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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

INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO

ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO DE 2014

SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

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, el histórico

de variables hídricas, la información de los

intercambios regionales de electricidad, la

evolución del precio de la electricidad, las

generaciones fueras de mérito, que estan

asociadas a las limitaciones de la red del Sistema

iInterconectado 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 mas reciente de la UPME.

1. CAPACIDAD INSTALADA

La Tabla 1 presenta la capacidad instalada de

generación del sistema eléctrico colombiano con

fecha de corte al 31 de enero de 2014. En ese

momento el sistema contaba con una capacidad

instalada total de 14,569.4 MW, lo cual significa un

leve incremento de 13.7 MW respecto a la

capacidad instalada de diciembre de 2013.

Al revisar la capacidad por tipo de centrales,

se encuentran leves variaciones en las

centrales hidráulicas, las plantas menores y los

cogeneradores. Por otro lado no hubo variación en

la capacidad instalada de las centrales térmicas.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia

(MW)

Hidráulica 9,319.8

Térmica 4,521.0

Menores 662.3

Cogeneradores 66.3

Total 14,569.4

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

En la Gráfica 1 se presenta la distribución de

la capacidad instalada del parque de generación

del Sistema Interconectado Nacional (SIN) por tipo

de central. Allí se observa que las centrales

hidroeléctricas son la tecnología dominante en el

sistema, con 64.0% del total de la capacidad

instalada, seguidas por las centrales térmicas (gas

y carbón) con 31%. En estos dos casos no se

evidencia variación en su participación respecto al

mes de diciembre de 2013.

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica

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

Fuente de gráfica: UPME

64.0%

31.0%

4.5% 0.5%

Hidráulica

Térmica

Menores

Cogeneradores

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


2. GENERACIÓN

En la Tabla 2 se presenta el registro del aporte

al SIN de cada tipo de central. De manera general,

en el primer mes del año se generaron 5,310.9

GWh para satisfacer la necesidades de electricidad

del SIN.

Durante este mes las centrales hidroeléctricas

entregaron 3,494.1 GWh, aportando así el 65.79%

de la electricidad demandada durante este mes.

Asimismo, las centrales térmicas tuvieron un

aporte agregado de 1,521 GWh, lo que representa

un incremento cercano al 11% respecto al registro

del mes inmediatamente anterior

Igualmente, se encuentra que la generación

de electricidad de las centrales menores se redujo

en cerca del 12% y el aporte de los cogeneradores

se mantuvo en valores similares a los del mes de

diciembre.

Tabla 2: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación

(GWh) Participación

(%)

Hidráulica 3,494.1 65.79%

Térmica Gas 935.1 17.61%

Térmica Carbón 583.4 10.98%

Menores 262.4 4.94%

Cogeneradores 33.3 0.63%

Térmica Líquidos 2.6 0.05%

Total 5,310.9 -

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

El histórico de los aportes de generación por

tipo de central se puede observar en la Gráfica 2.

Allí se encuentra que la generación durante el mes

de enero tuvo un comportamiento similar al del mes

de diciembre. La diferencia del agregado total de

los dos meses es inferior al 0.3%.

En la gráfica se puede observar que durante

el primer mes del año se registró la mayor

generación de electricidad con centrales térmicas

a carbón de los últimos 12 meses. Asimismo, a

partir de los datos registrados se encuentra que

durante este mes se registró la menor utilización de

combustibles líquidos para la generación de

electricidad del último año

Gráfica 2: Histórico mensual de generación por tecnología

Fuente de datos: Sistema de información de XM


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 último año, se registró una

participación promedio de las centrales térmicas

cercana al 27% sobre el total de la electricidad

generada.

Gráfica 3: Histórico de participación térmica



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

ene.-

13

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

may.

-13

jun

.-1

3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep.-

13

oct

.-1

3

nov.

-13

dic

.-13

ene.-

14

(GW

h)

HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON

MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

feb.-

12

ma

r.-1

2

abr.

-12

ma

y.-1

2

jun

.-1

2

jul.-

12

ago

.-1

2

sep

.-12

oct

.-1

2

nov.

-12

dic

.-12

ene

.-1

3

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-1

3

jun

.-1

3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-13

oct

.-1

3

nov.

-13

dic

.-13

ene

.-1

4

(GW

h)

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



Para el mes de enero el promedio aritmético

de la participación térmica alcanzo el 28.8%,

superando de esta forma, el promedio de los

últimos 12 meses. Durante este mes, se registró un

aporte de las centrales térmicas a gas del 61.48%

sobre el total de la generación térmica, mientras

que las centrales a carbón participaron con el

38.35% del total de la generación térmica.

Las centrales térmicas a carbón generaron en

promedio 18.8 GWh–día y las centrales térmicas a

gas generaron en promedio 30.1 GWh–día.

Consumo de Combustibles: En la Tabla 3 se

presenta el consumo de combustibles utilizados

para la generación de electricidad durante el mes

de enero. En este periodo, la utilización de gas

natural se incrementó en cerca de 730 GBTU, es

decir cerca de 9.75% respecto al mes de diciembre

de 2013, siendo así el energético más demandado

(en unidades energéticas) con una participación

del 60.5% del total de combustibles utilizados para

la generación de electricidad.

Tabla 3: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo

(GBTU) Participación

(%)

Gas Natural 8,197.3 60.5%

Carbón 5,295.2 39.1%

ACPM (FO2) 0.4 0.0%

Combustóleo (FO6) 52.6 0.4%

Total 13,545.5 -


En la tabla también se presenta el consumo

de carbón para la generación de electricidad. En

este caso se observó un incremento en su

utilización, respecto al mes anterior, de 676.1

GBTU, es decir 14.6%.

Respecto al consumo de combustibles

líquidos, se observa que la utilización de A.C.P.M.

(FO2) se redujo drásticamente, alcanzando valores

inferiores a 1 GBTU, mientras que el consumo de

combustóleo (FO6) tuvo una leve reducción en

comparación al mes anterior.

En la Gráfica 4 se presenta la evolución del

consumo de combustibles. Allí se puede observar

que en el mes de enero se registró la máxima

demanda de carbón de los últimos 18 meses.

Igualmente, en diciembre se alcanzó la tercera

mayor demanda de estos energéticos durante el

mismo periodo.

Gráfica 4: Consumo de combustibles para la generación



Emisiones de CO2: Para la estimación 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. Adicionalmente, se utilizan

valores estandarizados en el aplicativo

denominado Factores de Emisión (FE) para

Combustibles Colombianos (FECOC).

Los resultados de estos cálculos se presentan

en la Tabla 4, en donde se observa que el Factor

de Emisión del sistema de generación eléctrico

para el primer mes del año fue de 0.193 Ton

CO2/MWh. Este valor muestra un incremento del

11.6% respecto al mes anterior, lo cual esta

asociado con el crecimiento en la generación

térmica, en especial con el incremento en la

utilización del carbón.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

ago

.-1

2

sep

.-12

oct.

-12

nov.-

12

dic

.-12

ene

.-1

3

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

may.-

13

jun

.-1

3

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

(GB

TU

)

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)



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 935,100.0 8,197.3 476,549

Carbón 583,400.0 5,295.2 543,351

Combustóleo (FO6) 2,600.0

52.6 4,503

ACPM (FO2) 0.4

Agua 3,494,100.0 - 0

Otras 295,700 - 0

Total 5,310,900 - 1,024,403

Energía Neta Generada (MWh/mes) 5,310,900

Emisiones Generadas (Ton. CO2/mes) 1,024,403

Factor de Emisión (Ton. CO2/MWh) 0.193

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

Asimismo, la Tabla 4 presenta las emisiones

de CO2 producidas por la generación térmica. Allí

se observa que las emisiones producto de la

combustión de gas natural superan las emisiones

producidas por la generación a partir de carbón, sin

embargo, al comparar los valores con la cantidad

de energía generada, se encuentra que el factor de

emisión de la generación térmica a carbón es

mayor que el factor de emisión 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.

En la gráfica 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.

Gráfica 5: Evolución de emisiones y de factor de emisión



En el mes de enero se observó un incremento

importante en estos indicadores, debido a que el

sistema eléctrico nacional requirió una mayor

participación de las centrales térmicas en

comparación con diciembre, así como del

incremento en el uso de carbón.

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.

Gráfica 6: Generación fuera de merito



0.000

0.050

0.100

0.150

0.200

0.250

0

200,000

400,000

600,000

800,000

1,000,000

1,200,000

feb.-

13

ma

r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-1

3

jun

.-1

3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-13

oct

.-1

3

nov.

-13

dic

.-13

ene

.-1

4

Fa

cto

r d

e e

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

ene.

-13

feb.

-13

mar

.-13

abr.

-13

may

.-13

jun.

-13

jul.-

13

ago.

-13

sep.

-13

oct.-

13

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



Es importante mencionar que muchas de

estas situaciones se van mitigando con la puesta

en servicio de los proyectos de expansión, 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.

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 subárea

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

El análisis periódico sobre el volumen

almacenado en los principales embalses, así como

los aportes hídricos relacionados con dichos

embalses, muestra que en enero predominaron

condiciones deficitarias en el recurso hídrico para

generación eléctrica, con respecto a la media

histórica.

Gráfica 7: Evolución Volumen Total de Embalse (energía)



Volumen de embalses: Las reservas totales

del SIN iniciaron el mes en 69.39% del volumen útil

diario y finalizaron en 60.96%, con una disminución

cercana al 9%. Para los principales embalses del

SIN, el valor del volumen total almacenado

decreció notablemente respecto al mes anterior

(ver Gráfica 7), sin embargo este comportamiento

se considera normal debido a la época seca de

inicio de año. En este mes, todos los embalses

disminuyeron su volumen total almacenado, debido

a los menores aportes hídricos de las cuencas

asociadas.

En cuanto al volumen disponible para

generación de electricidad, descrito en la Gráfica 8,

se presenta la misma tendencia decreciente,

reflejando la estimación de la energía real que se

puede generar con los parámetros técnicos de los

embalses.

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



En la Tabla 5 se compara el porcentaje del

nivel de embalse total para los meses de enero de

2013 y 2014. El nivel de los embalses disminuyó

con excepción de El Peñol y Betania, en los que se

mantuvo casi constante dicho nivel, presentandose

un ligero incremento.

Asimismo, comparando el volumen útil

almacenado en los embalses, Tabla 6, se

encuentra que esta variable disminuyó al comparar

su valor registrado el 31 de enero de 2014 respecto

al presentado el 31 de enero de 2013.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

feb.-

12

mar.

-12

abr.

-12

ma

y.-

12

jun

.-1

2

jul.-1

2

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.-1

2

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.-12

oct.

-12

nov.-

12

dic

.-12

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.-1

3

feb.-

13

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r.-1

3

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-13

ma

y.-

13

jun

.-1

3

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3

ago

.-1

3

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.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

(GW

h)

EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA RIOGRANDE II

SAN LORENZO CALIMA MIEL BETANIA OTROS EMBALSES

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

feb.-

12

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r.-1

2

abr.

-12

ma

y.-

12

jun

.-1

2

jul.-1

2

ago

.-1

2

sep

.-12

oct.

-12

nov.-

12

dic

.-12

ene

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3

feb.-

13

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r.-1

3

abr.

-13

ma

y.-

13

jun

.-1

3

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

(GW

h)

EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA RIOGRANDE II

SAN LORENZO CALIMA MIEL BETANIA OTROS EMBALSES



Tabla 5: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 31/01/2014 31/01/2013

BETANIA 84.15% 83.98%

ESMERALDA 73.93% 65.16%

GUAVIO 56.25% 49.71%

EL PEÑOL 63.00% 64.84%

PORCE III 59.69% 38.75%

PRADO 90.46% 83.60%

SALVAJINA 64.45% 50.57%

URRA 76.30% 68.92%


Tabla 6: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 31/01/2014 31/01/2013

BETANIA 74.39% 74.11%

ESMERALDA 72.95% 63.84%

GUAVIO 55.19% 48.50%

EL PEÑOL 60.47% 62.44%

PORCE III 50.36% 24.57%

PRADO 83.32% 71.34%

SALVAJINA 59.74% 44.02%

URRA 70.49% 61.30%


Aportes hídricos: Los aportes hídricos

durante enero fueron deficitarios, los mismos

finalizaron con un acumulado de 96.9% respecto a

la media histórica de este mes (ver Gráfica 9).

Teniendo en cuenta que los meses de enero y

febrero presentan pocas precipitaciones en la

mayor parte del país, lo que conlleva a menores

aportes hídricos de las cuencas, se estima que las

condiciones hídricas del SIN son normales.

Gráfica 9: Aportes Hídricos en Energía



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 en 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 en

Firme - OEF. Así mismo, se presenta el mismo

ejercicio bajo otros cinco (5) escenarios, los cuales

contemplan el atraso de algunos proyectos que

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

anterior con el objetivo de brindar señales y advertir

posibles situaciones de debastecimiento.

El primer escenario considera las fechas de

entrada en operación de los proyectos, según la

Obligación de Energía en 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

0

100

200

300

400

500

600

feb.-

11

abr.

-11

jun

.-1

1

ago

.-1

1

oct.

-11

dic

.-11

feb.-

12

abr.

-12

jun

.-1

2

ago

.-1

2

oct.

-12

dic

.-12

feb.-

13

abr.

-13

jun

.-1

3

ago

.-1

3

oct.

-13

dic

.-13

(GW

h)

Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos



operación de Porvenir II y Quimbo,

respectivamente. Finalmente, el sexto escenario

contempla la combinación de las alternativas 2, 3,

4 y 5.

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

para cada escenario, el contraste entre la Energía

en Firme verificada y la Obligación de Energía en

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 10: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones

de demanda

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


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



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



140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

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-13

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13

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.-13

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-14

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14

dic

.-14

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-15

ago.-

15

dic

.-15

abr.

-16

ago.-

16

dic

.-16

abr.

-17

ago.-

17

dic

.-17

abr.

-18

ago.-

18

dic

.-18

abr.

-19

ago.-

19

dic

.-19

abr.

-20

ago.-

20

dic

.-20

abr.

-21

ago.-

21

dic

.-21

abr.

-22

ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

GW

h_día

Enficc Verificada OEF Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

dic

.-12

abr.

-13

ago.-

13

dic

.-13

abr.

-14

ago.-

14

dic

.-14

abr.

-15

ago.-

15

dic

.-15

abr.

-16

ago.-

16

dic

.-16

abr.

-17

ago.-

17

dic

.-17

abr.

-18

ago.-

18

dic

.-18

abr.

-19

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19

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21

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23

GW

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-12

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-13

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-14

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-14

abr.

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ago.

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dic.

-15

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ago.

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-16

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-17

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-18

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-20

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ago.

-21

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dic.

-22

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ago.

-23

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h_dí

a


140

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23

GW

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.-13

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.-15

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16

dic

.-16

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ago.-

17

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abr.

-18

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18

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.-18

abr.

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19

dic

.-19

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ago.-

20

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dic

.-21

abr.

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ago.-

22

dic

.-22

abr.

-23

ago.-

23

GW

h_día




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 el mes de enero las exportaciones hacia

los dos países alcanzaron un valor de 146.9 GWh,

la cuales corresponden casi en su totalidad a

exportaciones hacia Ecuador (ver Tabla 7). Por

otro lado no se registraron importaciones desde

ninguno de los dos países.

Tabla 7: Intercambios internacionales de electricidad

Exportaciones 146.8

Colombia - Ecuador Importaciones 0.0

Neto 146.8

Exportaciones 0.1

Colombia - Venezuela Importaciones 0.0

Neto 0.1


Ecuador: En este caso se registraron las

segundas mayores exportaciones de los últimos

dos años (ver Gráfica 16). En comparación con el

mes inmediatamente anterior, se encuentra una

leve reducción de 2.05 GWh.

En el registro histórico se encuentra que los

intercambios con Ecuador han alcanzado picos de

exportación que superan los 180 GWh–mes.

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 2

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.

Para el mes de enero, se observa un

comportamiento relativamente estable del precio

de bolsa promedio, el cual osciló entre 109.3

COP/kWh y 186.7 COP/kWh, con un promedio

mensual de 157.6 COP/kWh.

140

150

160

170

180

190

200

210

220

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240

dic

.-12

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13

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.-13

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14

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.-15

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.-16

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17

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.-17

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-18

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18

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.-18

abr.

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19

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.-19

abr.

-20

ago.-

20

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abr.

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-23

ago.-

23

GW

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0

20

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60

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100

120

140

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-12

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12

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.-1

3

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3

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.-1

3

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.-1

4

(GW

h)

Exportaciones Importaciones

-20

0

20

40

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80

100

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140

160

feb.-

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2

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y.-

12

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.-1

2

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2

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.-1

2

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.-1

3

feb.-

13

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r.-1

3

abr.

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13

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.-1

3

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3

ago

.-1

3

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.-13

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-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

(GW

h)

Exportaciones Importaciones



Gráfica 17: Precio Bolsa Vs Precio de Contratos



Así mismo, el precio promedio de contratos

tuvo un comportamiento estable, con un valor

promedio mensual de 126.1 COP/kWh, el cual fue

menor respecto al precio de bolsa promedio.

Finalmente, el precio de escasez tuvo una

leve reducción respecto al mes de diciembre,

ubicándose en 449.6 COP/kWh.

En la Grafica 18 se presenta el precio

promedio de contratos regulados y no regulados y

se deja como referencia el precio promedio de

bolas y el precio promedio de los contratos, los

cuales han tenido un comportamiento estable, con

valores promedios de 136.93 COP/kWh y 101.1

COP/kWh respectivamente.

Grafica 18: Precio de bolsa Vs Precio de contratos



Adicionalmente, en la gráfica se observa que

el precio promedio de bolsa supero al precio

promedio de contratos en agosto de 2012, y desde

entonces siempre se ha mantenido esta tendencia.

Finalmente, la Grafica 19 muestra una

comparación entre la evolución 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 de

mediados de diciembre ha habido descenso en el

volumen útil diario de los embalses, sin embargo el

precio de bolsa promedio no ha tenido un

incremento considerable a pesar de la gran

participación de la generación térmica durante el

mes de enero.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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12

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2

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.-1

3

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.-1

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3

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.-1

4

(CO

P/K

Wh

)

Precio de Bolsa Promedio Precio de Escasez Precio Promedio de Contratos

40

80

120

160

200

240

feb.-

11

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.-1

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11

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.-1

2

nov.-

12

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y.-

13

ago

.-1

3

nov.-

13

(CO

P/k

Wh

)

Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos

Promedio Contratos Usuarios Regulados Promedio Contratos Usuarios No Regulados

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

50

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2

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-12

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.-1

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2

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.-12

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ene

.-1

3

feb.-

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3

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-13

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y.-

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13

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

(CO

P/K

Wh

)

Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario



REFERENCIAS

UPME - 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/FECOCup

me.xls Consultado: Febrero de 2014

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

liquidación TXR) Enero de 2014, disponible

en:

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

. Consultado: Febrero de 2014

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

Consultado: Febrero de 2014


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.pdf · avenida calle 26 no. 69 d – 91...

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