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

Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901

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INTRODUCCIÓN:

El presente 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 febrero, el Sistema Interconectado Nacional mantuvo en el mismo valor

su capacidad efectiva neta con respecto al mes anterior. 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

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 el

contrario, 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 MEDELLÍIN

– 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 17.77%. 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 febrero, el SIN recibió del parque generador 5,212.9 GWh,

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

en 151.8 GWh, asociado al menor número de días. Como se puede observar en la

tabla, el mayor aporte en la generación lo realizaron las centrales hidráulicas, con cerca

del 73% del total de la electricidad generada, es decir, 3,788 GWh (incluye grandes

generadores y plantas menores).

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

agregada 1,358 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 26.05%.

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

cogeneradores, se encuentra sin variación en generación respecto a los datos

registrados durante el mes anterior.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/año PARTICIPACION %

PLANTAS MAYORES 4,831.2 92.68% HIDRAULICA 3,546.5 68.03%

AGUA 3,546.5 68.03% TERMICA 1,284.7 24.64%

ACPM 97.7 1.87% BAGAZO 0.1 0.00% CARBON 539.4 10.35%

COMBUSTOLEO 31.1 0.60% GAS 616.1 11.82%

JET-A1 0.2 0.00% MEZCLA GAS - JET-A1 0.1 0.00% PLANTAS MENORES 381.7 7.32%

EOLICA 2.4 0.05% VIENTO 2.4 0.05%

HIDRAULICA 241.5 4.63% AGUA 241.5 4.63%

TERMICA 73.2 1.40% BIOGAS 0.3 0.01%

BIOMASA 0.0 0.00% CARBON 0.5 0.01%

GAS 72.5 1.39% COGENERADOR 63.4 1.22%

BAGAZO 62.7 1.20% CARBON 0.4 0.01%

GAS 0.2 0.00% SOLAR 1.2 0.02%

RAD SOLAR 1.2 0.02% TOTAL 5,212.9 100.00%



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 el mes de febrero es

menor que la generada en enero, el porcentaje de participación de cada

combustible permanece casi constante, observando un pequeño incremento

porcentual en la energía generada con carbón y una mayor participación de la

energía generada con gas.

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 febrero, se

puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al sistema el 21.48%

del total de la energía requerida, ISAGEN el 18.97%, EMGESA el 16.63%,

TERMOBARRANQUILLA EL 7.09% y Empresa de energía del Pacífico el 6.58%. Lo

que significa que estas cinco empresas aportaron el 70.75% 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. 1,119.6 21.48%

ISAGEN S.A. E.S.P. 988.9 18.97%

EMGESA S.A. E.S.P. 866.9 16.63%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 369.7 7.09%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 343.1 6.58%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 280.5 5.38%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 214.2 4.11%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 171.6 3.29%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 156.8 3.01%

OTROS AGENTES 701.6 13.46%

Totales 5212.9 100%



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 había disminuido considerablemente pero en febrero se presentó

un repunte significativo en la generación termoeléctrica.

Durante febrero, la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles,

aportó en promedio 48.5GWh-día, equivalente a una participación promedio del

26.1 %, al comparar este porcentaje con el del mes anterior, se observa que la

participación se incrementó en 10%.

Al considerar los aportes promedios diarios de febrero, se encuentra que las

centrales a gas generaron en promedio 24.6GWh–día, mientras que las plantas a

carbón lo hicieron en 19.3GWh–día.

0.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

6,000.0

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

1,119.621.48%

ISAGEN S.A. E.S.P.988.9

18.97%

EMGESA S.A. E.S.P.866.9

16.63%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.369.77.09%

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

343.16.58%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.280.55.38%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.214.24.11%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.171.63.29%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.

E.S.P.156.83.01%

OTROS AGENTES 701.6

13.46%


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]



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

54.91% del total de la generación térmica, con una participación inferior a la del mes

anterior. Con relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 42.74%, nivel

superior al mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo y ACPM para

este periodo corresponde al 2,35% de la generación total térmica.

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

combustibles utilizados para la generación de electricidad durante febrero. En este

periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 11,949,747.5MBTU para

satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un notable incremento de

3,870,592.3MBTU en el consumo energético 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 5,107,064.6 42.74%

COMBUSTOLEO 281,341.4 2.35%

GAS 6,561,341.6 54.91%

Total 11,949,747.5 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM


Asimismo, en la Gráfica 10 se presenta el comportamiento del consumo de

combustibles del SIN durante los últimos 12 meses, 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.

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 durante todo el año analizado, siendo el gas y el carbón los combustibles más

utilizados. No obstante, se destaca la participación de combustibles líquidos para

generación, la cual había sido casi nula en los últimos meses.

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

31

/12

/20

16

14

/01

/20

17

28

/01

/20

17

11

/02

/20

17

25

/02

/20

17

11

/03

/20

17

25

/03

/20

17

08

/04

/20

17

22

/04

/20

17

06

/05

/20

17

20

/05

/20

17

03

/06

/20

17

17

/06

/20

17

01

/07

/20

17

15

/07

/20

17

29

/07

/20

17

12

/08

/20

17

26

/08

/20

17

09

/09

/20

17

23

/09

/20

17

07

/10

/20

17

21

/10

/20

17

04

/11

/20

17

18

/11

/20

17

02

/12

/20

17

16

/12

/20

17

30

/12

/20

17

13

/01

/20

18

27

/01

/20

18

10

/02

/20

18

24

/02

/20

18

Par

tici

pac

ión

Gen

erac

ión

Tér

mic

a [%

]

Gen

erac

ión

[G

Wh

/día

]

Generación Térmica Otra Generación % Térmico

(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


Co

nsu

mo

de

Co

mb

ustib

le [

MB

TU

]

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]

4,493,590

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

913,497

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0.203

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 febrero de 2018. Durante este mes, el parque generador colombiano

emitió 913,497 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 febrero fue 0.203 TonCO2/MWh. Al comparar este valor con

los últimos 12 meses, se observa que es el más alto, asociado al mayor consumo de

carbón y combustibles líquidos para la generación eléctrica en este periodo.

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.

Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión



2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo febrero 2017 - febrero 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.

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.

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

Fuente de datos: UPME


3. VARIABLES HÍDRICAS

Los primeros meses del año se caracterizan por disminución de los aportes

hídricos, asociada a la menor precipitación en la mayor parte del territorio,

especialmente en la zona andina donde se encuentran la mayoría de centrales

hidroeléctricas.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de febrero en 59.39 % del

volumen útil diario y finalizaron en 49.60 %. 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 28

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

por debajo que el año anterior. Se destacan por su bajo nivel respecto al año anterior,

el embalse de Muña, con una variación de -21.51%. Por el contrario, el embalse con el

nivel más alto respecto al año anterior es el embalse de Playas, con una variación de

+25.25%

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 febrero se inclina hacia valores inferiores a los

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

del SIN a 28 de febrero de 2018, disminuyeron en 1,682.7 GWh frente a las del mes

anterior.

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Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Fecha/Embalses 28/02/2017 28/02/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 37.37% 32.42% -4.95%

ALTOANCHICAYA 35.84% 23.69% -12.15%

AMANI 79.98% 71.48% -8.49%

BETANIA 84.55% 81.37% -3.19%

CALIMA1 76.15% 74.67% -1.48%

CHUZA 72.49% 61.57% -10.92%

EL QUIMBO 52.00% 50.50% -1.50%

ESMERALDA 46.19% 44.18% -2.00%

GUAVIO 40.32% 39.53% -0.79%

MIRAFLORES 67.78% 56.62% -11.16%

MUNA 76.67% 55.16% -21.51%

PENOL 78.55% 69.07% -9.48%

PLAYAS 82.31% 107.56% 25.25%

PORCE II 72.09% 73.34% 1.25%

PORCE III 69.75% 69.55% -0.20%

PRADO 82.46% 97.10% 14.64%

PUNCHINA 44.12% 31.91% -12.21%

RIOGRANDE2 67.48% 58.73% -8.75%

SALVAJINA 55.44% 47.96% -7.48%

SAN LORENZO 67.61% 46.42% -21.19%

TOPOCORO 63.25% 67.15% 3.90%

TRONERAS 66.55% 57.87% -8.67%

URRA1 74.93% 67.75% -7.18%



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

28 de febrero (2017 y 2018). Se destacan por su nivel bajo respecto al año anterior, el

embalse de San Lorenzo, con una variación de -22.73%. Por el contrario, el embalse

con el nivel más alto con relación al año anterior es el embalse de Prado, con una

variación de +26.13%.

Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse

Fecha/Embalses 28/02/2017 28/02/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 37.37% 32.42% -4.95%

ALTOANCHICAYA 19.81% 4.62% -15.19%

AMANI 77.71% 68.26% -9.45%

BETANIA 75.48% 70.42% -5.06%

CALIMA1 70.49% 68.66% -1.83%

CHUZA 71.18% 59.74% -11.44%

EL QUIMBO 42.94% 41.16% -1.78%

ESMERALDA 44.05% 41.97% -2.08%

GUAVIO 38.94% 38.13% -0.81%

MIRAFLORES 65.90% 54.09% -11.81%

MUNA 76.58% 54.98% -21.60%

PENOL 76.95% 66.76% -10.19%

PLAYAS 74.93% 110.72% 35.78%

PORCE II 59.46% 61.28% 1.82%

PORCE III 62.87% 62.62% -0.25%

PRADO 68.71% 94.83% 26.13%

PUNCHINA 34.66% 20.38% -14.28%

RIOGRANDE2 55.90% 44.03% -11.87%

SALVAJINA 49.54% 41.07% -8.47%

SAN LORENZO 63.46% 40.73% -22.73%

TOPOCORO 55.50% 60.22% 4.72%

TRONERAS 53.35% 41.26% -12.10%

URRA1 68.09% 58.46% -9.62%



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos promedio durante febrero de 2018 fueron de 83.54

GWh/día, valor por debajo de la media histórica mensual de 98.06 GWh/día.

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

debajo de la media durante todo el mes, presentándose un repunte en la última semana

que ayudó a que el déficit fuera menor.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El IDEAM manifiesta que la evolución del índice ONI en el trimestre enero-febrero-

marzo fue de -0.8º C, empezando a presentarse una disminución de las condiciones frías predominantes en el último trimestre de 2017 y enero de 2018.

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 febrero 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 4.87

Importaciones Energía 18,907.31

VENEZUELA Exportaciones Energía 37.56

Importaciones Energía

Total Exportaciones Energía 42.43

Total Importaciones Energía 18,907.31



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Gráfica 18, durante febrero las exportaciones de

electricidad hacia este país estuvieron por debajo del histórico mensual registrado

durante los últimos 2 años. Por otra parte, se encuentra que las importaciones

registraron 18.9 GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de

Ecuador. Esta importación decreció con respecto del mes pasado. En el registro

histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos de

exportación que superan los 18 GWh/mes.

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 0.039 GWh-mes. En la

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Gráfica 19 se presenta el valor mes a mes de energía correspondiente a la exportación

desde Colombia hacia Venezuela, la cual para febrero de 2018 fue cercana a 0.037

GWh –mes.

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.

Durante febrero, el precio promedio de bolsa se incrementó con respecto al mes

anterior en un valor de 13.5COP/kWh. El precio de escasez para febrero fue de 415.4

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.

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 187.76 COP/kWh y 163.96 COP/kWh,

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

durante febrero se incrementaron 3.87% para usuarios no regulados y de 5.59% para

usuarios regulados, en comparación con el mismo mes del año anterior.

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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.

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.

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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.

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.


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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

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