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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

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INTRODUCCIÓN:

Este informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento de

algunas variables del sistema de generación y del mercado eléctrico colombiano.

Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción general del

parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las tecnologías y la

participación de los agentes.

Asimismo, se muestra la evolución de algunas variables, como 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

y la generación fuera de mérito. Esta última, está asociada a las limitaciones de la red

del Sistema interconectado Nacional – SIN.

De igual manera, el informe ilustra 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

Durante el mes de enero el Sistema Interconectado Nacional incrementó en

21.7MW su capacidad con respecto a diciembre de 2017. En la Tabla 1, se presenta la

capacidad instalada diferenciada por tipo de tecnología/recurso y su respectiva

participación porcentual, con respecto a la capacidad total. Asimismo, en la Gráfica 1

se ilustra la participación porcentual en un diagrama de torta.

Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tiene la mayor participación

con 69.71% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican las centrales

térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada el 18.27%. Por otro

lado, el recurso con menor participación es el Biogás con 0.02%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología/recurso

Tecnología/Recurso Capacidad Efectiva Neta [MW] Capacidad Efectiva Neta [%]

ACPM 1,237.0 7.36%

AGUA 11,721.6 69.71%

BAGAZO 130.7 0.78%

BIOGAS 4.0 0.02%

CARBON 1,374.0 8.17%

COMBUSTOLEO 314.0 1.87%

GAS 1,698.3 10.10%

JET-A1 44.0 0.26%

MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.57%

RAD SOLAR 9.8 0.06%

VIENTO 18.4 0.11%

Total general 16,815.7 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de tabla: UPME

1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos

En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada en cada una de áreas y subáreas

eléctricas discriminada por recurso de generación. En esta tabla se encuentra que el

área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó presenta la mayor

concentración de potencia disponible del país, con un valor aproximado de 4,961 MW

(ver Gráfica 2).

Por otro lado, se observa que la región oriental cuenta con una capacidad instalada

de 2,399.7 MW (Gráfica 5), siendo esta la región con menor concentración de potencia

disponible del país.

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica

Fuente de datos: Sistema de información de XM

Fuente de gráfica: UPME

ACPM1,237.07.36%

AGUA11,721.669.71%

BAGAZO130.70.78%

BIOGAS4.0

0.02%

CARBON1,374.08.17%

COMBUSTOLEO314.01.87%

GAS1,698.310.10%

JET-A144.0

0.26%

MEZCLA GAS - JET-A1264.01.57%

RAD SOLAR9.8

0.06%

VIENTO18.4

0.11%

ACPM

AGUA

BAGAZO

BIOGAS

CARBON

COMBUSTOLEO

GAS

JET-A1

MEZCLA GAS - JET-A1

RAD SOLAR

VIENTO

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Tabla 2: Capacidad instalada (CI) en cada región por tipo de recurso [MW]

REGIÓN ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS -

JET-A1 VIENTO TOTALES

ANTIOQUIA 353.0 4,598.8

9.4

4,961.2

ANTIOQUIA 353.0 4,598.8

9.4

4,961.2

CARIBE 474.0 338.0

2.3 453.7 314.0 1,351.9

18.4 2,952.3

ATLÁNTICO 160.0

127.0 1,242.1

1,529.1 BOLÍVAR 314.0

187.0 109.8

610.8

CÓRDOBA

338.0

164.0

502.0 GUAJIRA

286.0

18.4 304.4

MAGDALENA

2.3

2.3 SUCRE

3.7

3.7

NORDESTE

1,857.7

660.0

333.6

264.0

3,115.3

BOYACÁ

1,019.7

332.0

1,351.7 CASANARE

166.6

166.6

NORTE SANTANDER

328.0

328.0

SANTANDER

838.0

167.0

264.0

1,269.0 ORIENTAL

2,152.5 21.5 1.7 224.0

2,399.7

BOGOTÁ D.E.

4.4

1.7

6.1 CUNDINAMARCA

2,148.1

224.0

2,372.1

META

21.5

21.5 SUROCCIDENTAL 410.0 2,774.6 109.2

26.9

12.8 44.0

9.8

3,387.2

CALDAS

606.0

44.0

650.0 CAUCA

322.7 29.9

17.0

369.6

HUILA

947.1

947.1 NARIÑO

23.1

23.1

PUTUMAYO

0.5

0.5 QUINDÍO

4.3

4.3

RISARALDA

28.4 15.0

43.4 TOLIMA

199.2

11.8

211.0

VALLE DEL CAUCA 410.0 643.3 64.3

9.9

1.0

9.8

1,138.3

Total general 1,237.0 11,721.6 130.7 4.0 1,374.0 314.0 1,698.3 44.0 264.0 9.8 18.4 16,815.7



En los mapas presentados a continuación, Gráfica 2 a la Gráfica 6, se ilustra

cómo está distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación

(%) por tipo de recurso.

Gráfica 2: CI en Antioquia y Chocó [MW,%]



Gráfica 3: CI en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%]



7.12%

92.70%

0.19%

ACPM

AGUA

CARBON

16.06%

11.45%

0.08%15.37%

10.64%

45.79%0.62%

ACPM

AGUA

BIOGAS

CARBON

COMBUSTOLEO

GAS

VIENTO


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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander [MW,%]



Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca, Tolima y Meta [MW,%]



Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW,%]



89.70%

0.90%0.07%

9.33%

AGUA

BAGAZO

BIOGAS

CARBON

59.63%

21.19%

10.71%

8.47%

AGUA

CARBON

GAS

MEZCLA GAS -JET-A1

12.10%

81.91%

3.22%0.79% 0.38%

1.36%

0.29%

ACPM

AGUA

BAGAZO

CARBON

GAS

JET-A1

RAD SOLAR


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1.2 Participación de capacidad instalada por agente:

En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes

generadores con respecto a la capacidad instalada total.

Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]



Se observa que Emgesa S.A. E.S.P. y Empresas Públicas de Medellín – E.P.M

tiene la mayor participación en el mercado, la cual supera el 20 % cada una. Seguida

de éstas, esta Isagen con una participación el 17.75%. En la Tabla 3 se relaciona la

capacidad instalada de cada uno de los agentes generadores con mayor participación

en el mercado.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

Agente Capacidad Instalada

[MW] Capacidad

Instalada [%]

EMGESA S.A. E.S.P. 3,493.0 20.77%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,465.8 20.61%

ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 17.77%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,053.7 6.27%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 6.06%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.46%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.63%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 450.0 2.68%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 2.01%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 332.0 1.97%

TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.87%

CELSIA S.A E.S.P. 233.8 1.39%

OTROS AGENTES 1598.9 9.51%

TOTALES 16815.7 100%



2. GENERACIÓN

Durante el mes de enero, el SIN recibió del parque generador 5,499.7 GWh, tal

como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía decreció respecto al mes anterior en

171 GWh. Como se puede observar en la tabla, el mayor aporte en la generación lo

realizaron las centrales hidráulicas, con cerca del 82.1% del total de la electricidad

generada, es decir, 4,515.2 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).

De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas entregaron de manera

agregada 920.5 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 16.73%.

Asimismo, para la generación de electricidad de las centrales menores y los

cogeneradores, se encuentra un crecimiento de 22.1 GWh para las plantas menores,

y un incremento de 4.83 GWh en el caso de los cogeneradores, ello respecto a los

datos registrados durante diciembre de 2017.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/MES PARTICIPACION %

PLANTAS MAYORES 5,046.4 91.76%

HIDRAULICA 4,131.4 75.12% AGUA 4,131.4 75.12%

TERMICA 853.7 15.52% ACPM 32.3 0.59%

BAGAZO 0.0 0.00% CARBON 445.9 8.11%

COMBUSTOLEO 6.1 0.11% GAS 369.4 6.72%

JET-A1 0.0 0.00%

PLANTAS MENORES 453.4 8.24%

EOLICA 1.5 0.03% VIENTO 1.5 0.03%

HIDRAULICA 383.8 6.98% AGUA 383.8 6.98%

TERMICA 66.8 1.21% BIOGAS 0.5 0.01%

GAS 66.3 1.20%

COGENERADOR 61.3 1.11% BAGAZO 60.9 1.11% CARBON 0.2 0.00%

GAS 0.2 0.00%

SOLAR 1.3 0.02% RAD SOLAR 1.3 0.02%

TOTAL 5,499.7 100.00%



EMGESA S.A. E.S.P.3,493.020.77%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.

3,465.820.61%

ISAGEN S.A. E.S.P.2,988.917.77%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.

1,053.76.27%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.1,019.76.06%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.918.05.46%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.610.03.63%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

450.02.68%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P.338.02.01%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.332.01.97%

TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P.314.01.87%

CELSIA S.A E.S.P.233.81.39%

OTROS AGENTES1598.99.51%

CAPACIDAD INSTALADA [MW]


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En la Gráfica 8 se presenta la evolución mensual de la generación por

combustible. Aunque la cantidad de energía generada en enero es menor que

la generada en el mes de diciembre de 2017, el porcentaje de participación de

cada combustible se incrementó, observando un incremento de 206.4GWh en

la energía generada con carbón.

Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología [GWh]



2.1 Participación en la generación por agente:

Respecto a la participación de los agentes en la generación durante el mes de

diciembre de 2017, se puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó

al sistema el 23.83% del total de la energía requerida, Isagen el 20.92%, Emgesa el

21.34% y Empresa de energía del Pacífico el 6.14%. Lo que significa que tan solo estas

cuatro empresas aportaron el 72.23% del total de la demanda eléctrica del SIN.

Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]



Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]

Agente Generación [GWh/mes]

Participación [%]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,310.4 23.83%

EMGESA S.A. E.S.P. 1,173.4 21.34%

ISAGEN S.A. E.S.P. 1,150.7 20.92%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 337.9 6.14%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 333.3 6.06%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 240.6 4.37%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 164.4 2.99%

TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P. 111.2 2.02%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 91.3 1.66%

OTROS AGENTES 586.5 10.66%

Totales 5499.7 100%



2.2 Participación Térmica:

Las Gráficas 10 y 11 presentan la participación histórica de las centrales

térmicas durante los últimos 12 meses. Allí se observa como en los últimos meses la

participación térmica ha disminuido considerablemente.

Durante el mes de enero, la generación de electricidad a partir de combustibles

fósiles, aportó en promedio 29.7 GWh-día, equivalente a una participación promedio

del 16.84%, al comparar este porcentaje con el del mes anterior, se observa que la

participación se incrementó en 3.52% .

Al considerar los aportes promedios diarios del mes de enero, se encuentra que

las centrales a gas generaron en promedio 14.1 GWh–día, mientras que las plantas a

carbón lo hicieron en 14.4 GWh–día .

0.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

dic.-16 ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18

Ge

ne

raci

ón

[G

Wh

/me

s]

ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1 RAD SOLAR VIENTO

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.

1,310.423.83%

EMGESA S.A. E.S.P.1,173.421.34%

ISAGEN S.A. E.S.P.1,150.720.92%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.

337.96.14%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.333.36.06%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.240.64.37%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.164.42.99%

TERMOTASAJERO DOS S.A. E.S.P.111.22.02%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.

E.S.P.91.3

1.66%

OTROS AGENTES 586.5

10.66%


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]



De acuerdo con los registros de enero, las centrales térmicas a gas aportaron

48.61% del total de la generación térmica, con una participación inferior a la del mes

anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 50.95%, duplicando

el nivel mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo y ACPM para este

periodo corresponde al 0.44% de la generación total térmica, la generación con plantas

operadas con Jet – A1 y mezcla con gas no aportaron a la generación durante este

período.

Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los

combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de enero de

2018. En este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 8,079,155.3

MBTU para satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento de

1,208,461.4 MBTU en el consumo respecto al mes anterior.

La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación

de electricidad.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]

CARBON 4,116,018.4 50.95%

COMBUSTOLEO 35,728.0 0.44%

GAS 3,927,408.9 48.61%

Total 8,079,155.3 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM


Asimismo, en la Gráfica 10, se puede apreciar que durante el último semestre la

participación de la térmica ha permanecido en promedio por debajo del 20%,

alcanzando este tope en diciembre de 2017 y comienzos de enero de 2018.

En la Gráfica 11, se presenta el consumo por tipo de combustible durante los

últimos 12 meses, se puede evidenciar que el consumo de este mes ha sido el más

alto desde abril de 2017, siendo el gas y el carbón los combustibles más utilizados.

Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación



2.3 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.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

01

/01

/20

17

15

/01

/20

17

29

/01

/20

17

12

/02

/20

17

26

/02

/20

17

12

/03

/20

17

26

/03

/20

17

09

/04

/20

17

23

/04

/20

17

07

/05

/20

17

21

/05

/20

17

04

/06

/20

17

18

/06

/20

17

02

/07

/20

17

16

/07

/20

17

30

/07

/20

17

13

/08

/20

17

27

/08

/20

17

10

/09

/20

17

24

/09

/20

17

08

/10

/20

17

22

/10

/20

17

05

/11

/20

17

19

/11

/20

17

03

/12

/20

17

17

/12

/20

17

31

/12

/20

17

14

/01

/20

18

28

/01

/20

18

Par

tici

pac

ión

Gen

erac

ión

Tér

mic

a [%

]

Gen

erac

ión

[G

Wh

/día

]

Generación Térmica Otra Generación Participación Térmica(1,000,000)

1,000,000

3,000,000

5,000,000

7,000,000

9,000,000

11,000,000

13,000,000

15,000,000

ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18

Consum

o d

e C

om

bustible

[M

BT

U]

ACPM CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1


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Además, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión (FE)

para Combustibles Colombianos (FECOC).

Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5,499,800

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

629,416

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0.114

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

En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO2

del SIN para el mes de enero de 2018. Durante este mes, el parque generador

colombiano emitió 629,416 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón

y Combustibles líquidos.

De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del

sistema de generación en el mes de enero fue 0.114 TonCO2/MWh. Al comparar este

valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un incremento, asociado

a la mayor participación de generación termoeléctrica basada en carbón.

Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión



La Gráfica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2

producidas por el parque generador nacional y el Factor de Emisión mensual. Allí se

observa una estrecha relación entre las dos líneas mensuales. La diferencia entre estas

se establece por el cambio de pendiente de las curvas entre los diferentes meses. Esta

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.

Al comparar el Factor de Emisión del mes corriente con el Factor de Emisión del

mes inmediatamente anterior se observa un crecimiento característico en esta época

del año. Esto indica que la operación del SIN durante el mes de enero de 2018 emitió

mayor cantidad de gases de efecto de invernadero por kWh, relacionado con la menor

disponibilidad de recurso hídrico en el periodo seco.

2.4 Generación fuera de mérito:

A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el

periodo enero 2017 – enero 2018 (ver Gráfica 13). 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 – Cerro – Chinú – Copey 500 kV

(2018).

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Emisiones Factor de Emisión (FE)


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Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]



En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN

colombiano. En azul se muestran los proyectos futuros definidos por la UPME en el

Plan de Expansión Generación – Transmisión vigente.

Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN Visión 2030.

Fuente de datos: UPME


3. VARIABLES HÍDRICAS

Enero se caracteriza por la disminución de las lluvias en la mayor parte del

territorio colombiano, asociada a la primera temporada seca del año, por esta razón

generalmente para esta época las reservas en los embalses disminuyen notoriamente.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de enero en 64.56% del volumen

útil diario y finalizaron en 59.39%. El comportamiento de los principales embalses del

SIN se describe en la Gráfica 15. El valor del volumen total almacenado fue menor que

el mes anterior.

En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para el día 31

de enero (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses está

por debajo del valor para el mismo mes del año anterior. Se destacan la disminución

en su volumen total con relación a enero de 2017, el embalse de Muña, con una

variación de -28.29%.; Punchiná, con variación de -40.45% y Troneras, con variación

de -38.62%. 0

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Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse (Energía Almacenada)



En cuanto al volumen útil disponible para la generación de electricidad, descrito

en la Gráfica 16, la tendencia en diciembre se inclina hacia valores inferiores a los

presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses

del SIN a 31 de enero de 2018, disminuyeron en 887.1 GWh frente a diciembre de

2017.

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Fecha/Embalses 31/01/2017 31/01/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 39.68 % 35.31 % -4.37%

ALTOANCHICAYA 53.96 % 25.61 % -28.35%

AMANI 85.44 % 84.36 % -1.08%

BETANIA 82.70 % 76.43 % -6.27%

CALIMA1 74.60 % 85.29 % 10.69%

CHUZA 80.01 % 61.03 % -18.98%

EL QUIMBO 68.64 % 55.23 % -13.41%

ESMERALDA 67.19 % 66.45 % -0.73%

GUAVIO 63.60 % 53.24 % -10.36%

MIRAFLORES 87.89 % 78.95 % -8.94%

MUNA 60.60 % 32.31 % -28.29%

PENOL 83.77 % 76.02 % -7.74%

PLAYAS 99.05 % 104.68 % 5.63%

PORCE II 76.85 % 64.69 % -12.16%

PORCE III 68.35 % 71.93 % 3.58%

PRADO 100.47 % 87.43 % -13.04%

PUNCHINA 74.82 % 34.37 % -40.45%

RIOGRANDE2 88.14 % 80.89 % -7.25%

SALVAJINA 77.73 % 56.63 % -21.10%

SAN LORENZO 94.78 % 85.60 % -9.18%

TOPOCORO 87.83 % 81.02 % -6.80%

TRONERAS 88.73 % 50.11 % -38.62%

URRA1 87.07 % 83.25 % -3.82%



Asimismo, comparando el volumen útil de agua almacenada en los embalses

del SIN, se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total, como se

describe en la Tabla 9.

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



En la Tabla 9 se compara el porcentaje del nivel de embalse total útil para el día

31 de enero (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses

está por debajo del año anterior. Se destacan por su nivel bajo comparado con el año

anterior, el embalse de Troneras, con una variación de -53.85 %. No obstante, los

embalses de mayor capacidad como Peñol, Guavio y Betania, presentan

disminuciones menores a 10%.

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Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse

Fecha/Embalses 31/01/2017 31/01/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 39.68 % 35.31 % -4.37%

ALTOANCHICAYA 42.46 % 7.03 % -35.43%

AMANI 83.79 % 82.59 % -1.20%

BETANIA 72.54 % 62.58 % -9.95%

CALIMA1 68.58 % 81.80 % 13.22%

CHUZA 79.05 % 59.17 % -19.88%

EL QUIMBO 62.72 % 46.77 % -15.94%

ESMERALDA 65.88 % 65.12 % -0.76%

GUAVIO 62.76 % 52.16 % -10.60%

MIRAFLORES 87.18 % 77.72 % -9.46%

MUNA 60.44 % 32.04 % -28.40%

PENOL 82.66 % 74.23 % -8.42%

PLAYAS 98.66 % 106.63 % 7.97%

PORCE II 66.37 % 48.72 % -17.66%

PORCE III 61.14 % 65.54 % 4.40%

PRADO 100.84 % 77.57 % -23.27%

PUNCHINA 70.55 % 23.25 % -47.30%

RIOGRANDE2 83.92 % 74.08 % -9.83%

SALVAJINA 74.78 % 50.88 % -23.90%

SAN LORENZO 94.11 % 84.07 % -10.05%

TOPOCORO 85.26 % 77.02 % -8.24%

TRONERAS 84.29 % 30.43 % -53.85%

URRA1 83.54 % 78.43 % -5.11%



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos promedio durante el mes de enero fueron de 120.54

GWh/día, valor por encima de la media histórica mensual de 103.37 GWh/día.

En la Gráfica 17 se observa que los aportes en su mayoría estuvieron por encima

de la media durante todo el mes.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El IDEAM manifiesta que la evolución del índice ONI en el trimestre noviembre-diciembre-enero fue de -1.0º C, siendo así el tercer mes de condiciones frías.

4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de enero de 2018. Allí se puede observar que durante este periodo se mantuvieron intercambios con los dos países, sin embargo casi la totalidad de los mismos fueron con Ecuador.

Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [MWh/mes]

PAIS VALORES TOTAL

ECUADOR Exportaciones Energía 50.77

Importaciones Energía 85,708.93

VENEZUELA Exportaciones Energía 29.76

Importaciones Energía 0.21

Total Exportaciones Energía 80.53

Total Importaciones Energía 85,709.14



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Gráfica 18, durante el mes de enero las exportaciones

de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio mensual registrado

durante los últimos 6 meses. Por otra parte, se encuentra que las importaciones

registraron 85,708.93 GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de

Ecuador. Esta importación ha sido la de mayor valor desde mayo de 2016.

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Gráfica 18: Interconexión con Ecuador



4.2 Venezuela:

Respecto a los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones ha

venido creciendo desde el mes de agosto, presentando en diciembre el máximo valor

de exportaciones registrado para el año 2017, siendo estas de 0.39 GWh-mes, en

enero decrecieron nuevamente con un valor de 0.29 GWh-mes. En la Gráfica 19 se

presenta el valor mes a mes de energía correspondiente a la exportación desde

Colombia hacia el vecino país de Venezuela. Respecto a las importaciones, se

presentó un intercambio equivalente a 0.00021 GWh –mes, disminuyendo su valor con

respecto al mes anterior en aproximadamente un 25 %.

Gráfica 19: Interconexión con Venezuela



5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.

En la Gráfica 20 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio

promedio de contratos y el precio de escasez, lo anterior para los últimos 2 años.

En el mes de enero, el precio promedio de bolsa se incrementó 25.82 COP/kWh,

con respecto al mes anterior. El precio de escasez para el mes de diciembre fue de

423.998 COP/kWh.

La disminución del precio de bolsa observada desde noviembre de 2015 hasta

mayo de 2016 no corresponde a una respuesta natural del mercado sino a una

intervención regulatoria (Resolución CREG 172 de 2015) en donde se acota el precio

máximo de oferta para el mercado spot al 75% del CRO (Costo del Primer escalón de

Racionamiento) menos el costo de arranque y parada. La resolución citada

anteriormente buscó aliviar el costo de generación con líquidos asociados a la

activación de la opción financiera de obligaciones de energía en firme.

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Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez



En la Gráfica 21 se muestra la evolución del precio promedio de contratos de

usuarios regulados (UR) y de usuarios no regulados (UNR). En este caso se observa

un comportamiento estable con promedios de 173.24 COP/kWh y 149.23 COP/kWh,

respectivamente, durante los últimos dos años. Los valores promedios registrados

durante enero de 2018 presentan un crecimiento de 6.3 % y de 5.9 % respectivamente,

en comparación con el mismo mes del año anterior.

Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR



Finalmente, la Gráfica 22 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 22: Precio de bolsa Vs Volumen útil



Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación

inversa entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a

la resolución CREG 172 de 2015.

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6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio

de demanda de energía eléctrica, revisión octubre de 2017, y la Energía Firme de las

plantas existentes (ENFICC verificada diciembre de 2017), agregada con las

obligaciones de las centrales nuevas (cargo por confiabilidad).

Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni

Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus Obligaciones de Energía Firme –

OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas

recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de

generación, que periódicamente publica la Unidad.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC

Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4

ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19

Gecelca 3.2 nov-17 feb-18 nov-17 nov-17 jul-18

Termonorte ago-18 ago-18 ago-18 dic-18 dic-18



Este ejercicio se realizó para cinco (5) escenarios diferentes, los cuales

contemplan un escenario base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que

adquirieron OEF, y la no ejecución de otro, además de un escenario crítico (ver Tabla

11). El primer caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera la

ENFICC verificada y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en las

fechas establecidas.

Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Octubre 2017

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la

demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda

de octubre de 2017.

En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso en la

entrada en operación del proyecto carboeléctrico Gecelca 3.2 de acuerdo a lo

presentado en la Tabla 11.



de julio de 2017.

Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. y Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017



En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el

escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Ituango.


demanda en febrero de 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda de

julio de 2017.


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Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda octubre 2017



En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el

escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del

proyecto Termonorte.



de julio de 2017.

Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017



El Escenario 4 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.

Este escenario es presentado en la Gráfica 27.



de julio de 2017.

Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda octubre 2017



REFERENCIAS

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: enero de 2018.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información, versiones TX3 y TXF. Consultado: enero de 2018.

Informe de registro de proyectos de generación UPME. Consultado: enero de 2018.


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

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

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