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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO

COLOMBIANO – FEBREO DE 2014

SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901 PBX: (+57 1) 222 0601 FAX: (+57 1) 221 9537 Línea Gratuita Nacional 01800 911 729 www.upme.gov.co

INTRODUCCIÓN

El presente informe ilustra la situación actual, la

evolución y el comportamiento de algunas de las

variables del sistema de generación y del mercado

eléctrico colombiano.

Dentro de la información presentada se puede

resaltar los datos generales sobre el parque

generador y la participación de sus tecnologías en la

generación, 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,

las generaciones fueras de mérito, que están

asociadas a las limitaciones de la red del Sistema

interconectado Nacional, 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.

1. CAPACIDAD INSTALADA

Como se puede observar en la Tabla 1, durante

el mes de febrero del presente año, el parque

generador colombiano contaba con una capacidad

instalada de 14,614.6 MW.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia

(MW)

Hidráulica 9,365.0

Térmica 4,521.0

Menores 662.3

Cogeneradores 66.3

Total 14,614.6

Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM - Febrero de 2013 Fuente de tabla: UPME

De manera general no se observan variaciones

considerables en comparación con el mes de enero

de 2014. La única diferencia se registra en la

capacidad de generación hidráulica, la cual se

incrementó en cerca de 45 MW.

Como se puede observar en la Gráfica 1, la

distribución de la capacidad instalada del parque de

generación del Sistema Interconectado Nacional

(SIN), es dominada por la centrales hidroeléctricas,

con el 64.1% del total de la capacidad instalada,

seguidas por las centrales térmicas (gas y carbón) con

el 30.9%. Esta distribución se mantiene sin mayores

variaciones, debido a que en el sistema no han

entrado ni salido de operación, centrales de

generación de gran capacidad instalada.

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica

Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM – Febrero de 2013

Fuente de gráfica: UPME

2. GENERACIÓN

De la misma forma, en la Tabla 2 se presenta la

generación de electricidad por tipo de central. Allí se

observa que durante el mes de febrero se generaron

4,981.7 GWh. Al revisar la generación de los últimos

12 meses, se observa que este dato es inferior

respecto a la cantidad de energía aportada en otros

momentos, ello debido a que febrero cuenta con

menos días en relación a los demás meses.

64.1%

30.9%

4.5% 0.5%

Hidráulica

Térmica

Menores

Cogeneradores

http://www.upme.gov.co/

de 11





Tabla 2: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación

(GWh) Participación

(%)

Hidráulica 3,248.4 65.21%

Térmica Gas 1,016.7 20.41%

Térmica Carbón 451.0 9.05%

Menores 216.7 4.35%

Cogeneradores 32.1 0.64%

Térmica Líquidos 16.8 0.34%

Total 4,981.7 -

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

En este mes las hidroeléctricas participación con

el 65.21% del total de electricidad generada, lo que

significa un aporte de 3,248.4 GWh. En términos

energéticos, la generación de electricidad a partir de

hidroeléctricas se redujo el 7% respecto al mes

inmediatamente anterior.

Por otro lado, las plantas térmicas (gas, carbón y

líquidos) tuvieron una participación agregada de

29.8%, equivalentes a 1,484.5 GWh, es decir una

reducción cercana a los 36.5 GWh. Sin embargo, es

importante destacar el aumento de la participación de

la generación térmica con combustibles líquidos, la

cual paso de 2.55 GWh en el mes de enero, a 16.8

GWh en el mes de febrero.

De la misma forma, se presenta la generación de

electricidad de las centrales menores y los

cogeneradores. En estos casos, se observa una

participación similar a la del mes anterior, con

diferencias de 0.59% y -0.02%, respectivamente.

En la Gráfica 2 se presenta el histórico de los

aportes de generación por tipo de central. Tal y como

se mencionó anteriormente, la generación durante el

mes de febrero es inferior a la de los demás meses

del año. Sin embargo, al comparar solamente este

mes en los años 2014 y 2013, se encuentra que la

primera fue superior en 207.19 GWh, es decir 4.3%.

Por otro lado, se observa la misma tendencia de

participación por tecnología durante todos los meses

(en proporción).

Gráfica 2: Histórico mensual de generación por tecnología

Fuente de datos: Sistema de información de XM


Así mismo, en la gráfica se puede observar que

en el primer mes de febrero se registró la menor

generación mensual de electricidad a partir de

centrales hidráulicas, así como la tercera mayor

generación mensual con centrales térmicas a gas de

los últimos 12 meses.

Participación Térmica: La Gráfica 3 presenta la

participación histórica de las centrales de generación

térmicas de los últimos 24 meses. Allí se observa la

importancia de los aportes de la generación térmica al

SIN, ya que en ocasiones presenta picos que superan

el 40% del total de la generación diaria.

Durante el mes de febrero la participación de la

generación de electricidad con centrales térmicas,

tuvo un promedio aproximado de 29.8%, el cual se

ubica por encima de la participación promedio de los

últimos 12 meses, que es 26.76%.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

feb.-

13

ma

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3

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ma

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3

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13

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13

ago

.-1

3

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.-13

oct

.-1

3

nov.

-13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

(GW

h)

HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON

MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS


de 11





Gráfica 3: Histórico de participación térmica



Durante febrero, se registró un aporte de las

centrales térmicas a gas del 68.49% sobre el total de

la generación térmica, mientras que la participación

de las centrales a carbón disminuyó respecto al mes

de enero, ubicándose en 30.38% del total de la

generación térmica. Las centrales a gas generaron en

promedio 36.31 GWh–día, y las centrales a carbón

aportaron en promedio 16.11 GWh–día.

Consumo de Combustibles: La Tabla 3 resume

el consumo de combustibles utilizados para la

generación de electricidad del mes de febrero, el cual

alcanzo 13,659.1 GBTU.

El consumo de gas natural durante este periodo

fue de 8,817.8 GBTU, lo que implica un aumento de

620.6 GBTU en su demanda para la generación de

electricidad, es decir, 7.57% en comparación al mes

anterior. Respecto a su participación, el gas natural

representó el 64.6% del total de energía proveniente

de combustibles fósiles.

La tabla también muestra el consumo de otros

energéticos para la generación de electricidad. En el

caso del carbón se observa una reducción en su

demanda de 673.1 GBTU, aproximadamente, y para

el combustóleo un incremento de más de 2 veces su

valor respeto al mes anterior. Por otro lado, se

observa que durante el mes de febrero se requirió

generación con ACPM (FO2) y se registraron valores

de consumo de este combustible similares a los del

mes de diciembre de 2013.

Tabla 3: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo

(GBTU) Participación

(%)

Gas Natural 8,817.8 64.6%

Carbón 4,622.1 33.8%

ACPM (FO2) 91.1 0.7%

Combustóleo (FO6) 128.1 0.9%

Total 13,659.1 -


En la Gráfica 4 se presenta el comportamiento

del consumo de combustibles del SIN durante los

últimos 18 meses. Allí se encuentra un incremento de

los tipo fósiles durante febrero, el cual se ubica como

el tercer mayor consumo del último año.

Gráfica 4: Consumo de combustibles para la generación



Al revisar los datos por combustibles, se

encuentra que se incrementó el requerimiento de gas

natural para la generación, siendo así el consumo de

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

ma

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2

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-12

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2

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2

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ago

.-1

2

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.-12

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2

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-12

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3

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-13

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3

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3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-13

oct

.-1

3

nov.

-13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

(GW

h)

Generacion con gas Generacion con carbonGeneracion con fueloil y ACPM Otra generacionGeneracion Termica SIN (%)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

sep

.-12

oct.

-12

nov.-

12

dic

.-12

ene

.-1

3

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-

13

jun.-

13

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene.-

14

feb.-

14

(GB

TU

)

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)


de 11





febrero el cuarto mayor de los presentados en el

horizonte Septiembre 2012 – Febrero 2014.

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 denominado Factores

de Emisión (FE) para Combustibles Colombianos

(FECOC).

En la Tabla 4 se presentan los resultados de los

cálculos de emisiones de CO2 del SIN para el mes de

febrero. Durante este mes, el parque generador

colombiano emitió 1,004,990 Ton. CO2, producto de la

combustión de Gas Natural, Carbón y Combustibles

líquidos. En este caso el mayor aporte lo realizaron

las centrales operadas con gas natural, con cerca del

51%.

Al comparar las emisiones del mes de febrero

con las del mes de enero de 2014, se observa una

reducción cercana a 20,000 Ton de CO2, sin embargo,

se debe considerar la diferencia de 3 días entre los

dos meses.

Según los datos registrados en la Tabla 4, el

Factor de Emisión del sistema de generación fue de

0.202 Ton CO2/MWh para el mes de febrero. Al

comparar este valor con el del mes inmediatamente

anterior, se encuentra un incremento del 4.7%, el cual

se puede asociar al incremento de la participación de

la generación térmica y al incremento en la utilización

de combustibles líquidos para la generación de

electricidad.

Tabla 4: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta Energía Neta

Generada. (MWh)

Consumo de Combustible

(GBTU)

Emisiones (Ton.

CO2/mes)

Gas Natural 1,016,700 8,817,800 512,622

Carbón 451,000 4,622,100 474,283

Combustóleo (FO6) 16,800

128,100 18,085

ACPM (FO2) 91,100

Agua 3,248,400 - 0

Otras 248,800 - 0

Total 4,981,700 8,817,800 1,004,990

Energía Neta Generada (MWh/mes) 4,981,700

Emisiones Generadas (Ton. CO2/mes) 1,004,990

Factor de Emisión (Ton. CO2/MWh) 0.202

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

Al comparar la generación de electricidad y las

emisiones generadas de cada una de las tecnologías,

se encuentra que el factor de emisión de la generación

térmica a carbón es mayor que el de la generación

térmica a gas, indicando que esta tecnología aportó

electricidad con una mayor producción de dióxido de

carbono (CO2).

Evolución de emisiones: La Grafica 5 presenta

la evolución del agregado de emisiones de CO2

producidas por el parque generador nacional, así

como el FE. Allí se observa una estrecha relación

entre las dos líneas, la diferencia se establece por el

cambio de pendiente de las curvas entre los diferentes

meses. Está pendiente es influenciada por el tipo de

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.


de 11





Gráfica 5: Evolución de emisiones y de factor de emisión



Como se observa en la gráfica, en el mes de

febrero el FE se incrementó, mientras que las

emisiones se redujeron. Durante los últimos 12 meses

es la primera vez que se observa este

comportamiento, el cual se explica con el incremento

del consumo de combustibles líquidos y la menor

generación de electricidad con centrales térmicas.

Generación fuera de mérito: A continuación se

presenta la evolución de la generación fuera de mérito

en el periodo enero 2012 - diciembre 2013 (Gráfica 6).

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.

Gráfica 6: Generación fuera de merito



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 requerida. Para

el caso de la sub-área Atlántico, la entrada de la

subestación Caracolí 220/110 kV y su red asociada

(2016) reduce la generación fuera de mérito,

ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en

esta parte del sistema.

3. VARIABLES HÍDRICAS

Durante febrero los aportes hídricos y los niveles

de embalse presentaron comportamientos típicos, en

la que predominan las condiciones de pocas

precipitaciones en la mayor parte del país. Con

excepción de los últimos días del mes, en los que se

presentaron lluvias que generaron aportes muy por

encima de la media histórica, aumentando su valor

medio mensual.

0.080

0.120

0.160

0.200

0.240

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

ma

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3

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-13

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.-1

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-13

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14

Fa

cto

r d

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mis

ion

(T

on

. C

O2

/MW

h)

Em

isio

nes (

To

n. C

O2)

Emisiones Factor de Emisión (FE)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

dic

.-12

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.-13

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-13

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3

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3

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3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-13

oct

.-1

3

nov

.-13

En

erg

ia (

GW

h)

Atentado Porce III - Cerromatoso 500 kVIndisponibilidad Cerromatoso - Primavera 500 kVAtentados Jamondino - San Bernardino 1 y 2 al igual que Ocaña - Copey 500 kVMantenimiento barra 2 Ssubestación San CarlosMantenimiento enlace Bolívar - Ternera 220 kVMantenimiento Red a 500 kVMantenimientos en el STN en la región Caribe y área SuroccidentalGeneración de seguridad cubrimiento contingenciasGeneración fuera de merito


de 11





Gráfica 7: Evolución Volumen Total de Embalse (energía)



Volumen de embalses: Las reservas totales del

SIN iniciaron el mes en 60.57% del volumen útil diario

y finalizaron en 53.60%, con una disminución cercana

al 7%. Para los principales embalses del SIN, el valor

del volumen total almacenado decreció notablemente

respecto al mes anterior (ver Gráfica 7), como se

mencionó anteriormente, este comportamiento es

normal para la época seca de inicio de año.

Comparando con enero, con excepción de

Betania que aumentó 3%, los embalses disminuyeron

notablemente su volumen total almacenado, debido a

que continuó la tendencia de menores aportes

hídricos de las cuencas asociadas, y la demanda

nacional estuvo cercana a 180 GWh-día.

En cuanto al volumen disponible para generación

de electricidad, descrito en la Gráfica 8, se presenta

la misma tendencia decreciente respecto a enero,

reflejando la energía real estimada que se puede

generar con los parámetros técnicos de los embalses.

Grafica 8: Evolución de Volumen Útil de Embalses (energía)



Tabla 5: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 28/02/2014 28/02/2013

AGREGADO EEB 54.44% 70.63%

BETANIA 84.37% 81.08%

CALIMA 78.22% 65.29%

EL GUAVIO 40.36% 39.51%

EL PEÑOL 57.15% 57.35%

ESMERALDA 49.26% 43.06%

MIEL 80.85% 66.44%

MIRAFLORES 66.92% 27.92%

RIOGRANDE I I 58.81% 39.73%

SAN LORENZO 84.73% 51.38%

URRA 61.76% 53.36%


En la Tabla 5 se compara el porcentaje del nivel

de embalse total para los meses de febrero de 2013 y

2014. El nivel de los embalses, tuvo un

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

ma

r.-1

2

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-12

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3

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3

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.-13

oct.

-13

nov.-

13

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.-13

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feb.-

14

(GW

h)

EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA

MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

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2

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2

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v.-

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13

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se

p.-

13

oct.

-13

no

v.-

13

dic

.-1

3

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e.-

14

feb

.-1

4

(GW

h)

EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA

MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES


de 11





comportamiento no uniforme, por un lado el Agregado

EEB disminuyó un 25%, mientras que para Miraflores

y San Lorenzo aumentó 40% y 35% respectivamente.

Por otro lado, para El Peñol, Guavio y Betania, se

mantuvo en valores muy cercanos de un año al otro.

Asimismo, comparando el volumen útil

almacenado en los embalses, Tabla 6, se encuentra

un comportamiento similar al de Volumen Total.

Tabla 6: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 28/02/2014 28/02/2013

AGREGADO EEB 54.44% 70.63%

BETANIA 74.75% 69.44%

CALIMA 73.05% 57.06%

EL GUAVIO 38.92% 38.05%

EL PEÑOL 54.23% 54.44%

ESMERALDA 47.34% 40.92%

MIEL 78.68% 62.62%

MIRAFLORES 65.19% 24.14%

RIOGRANDE I I 44.59% 18.91%

SAN LORENZO 82.77% 45.15%

URRA 52.39% 41.92%


Aportes hídricos: Los aportes hídricos durante

febrero fueron deficitarios durante los primeros 20

días y cambiaron drásticamente su tendencia en la

última semana del mes, presentando niveles de 213%

respecto a la media diaria. En este sentido, los

mismos finalizaron con un acumulado de 90.08%

respecto a la media histórica de este mes (ver Gráfica

9).

En el boletín 229 publicado por el IDEAM en

marzo de 2014, se estimó que durante el primer

semestre del 2014 continuarán las condiciones

neutrales del Fenómeno El Niño - Oscilación Del Sur

– ENOS, y aumentará la probabilidad de desarrollo de

la fase inicial de un evento cálido en el segundo

semestre del presente año.

Gráfica 9: Aportes Hídricos en Energía



De acuerdo con los análisis de los Centros

mundiales de Predicción Climática y los propios del

IDEAM, se esperaría que para el segundo semestre

del presente año aumente la probabilidad del

desarrollo de un Evento Cálido, especialmente en el

último trimestre octubre - noviembre – diciembre.

4. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE

ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta el contraste entre la

proyección diaria promedio de demanda de energía

eléctrica, revisión noviembre de 2013, y la Energía

Firme de las plantas existentes - ENFICC, incluyendo

las obligaciones de las centrales nuevas resultado de

las subastas del cargo por confiabilidad, lo anterior sin

considerar Porce IV, Miel II, Termocol y Ambeima,

proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía

Firme - OEF. Adicionalmente, se presenta el mismo

ejercicio bajo otros cinco (5) escenarios, los cuales

contemplan el atraso de algunos proyectos que

0

100

200

300

400

500

600

ma

r.-1

1

ma

y.-

11

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1

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2

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3

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3

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.-13

nov.-

13

ene

.-1

4

(GW

h)

Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos


de 11





adquirieron OEF, y la no ejecución de otro. Todo lo

anterior con el objetivo de brindar señales y advertir

posibles situaciones de desabastecimiento.

El primer escenario considera las fechas de

entrada en operación de los proyectos, según la

Obligación de Energía Firme. El segundo es similar al

primero, sin tener en cuenta las Obligaciones de

Termonorte, ello por el estado en que se encuentra el

proyecto, donde aún no se ha definido ni siquiera la

tecnología de las unidades generadoras (tipo de

combustible). El tercer escenario es igual al primero,

desplazando la fecha de entrada en operación de

Ituango en 12 meses (de dic 2018 hasta dic 2019). El

cuarto y quinto escenario también toma como

referencia el primero, sin embargo, se considera un

desplazamiento de la fecha de entrada en operación

de Porvenir II y Quimbo, respectivamente.

Finalmente, el sexto escenario contempla la

combinación de las alternativas 2, 3, 4 y 5.

Gráfica 10: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Las gráficas 10, 11, 12, 13, 14 y 15 indican para

cada escenario, el contraste entre la Energía Firme

verificada y la Obligación de Energía Firme, versus la

proyección de demanda de energía eléctrica. De ellas

se puede observar que solamente el escenario 3, es

decir un atraso de 12 meses en la entrada de

operación de Ituango, puede comprometer la atención

de la demanda a partir del mes de marzo del año

2022. Es claro que considerando la alternativa crítica

se presenta el mismo comportamiento, con el

agravante que el déficit sería mayor.

Gráfica 11: ENFICC verificada y OEF (Sin termonorte) vs Proyecciones de demanda



Gráfica 12: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Ituango 12 meses) vs Proyecciones de demanda



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de 11





Gráfica 13: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Porvenir II 12 meses vs Proyecciones de demanda



Gráfica 14: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Quimbo 12 meses vs Proyecciones de demanda



Gráfica 15: ENFICC verificada y OEF (Escenario crítico) vs Proyecciones de demanda



5. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

El sistema eléctrico colombiano cuenta con

interconexiones que le permiten realizar intercambios

de electricidad con Ecuador y Venezuela.

En la Tabla 7 se presenta un resumen de las

operaciones de intercambio durante el mes de

febrero. Allí se puede observar que los intercambios

de electricidad se concentraron en exportaciones

hacia Ecuador, conservando la tendencia de los

últimos meses.

Tabla 7: Intercambios internacionales de electricidad

Exportaciones 81.5

Colombia - Ecuador Importaciones 0.0

Neto 81.5

Exportaciones 0.1

Colombia - Venezuela Importaciones 0.0

Neto 0.1


Ecuador: En el mes de febrero los intercambios

de electricidad con Ecuador fueron únicamente

exportaciones, las cuales alcanzaron un valor de 81.5

GWh. Este intercambio fue cerca del 44% menor

respecto al mes de enero de 2014. A pesar de esto se

ubicó por encima del promedio de los dos últimos

años (ver Gráfica 16).

En el registro histórico se encuentra que los

intercambios con Ecuador han alcanzado picos de

exportación que superan los 180 GWh–mes.

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de 11





Gráfica 16: Interconexión con Ecuador



Venezuela: En relación con los intercambios con

este país, se observa en la Gráfica 17 que no hay

registros representativos en los últimos 3 meses.

Gráfica 17: Interconexión con Venezuela



6. PRECIO DE ELECTRICIDAD.

La Gráfica 17 ilustra el registro del precio de

bolsa promedio, el precio promedio de contratos y el

precio de escasez de los últimos 2 años.

En el mes de febrero, el precio promedio de

contratos se mantuvo estable, con un valor promedio

mensual de 127.25 COP/kWh, el cual se incrementó

en tan solo 1.18 COP/kWh respecto al mes

inmediatamente anterior. Adicionalmente, este valor

fue menor que el precio de bolsa durante todo el mes.

Gráfica 17: Precio Bolsa Vs Precio de Contratos



Asimismo, se observa un comportamiento

relativamente estable del precio de bolsa promedio, el

cual se ubicó entre un máximo de 210.77 COP/kWh y

un mínimo de 154.84 COP/kWh, con un promedio de

185.56 COP/kWh.

Según la Gráfica 17, el precio de escasez se

incrementó en 22.44 COP/kWh respecto al mes de

enero, ubicándose en 472.04 COP/kWh.

Por otro lado la Grafica 18 muestra la evolución

del precio promedio de contratos regulados y no

regulados. En este caso se observa un

comportamiento estable con medias de 137.08

COP/kWh y 101.45 COP/kWh, respectivamente,

durante los últimos 24 meses.

Al comparar el precio promedio de bolsa con los

precios promedio de contratos regulados y no

regulados, se observa que este los supera desde el

mes de agosto de 2012, con excepción en los meses

de marzo y mayo de 2013.

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Precio de Bolsa Promedio Precio de Escasez Precio Promedio de Contratos


de 11





Grafica 18: Precio de bolsa Vs Precio de contratos



Finalmente, la Grafica 19 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 19: Precio de bolsa Vs Volumen útil



En la gráfica se encuentra que desde mediados

de diciembre se ha presentado un descenso en el

volumen útil diario de los embalses. Asimismo, desde

mediados de enero hasta la segunda semana de

febrero, se presentó un repunte en los precios de

bolsa, sin embargo, desde entonces este precio ha

tenido un comportamiento a la baja, lo cual coincide

con las proyecciones de aumento en las

precipitaciones para los meses de marzo y abril.

REFERENCIAS

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios

Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.

Disponible en:

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

Consultado: Marzo de 2014.

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: Marzo de 2014

XM S.A. E.S.P, Informe Ejecutivo (versión

liquidación TXR) Febrero de 2014, disponible

en:

<http://www.xm.com.co/Pages/Informes.aspx>.

Consultado: Marzo de 2014

XM S.A. E.S.P, Sistema de información.

Consultado: Marzo de 2014

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Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos

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(CO

P/K

Wh

)

Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario


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

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

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

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

http://www.xm.com.co/Pages/Informes.aspx

informe mensual de variables de generaciÓn y del … · 2014-03-20 · página 1 de 11 informe...

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