6 9,515.6 -2,780.0

Porcentaje respecto a la Capacidad Útil (%) 80.7 62.9 -17.7

Reservas Hídricas de Energía (GWh) 13,429.6 10,654.0 -2,775.6

Porcentaje respecto al máximo Técnico (%) 82.0 65.5 -16.5

Aportes Hídricos (GWh) 3,341.1 4,339.2 998.1

Porcentaje respecto a la Media Histórica (%) 69.9 91.0 21.1

Vertimientos (GWh) 42.3 36.1 -6.1

Generación (GWh)

Hidráulica 3,544.3 3,728.8 184.5

Térmica 1,337.6 1,128.4 -209.2

Menores 232.8 241.4 8.7

Cogeneradores 31.1 33.0 1.9

Generación Total 5,145.7 5,131.6 -14.1

Interconexiones Internacionales (GWh)

Importaciones 0.1 0.1 0.0

Exportaciones 124.3 49.4 -74.9

Demanda de Energía (GWh)

Demanda No Atendida 3.2 2.4 -0.9

Demanda Atendida (doméstica) 5,021.5 5,082.3 60.8

Demanda de Energía 5,024.7 5,084.6 59.9

Demanda de Potencia

Demanda Máxima de Potencia Atendida (MW) 9,280.0 9,274.0 -6.0

Crecimiento de la Demanda de Potencia (%) (1) -0.1

Capacidad Efectiva Neta Promedio (MW)

Hidráulica 9,185.0 9,265.0 80.0

Térmica 4,536.0 4,426.0 -110.0

Menores 674.9 701.7 26.9

Cogeneradores 54.8 61.3 6.5

Total -SIN- 14,450.7 14,454.0 3.4

Disponibilidad Promedio

Hidráulica (MW) 7,926.8 8,104.5 177.7

Hidráulica (%) (2) 86.3 87.5 1.2

Térmica (MW) 3,735.7 4,052.1 316.4

Térmica (%) (2) 82.4 91.6 9.2

Menores (MW) 0.0 0.0 0.0

Menores (%) (2) 0.0 0.0 0.0

Cogeneradores (MW) 41.0 45.1 4.1

Cogeneradores (%) (2) 74.9 73.6 -1.3

Total del -SIN- (MW) 11,703.6 12,201.7 498.2

Total del -SIN- (%) (2) 81.0 84.4 3.4

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