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

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

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FAX: (+57 1) 221 9537

Línea Gratuita Nacional 01800 911 729

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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 el mes de marzo el Sistema Interconectado Nacional incrementó en

37.2 MW su capacidad con respecto al mes anterior, asociado principalmente a la

entrada de unidades propiedad de Emgesa. 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 69.77% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican las centrales

térmicas (gas, carbón y ACPM), las cuales alcanzan de manera agregada el

25.57%.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 7.34%

AGUA 11,758.8 69.77%

BAGAZO 130.7 0.78%

BIOGAS 4.0 0.02%

CARBON 1,374.0 8.15%

COMBUSTOLEO 314.0 1.86%

GAS 1,698.3 10.08%

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 16,853.0 100.00% 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 2,437.1 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

ACPM1,237.07.34%

AGUA11,758.869.77%

BAGAZO130.70.78%

BIOGAS4.0

0.02%

CARBON1,374.08.15%

COMBUSTOLEO314.01.86%

GAS1,698.310.08%

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

2,189.9 21.5 1.7 224.0

2,437.1

BOGOTÁ D.E.

4.4

1.7

6.1

CUNDINAMARCA

2,185.5

224.0

2,409.5

META

21.5

21.5

SUROCCIDENTAL 410.0 2,774.4 109.2

26.9

12.8 44.0

9.8

3,387.1

CALDAS

606.0

44.0

650.0

CAUCA

322.7 29.9

17.0

369.6

HUILA

947.1

947.1

NARIÑO

23.0

23.0

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 11,758.8 130.7 4.0 1,374.0 314.0 1,698.3 44.0 264.0 9.8 18.4 16,853.0



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, tiene la

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

esta Isagen con una participación el 17.74%. 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. 3,530.4 20.95%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,465.8 20.56%

ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 17.74%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,053.7 6.25%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 6.05%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.45%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.62%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 450.0 2.67%

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 1.86%

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

OTROS AGENTES 1598.7 9.49%

TOTALES 16853.0 100%



2. GENERACIÓN

Durante marzo, el SIN recibió del parque generador 5,780.5 GWh, tal como se

presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto a febrero en 567.7 GWh.

Como se puede observar en la tabla, el mayor aporte en la generación lo realizaron las

centrales hidráulicas, con cerca del 75.48% del total de la electricidad generada, es

decir, 4,363.4 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).

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

agregada 1,249.7 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 21.62%.

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

cogeneradores, se encuentra un decrecimiento de 48.63 GWh para las plantas

menores, y un incremento de 1.52 GWh en el caso de los cogeneradores, ello respecto

a los datos registrados durante el mes anterior.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/MES PARTICIPACION %

PLANTAS MAYORES 5,348.7 92.53%

HIDRAULICA 4,099.0 70.91%

AGUA 4,099.0 70.91%

TERMICA 1,249.7 21.62%

ACPM 69.2 1.20% BAGAZO 0.0 0.00% CARBON 617.6 10.68%

COMBUSTOLEO 7.0 0.12% GAS 555.9 9.62%

JET-A1 0.0 0.00%

PLANTAS MENORES 431.9 7.47%

EOLICA 3.1 0.05%

VIENTO 3.1 0.05%

HIDRAULICA 264.4 4.57%

AGUA 264.4 4.57%

TERMICA 98.1 1.70%

BIOGAS 0.5 0.01% CARBÓN 6.1 0.11%

GAS 91.5 1.58%

COGENERADOR 64.9 1.22%

BAGAZO 64.4 1.20% CARBON 0.3 0.01%

GAS 0.2 0.00%

SOLAR 1.3 0.02%

RAD SOLAR 1.3 0.02%

TOTAL 5,780.5 100.00%



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 marzo es mayor que

la generada en febrero, el porcentaje de participación de cada combustible

permanece casi constante, observando un pequeño decremento porcentual en

la energía generada con ACPM y en la energía generada con Combustóleo.

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

marzo de 2018, se puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al

sistema el 21.51% del total de la energía requerida, Isagen el 18.18%, Emgesa el

21.79%, Termobarranquilla el 6.06% y AES Chivor el 5.52%. Lo que significa estas

cinco empresas aportaron el 73.6% 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 [%]

EMGESA S.A. E.S.P. 1,259.4 21.79%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,243.2 21.51%

ISAGEN S.A. E.S.P. 1,051.2 18.18%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 381.7 6.60%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 319.1 5.52%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 314.3 5.44%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 220.5 3.82%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 148.0 2.56%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 135.7 2.35%

OTROS AGENTES 707.5 12.24%

Totales 5780.5 100%



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 meses trascurridos

de 2018 la participación térmica se ha incrementado considerablemente.

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

aportó en promedio 43.5 GWh-día, equivalente a una participación promedio del

23.17 %, al comparar este porcentaje con el de febrero, se observa que la participación

disminuyó en 2.95 %.

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

que las centrales a gas natural generaron en promedio 20.9 GWh–día, mientras que

las plantas a carbón lo hicieron en 20.1 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 feb.-18 mar.-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

EMGESA S.A. E.S.P.1,259.421.79%

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

1,243.221.51%

ISAGEN S.A. E.S.P.1,051.218.18%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.381.76.60%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.319.15.52%

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

314.35.44%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.220.53.82%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.148.02.56%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.

E.S.P.135.72.35%

OTROS AGENTES 707.5

12.24%


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]



De acuerdo con los datos de marzo, las centrales térmicas a gas aportaron

48.01% 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 46.27%, nivel

notoriamente superior al mostrado en el mes anterior; la generación con combustóleo

y ACPM para este periodo corresponde al 0,56% de la generación total térmica, la

generación con plantas operadas con Jet – A1 y mezcla con gas en promedio un 0%.

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

utilizados para la generación de electricidad durante el mes de marzo. En este periodo

las centrales térmicas del SIN requirieron en total 11,801,397.8 MBTU para satisfacer

las necesidades eléctricas, lo que indica una disminución de 148,349.7 MBTU en el

consumo energético respecto a febrero. En términos de energía, el combustible que

más participación tuvo fue el carbón, el cual alcanzó una participación del 51.71 % de

la energía primaria; el gas natural aportó 48.28 % de la energía primaria y los líquidos

aportaron 0.01 %.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]

ACPM 6,102,517.9 51.71%

CARBÓN 1,119.0 0.01%

GAS 5,697,761.0 48.28%

Total 11,801,397.8 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM


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 fue muy similar al

del mes anterior; disminuyendo el consumo de ACPM y Combustóleo y aumentando la

participación del Carbón.

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

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

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/20

17

09

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17

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/02

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17

27

/02

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08

/03

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17

17

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17

26

/03

/20

17

04

/04

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17

13

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/20

17

22

/04

/20

17

01

/05

/20

17

10

/05

/20

17

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/05

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17

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/05

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/06

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17

15

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17

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17

03

/07

/20

17

12

/07

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17

21

/07

/20

17

30

/07

/20

17

08

/08

/20

17

17

/08

/20

17

26

/08

/20

17

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17

13

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17

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17

01

/10

/20

17

10

/10

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17

19

/10

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17

28

/10

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17

06

/11

/20

17

15

/11

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17

24

/11

/20

17

03

/12

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17

12

/12

/20

17

21

/12

/20

17

30

/12

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17

08

/01

/20

18

17

/01

/20

18

26

/01

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18

04

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/20

18

13

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18

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/20

18

03

/03

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18

12

/03

/20

18

21

/03

/20

18

30

/03

/20

18

Par

tici

pac

ión

Gen

erac

ión

Tér

mic

a [%

]

Gen

erac

ión

[G

Wh

/día

]

Generación Térmica Otra Generación % Térmico 0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

14,000,000

mar.-17 may.-17 jul.-17 sep.-17 nov.-17 ene.-18 mar.-18

Co

nsu

mo

de

Co

mb

ust

ible

[M

BTU

]

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


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combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de central.

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]

5,670,743

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

926,268

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0.163

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 marzo de 2018. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió 926,268 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón

y Combustibles líquidos.

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 ntre 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



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

mes inmediatamente anterior se observa un leve decrecimiento. Esto indica que la

operación del SIN durante marzo de 2018, emitió una cantidad de gases de efecto de

invernadero por kWh muy similar a la de febrero.

2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo marzo 2017 – marzo 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]



0.000

0.020

0.040

0.060

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300,000

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7

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-17

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Emisiones Factor de Emisión (FE)

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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

Históricamente en marzo se presenta una transición entre la temporada seca de

inicio de año y la primera temporada de lluvias, por esta razón generalmente para esta

época se tienen unas reservas muy bajas en los embalses.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de marzo en 49.60% del

volumen útil diario y finalizaron en 39.66%. 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 marzo (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses está

muy por debajo del mismo mes del año anterior. Se destacan por su nivel bajo en

relación con el año anterior, el embalse de Muña, con una variación de -73.21%; San

Lorenzo, con variación de -48.91%. Sin embargo, por su capacidad de almacenamiento

se nota mayor el impacto de la variación de Peñol -27.07%; Topocoro, - 25.51%; El

Quimbo, -19.06%; Guavio, -16.16%. Variaciones negativas normales para esta época

del año.

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 marzo se inclina hacia valores inferiores a los

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

del SIN a 31 de marzo de 2018, disminuyeron en 1,700.4 GWh frente a las del mes

anterior.

0

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SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI

PORCE II TRONERAS PRADO MUNA PORCE III PUNCHINA ALTOANCHICAYA OTROS


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Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Fecha/Embalses 31/03/2017 31/03/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 36.75% 29.05% -7.70%

ALTOANCHICAYA 65.85% 42.48% -23.37%

AMANI 92.68% 73.57% -19.11%

BETANIA 97.27% 81.28% -15.99%

CALIMA1 81.45% 60.19% -21.26%

CHUZA 72.25% 62.88% -9.37%

EL QUIMBO 64.82% 45.76% -19.06%

ESMERALDA 25.18% 22.62% -2.55%

GUAVIO 35.84% 19.83% -16.01%

MIRAFLORES 52.14% 35.97% -16.16%

MUNA 100.00% 26.79% -73.21%

PENOL 85.86% 58.79% -27.07%

PLAYAS 87.40% 105.59% 18.18%

PORCE II 79.95% 71.69% -8.26%

PORCE III 73.22% 74.39% 1.17%

PRADO 87.09% 89.00% 1.91%

PUNCHINA 85.39% 69.94% -15.44%

RIOGRANDE2 66.93% 44.94% -21.99%

SALVAJINA 63.03% 33.62% -29.41%

SAN LORENZO 83.35% 34.44% -48.91%

TOPOCORO 83.50% 57.99% -25.51%

TRONERAS 66.66% 72.86% 6.20%

URRA1 75.38% 58.11% -17.27%



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

está por debajo de los niveles presentados el año anterior. Se destacan por su nivel

bajo, el embalse de Muña, con una variación de -73.5% ; Salvajina, con –33.31%;

Topocoro, con variación de –30.89%; Peñol, con variación de –29.09%.

Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse

Fecha/Embalses 31/03/2017 31/03/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 36.75% 29.05% N.A

ALTOANCHICAYA 57.32% 28.11% -29.21%

AMANI 91.86% 70.59% -21.27%

BETANIA 95.67% 70.28% -25.39%

CALIMA1 77.05% 50.75% -26.30%

CHUZA 70.93% 61.11% -9.81%

EL QUIMBO 58.19% 35.53% -22.66%

ESMERALDA 22.21% 19.56% -2.65%

GUAVIO 34.35% 17.97% -16.38%

MIRAFLORES 49.34% 32.24% -17.10%

MUNA 100.00% 26.50% -73.50%

PENOL 84.81% 55.72% -29.09%

PLAYAS 82.15% 107.92% 25.76%

PORCE II 70.88% 58.88% -12.00%

PORCE III 67.13% 68.56% 1.42%

PRADO 76.96% 80.37% 3.41%

PUNCHINA 82.91% 64.85% -18.06%

RIOGRANDE2 55.15% 25.33% -29.82%

SALVAJINA 58.13% 24.83% -33.31%

SAN LORENZO 81.22% 27.47% -53.74%

TOPOCORO 80.02% 49.13% -30.89%

TRONERAS 53.51% 62.15% 8.64%

URRA1 68.65% 46.05% -22.60%



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos promedio durante marzo de 2018 fueron de 99.72 GWh/día,

valor por debajo de la media histórica mensual de 112.99 GWh/día.

0

2,000

4,000

6,000

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10,000

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GW

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PENOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA TOPOCORO RIOGRANDE2

SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI

PORCE II TRONERAS PRADO MUNA PORCE III PUNCHINA ALTOANCHICAYA OTROS


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El IDEAM informa que para el trimestre febrero – marzo – abril, la Temperatura

Superficial del Mar (TSM) registró una anomalía de -0.6ºC, lo que indica condiciones

frías especialmente en la parte oriental de la cuenca del océano Pacifico tropical. No

obstante, comparado con los trimestres anteriores, se encuentra que el índice ONI

presenta una tendencia hacia condiciones neutrales.

En la Gráfica 17 se observa que los aportes durante marzo, en su mayoría

estuvieron por debajo de la media histórica, presentando un repunte hacia final de mes,

lo que contribuyó a disminuir el déficit.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



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 marzo 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 12.77

Importaciones Energía 824.59

VENEZUELA Exportaciones Energía 45.45

Importaciones Energía

Total Exportaciones Energía 58.22

Total Importaciones Energía 824.59



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Gráfica 18, durante marzo de 2018 las exportaciones de

electricidad hacia este país estuvieron cercanas al promedio mensual registrado

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

registraron 0.82GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de

Ecuador. Esta importación decreció notablemente con respecto del mes pasado.

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 la

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Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]

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

desde Colombia hacia el vecino país de Venezuela. Se evidencia un ligero incremento

en la energía exportada; sin embargo, el intercambio de energía entre los dos países

presenta valores poco significativos.

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 marzo de 2018, el precio promedio de bolsa se incrementó con respecto al

mes anterior en un valor de 38.24 COP/kWh. El precio de escasez para este mes fue

de 415.357 COP/kWh, muy similar al presentado en febrero.

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 188.2 COP/kWh y 165.526 COP/kWh,

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

durante marzo, presentan un crecimiento de 5.42% y de 6.5% respectivamente, en

comparación con el mismo mes del año anterior.

109.

89 200.

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Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato


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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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Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados

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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

octubre 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 octubre 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

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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