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

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

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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 agosto el Sistema Interconectado Nacional incrementó en 416 MW su

capacidad con respecto al mes anterior, asociado principalmente a la operación de la

planta La Tasajera que no estuvo en operación el mes anterior; la entrada en operación

de Termonorte con 80 MW y el incremento de 30 MW en la capacidad de Salvajina. 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 69.18% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican

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

el 26.36%.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 1,240.0 7.00%

AGUA 12,258.4 69.18%

BAGAZO 142.7 0.81%

BIOGAS 4.0 0.02%

CARBON 1,727.0 9.75%

COMBUSTOLEO 309.0 1.74%

GAS 1,703.3 9.61%

JET-A1 44.0 0.25%

MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.49%

RAD SOLAR 9.8 0.06%

VIENTO 18.4 0.10%

Total general 17,720.5 100%

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 4,936.2 MW

(ver Gráfica 2).

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

de 2,440.1 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 gráfica: UPME

ACPM1240.0.0

7.00%

AGUA12258.368.0

69.18%

BAGAZO142.70.0

0.81%

BIOGAS3.950.00.02%

CARBON1727.0.0

9.75%

COMBUSTOLEO309.0.01.74%

GAS1703.290.0

9.61%

JET-A144.0.00.25%

MEZCLA GAS -JET-A1264.0.01.49%

RAD SOLAR9.80.00.06%

VIENTO18.420.0

0.10%

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 CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1

MEZCLA GAS - JET-A1

RAD SOLAR

VIENTO Total general

AREA ANTIOQUIA 353.0 4.633.8 9.4 4.996.2

ANTIOQUIA 353.0 4.633.8 9.4 4.996.2

AREA CARIBE 474.0 338.0 2.3 726.7 309.0 1.351.9 18.4 3.220.3

ATLÁNTICO 160.0 127.0 1.242.1 1.529.1 BOLÍVAR 314.0 182.0 109.8 605.8 CÓRDOBA 338.0 437.0 775.0 GUAJIRA 286.0 18.4 304.4 MAGDALENA 2.3 2.3 SUCRE 3.7 3.7

AREA NO DEFINIDA 80.0 80.0

NO DEFINIDO 80.0 80.0

AREA NORDESTE 1.857.7 660.0 344.2 264.0 3.125.9

BOYACÁ 1.019.7 332.0 9.7 1.361.4 CASANARE 167.5 167.5 NORTE SANTANDER 328.0 328.0 SANTANDER 838.0 167.0 264.0 1.269.0

AREA ORIENTAL 2.190.5 21.5 1.7 224.0 2.4 2.440.1

BOGOTÁ D.E. 4.4 1.7 6.1 CUNDINAMARCA 2.186.1 224.0 2.4 2.412.5 META 21.5 21.5

AREA SUROCCIDENTAL 413.0 3.238.4 121.2 26.9 4.8 44.0 9.8 3.858.1

CALDAS 606.0 44.0 650.0 CAUCA 352.7 29.9 17.0 399.6 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 204.2 3.8 208.0 VALLE DEL CAUCA 413.0 1.072.3 76.3 9.9 1.0 9.8 1.582.3

Total general 1.240.0 12.258.4 142.7 4.0 1.727.0 309.0 1.703.3 44.0 264.0 9.8 18.4 17.720.5



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,%]




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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,%]




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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., con 19.9% y Empresas Públicas de

Medellín, con 19.57%, tienen la mayor participación en cuanto a Capacidad instalada.

En tercer lugar, está Isagen con una participación el 16.87%. 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. 3,526.0 19.90%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,468.2 19.57%

ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 16.87%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,530.4 8.64%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 5.75%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.18%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 723.0 4.08%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.44%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 1.91%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 332.0 1.87%

TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.77%

CELSIA S.A E.S.P. 233.8 1.32%

OTROS AGENTES 1,718.5 9.70%

TOTALES 17,720.5 100%



2. GENERACIÓN

Durante agosto, el SIN recibió del parque generador 6,006.2 GWh, tal como se

presenta en la Tabla 4. Dicha energía se incrementó respecto a julio en 92.85 GWh.

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

centrales hidráulicas, con cerca del 84.11% del total de la electricidad generada, es

decir, 5,051.7 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).

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

agregada 781.7 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 13.01%.

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

cogeneradores, disminuyó en 36.2 GWh para las plantas menores, y un incremento de

0.25 GWh en el caso de los cogeneradores, 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 5,464.5 90.98%

HIDRAULICA 4,682.8 77.97% AGUA 4,682.8 77.97%

TERMICA 781.7 13.01% ACPM 79.3 1.32%

BAGAZO 0.0 0.00% CARBON 197.6 3.29%

COMBUSTOLEO 21.1 0.35% GAS 482.1 8.03%

JET-A1 0.1 0.00% MEZCLA GAS -JET A1 1.5 0.02%

PLANTAS MENORES 541.7 9.02%

EOLICA 5.7 0.10% VIENTO 5.7 0.10%

HIDRAULICA 368.9 6.14% AGUA 368.9 6.14%

TERMICA 97.0 1.61% BIOGAS 0.3 0.00% CARBON 0.1 0.00%

GAS 96.6 1.61% COGENERADOR 69.9 1.22%

BAGAZO 69.1 1.20% CARBON 0.7 0.01%

GAS 0.2 0.00%

SOLAR 0.2 0.00% RAD SOLAR 0.2 0.00%

TOTAL 6,006.2 100.00%



EMGESA S.A. E.S.P.3526.020.0

19.90%

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

3468.220.019.57%

ISAGEN S.A. E.S.P.2988.90.0

16.87%

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

1530.370.08.64%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.1019.70.0

5.75%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.918.0.05.18%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE

ENERGIA DEL CARIBE S.A. …

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.610.0.03.44%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P.338.0.01.91%

GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.332.0.01.87%

TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P.314.0.01.77%

CELSIA S.A E.S.P.233.80.0

1.32%

OTROS AGENTES1718.59.70%

CAPACIDAD INSTALADA [MW]


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

combustible. La energía generada en agosto es superior a la generada en julio,

aumentando el porcentaje de participación del gas de 8.7% a 9.6%; además, se

observa un crecimiento porcentual en la energía generada con carbón al pasar

su participación de 2.8% a 3.3%.

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

agosto de 2018, se puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que Emgesa aportó

al sistema el 24.64% del total de la energía requerida, EPM el 22.0%, Isagen el 16.36%,

AES Chivor el 10.88%, Tebsa el 5.91% y Epsa el 4.34%. Lo que significa estas seis

empresas aportaron el 84.13% 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. 1,479.9 24.64%

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,321.6 22.00%

ISAGEN S.A. E.S.P. 982.7 16.36%

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 653.6 10.88%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 355.0 5.91%

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 260.4 4.34%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 182.1 3.03%

EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 172.1 2.87%

ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 139.3 2.32%

OTROS AGENTES 459.7 7.65%

Totales 6,006.2 100%



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 cómo en los primeros meses de

2018 la participación térmica se incrementó considerablemente; sin embargo, en

agosto se registró participación similar al mes anterior, cercana al promedio histórico.

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

aportó en promedio 28.4 GWh-día, equivalente a una participación promedio del

14.61%, al comparar este porcentaje con el de junio del año anterior, se observa que

la participación aumentó levemente en 0.02%.

Al considerar los aportes promedios diarios por tipo de combustible, se

encuentra que las centrales a gas natural generaron en promedio 18.7 GWh–día,

mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 6.4 GWh–día.

1000

2000

3000

4000

5000

6000

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.1479.874.4

24.64%

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

1321.598.522.00%

ISAGEN S.A. E.S.P.982.734.5

16.36%

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

653.567.810.88%

TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.

354.981.85.91%

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

260.438.54.34%

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE

ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.…

EMPRESA URRA S.A. E.S.P.172.106.3

2.87%

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

139.299.42.32%

OTROS AGENTES 459.77.65%


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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]



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

73.75% del total de la generación térmica, con una participación superior a la del mes

anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 23.93%, nivel

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

este periodo corresponde al 2.3% 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 agosto. En este periodo

las centrales térmicas del SIN requirieron en total 7,998,471.6 MBTU para satisfacer

las necesidades eléctricas, lo que indica un decremento de 902,723.11 MBTU en el

consumo energético respecto a julio.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]

ACPM 967,677.887 12.10%

CARBON 2,363,172.261 29.55%

COMBUSTOLEO 316,096.803 3.95%

GAS 4,336,446.746 54.22%

JET-A1 944.600 0.01%

MEZCLA GAS - JET-A1 14,133.310 0.18%

Total 7,998,471.607 100.00%



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 superior al del

mes anterior.

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%

.

30.

60.

90.

120.

150.

180.

210.3

1/0

3/2

01

6

30

/04

/20

16

31

/05

/20

16

30

/06

/20

16

31

/07

/20

16

31

/08

/20

16

30

/09

/20

16

31

/10

/20

16

30

/11

/20

16

31

/12

/20

16

31

/01

/20

17

28

/02

/20

17

31

/03

/20

17

30

/04

/20

17

31

/05

/20

17

30

/06

/20

17

31/0

7/2

01

7

31

/08

/20

17

30

/09

/20

17

31

/10

/20

17

30

/11

/20

17

31

/12

/20

17

31

/01

/20

18

28

/02

/20

18

31

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/20

18

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/04

/20

18

31

/05

/20

18

30

/06

/20

18

31

/07

/20

18

31

/08

/20

18

Par

tici

pac

ión

Gen

erac

ión

Tér

mic

a [%

]

Gen

erac

ión

[G

Wh

/día

]

Otra Generación Generación Térmica % Térmico

0

2000000

4000000

6000000

8000000

10000000

12000000

Co

nsu

mo

de

Co

mb

ust

ible

[M

BTU

]

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] 6,006.2

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 577,732

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 0.096

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 agosto de 2018. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió 577,732 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 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



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

mes inmediatamente anterior se observa un crecimiento del 12.3%. Esto indica que la

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

invernadero por kWh mayor a la de julio.

2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo marzo 2017 – agosto 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

0.080

0.100

0.120

0.140

0.160

0.180

0.200

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1.000.000

abr.

-17

may

.-1

7

jun

.-1

7

jul.-

17

ago

.-1

7

sep

.-1

7

oct

.-1

7

no

v.-1

7

dic

.-1

7

ene.

-18

feb

.-1

8

mar

.-1

8

abr.

-18

may

.-1

8

jun

.-1

8

jul.-

18

ago

.-1

8

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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 agosto se acentúa la segunda temporada seca en la mayor

parte del país, siendo un mes de menores aportes hídricos y con menor nivel en la

mayoría de embalses del SIN.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de agosto en 81.23% del

volumen útil diario y finalizaron en 80.27%. El comportamiento de los principales

embalses del SIN se describe en la Gráfica 15. El valor del volumen total almacenado

fue mayor que el mes anterior.

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

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

por encima del mismo mes del año anterior. Se destacan por su nivel bajo en relación

con el año anterior, el embalse de Punchiná, con una variación de -40.86%; Prado, con

variación de -35.89%. Sin embargo, por su capacidad de almacenamiento se nota

mayor el impacto de la recuperación de Topocoro, con variación de 14.36%; El Quimbo,

17.40% y Muña 33.73%.

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 agosto muestra una leve disminución en el nivel de

embalse. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de agosto

de 2018, decrecieron en 161.45 GWh frente a las del mes anterior.

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PEÑOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA TOPOCORO RIOGRANDE2

SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI

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Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Fecha/Embalses 31/08/2017 31/08/2018 Diferencia AGREGADO BOGOTA 44.32% 51.87% 7.55%

ALTOANCHICAYA 30.39% 32.73% 2.34%

AMANI 92.66% 89.24% -3.42%

BETANIA 85.96% 90.59% 4.63%

CALIMA1 94.97% 89.10% -5.88%

CHUZA 95.95% 100.64% 4.69%

EL QUIMBO 64.96% 82.35% 17.40%

ESMERALDA 95.66% 98.40% 2.74%

GUAVIO 91.10% 97.03% 5.93%

MIRAFLORES 81.98% 94.75% 12.77%

MUNA 48.07% 81.80% 33.73%

PENOL 90.92% 86.99% -3.94%

PLAYAS 111.41% 104.92% -6.49%

PORCE II 77.61% 63.14% -14.47%

PORCE III 57.98% 74.15% 16.17%

PRADO 82.42% 46.53% -35.89%

PUNCHINA 89.49% 48.63% -40.86%

RIOGRANDE2 64.44% 84.21% 19.77%

SALVAJINA 62.77% 66.06% 3.30%

SAN LORENZO 89.75% 88.41% -1.34%

TOPOCORO 81.71% 96.07% 14.36%

TRONERAS 98.94% 100.15% 1.21%

URRA1 83.47% 82.24% -1.23%



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 agosto (2017 y 2018). Puede verse que el volumen útil de los embalses presenta

comportamiento heterogéneo respecto a los niveles presentados el año anterior. Por

un lado, se destacan por su nivel bajo, el embalse de Punchiná, con una variación de

-47.78%; Prado, con –64.04%; Porce II, con variación de –21.01%; mientras que otros

presentan importantes variaciones positivas como El Quimbo con 20.68%, Topocoro

con 17.39%, Muña con 33.86%.

Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse

Fecha/Embalses 31/08/2017 31/08/2018 Diferencia

AGREGADO BOGOTA 44.32% 51.87% 7.55%

ALTOANCHICAYA 13.00% 18.50% 5.50%

AMANI 91.83% 88.02% -3.81%

BETANIA 77.71% 85.06% 7.35%

CALIMA1 93.78% 86.39% -7.39%

CHUZA 95.76% 100.67% 4.91%

EL QUIMBO 58.34% 79.02% 20.68%

ESMERALDA 95.49% 98.33% 2.85%

GUAVIO 90.89% 96.96% 6.07%

MIRAFLORES 80.93% 94.44% 13.51%

MUNA 47.86% 81.72% 33.86%

PENOL 90.25% 86.02% -4.23%

PLAYAS 116.17% 106.97% -9.19%

PORCE II 67.47% 46.46% -21.01%

PORCE III 48.42% 68.26% 19.84%

PRADO 68.62% 4.58% -64.04%

PUNCHINA 87.70% 39.93% -47.78%

RIOGRANDE2 51.77% 78.58% 26.81%

SALVAJINA 57.83% 61.62% 3.78%

SAN LORENZO 88.66% 87.18% -1.48%

TOPOCORO 77.85% 95.24% 17.39%

TRONERAS 98.52% 100.21% 1.69%

URRA1 78.71% 77.12% -1.59%



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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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3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos promedio durante agosto de 2018 fueron de 184.27

GWh/día, valor inferior a la media histórica mensual de 193.28 GWh/día. Siendo

deficitarios al tener un valor de 95.3% respecto a la media histórica para este mes.

El IDEAM informa que para el trimestre junio – julio – agosto, la Temperatura

Superficial del Mar (TSM) registró una anomalía de 0.1ºC, lo que indica condiciones

con tendencia a neutralidad especialmente en la parte oriental de la cuenca del océano

Pacifico tropical.

En la Gráfica 17 se observa que los aportes durante agosto, 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 agosto 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 174.32

Importaciones Energía

VENEZUELA Exportaciones Energía 2.91

Importaciones Energía 2.88

Total Exportaciones Energía 177.23

Total Importaciones Energía 2.88



4.1 Ecuador:

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

de electricidad hacia este país estuvieron levemente superiores a lo registrado durante

julio. Por otra parte, se encuentra que las importaciones registraron 0.0 GWh/mes, lo

que indica que hubo un intercambio neto a favor de Colombia.

0.0

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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 decreciendo desde el mes de marzo de 2018, presentando en agosto un valor

de 2.91 GWh-mes. Sin embargo, las importaciones fueron de 2. 88 GWh–mes,

obteniéndose un valor cercano a cero en los intercambios netos con este país.. 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.

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, para los últimos 2 años.

En agosto de 2018, el precio promedio de bolsa creció con respecto al mes

anterior en un valor de 11.16COP/kWh. El precio de escasez para este mes fue de

502.452COP/kWh, superior al presentado en julio.

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 188.88 COP/kWh y 165.30 COP/kWh,

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

durante agosto, presentan un crecimiento de 6.44% y de 7.36% 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



.

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

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6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

Se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio de demanda de

energía eléctrica, revisión Abril de 2018, 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 tuvo 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.

Asimismo, teniendo en cuenta la situación actual del proyecto Hidroituango y la

falta de certeza sobre la fecha de entrada en operación, se incluyó en los escenarios

posibles retrasos para este proyecto y su no entrada en operación

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC

Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida

Ituango dic-18 dic-20 dic-22 -----

Gecelca 3.2 jul-18 dic-18 dic-18 dic-18

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



Este ejercicio se realizó para cuatro (4) escenarios diferentes, los cuales

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

adquirieron OEF, y la no ejecución de otro.

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 Abril de 2018

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 2023, bajo el escenario de proyección alto de la demanda

de abril de 2018.

En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso de 2

años en la entrada en operación del proyecto Hidroituango de acuerdo a lo presentado

en la Tabla 11.



de Abril de 2018.

Gráfica 24 Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018



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

escenario base y un atraso de 4 años en la entrada en operación del proyecto Ituango.

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185.0

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Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja

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ía [G

Wh]



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PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co


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

abril de 2018.

Gráfica 25 Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018



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 Ituango.



de abril de 2018.

Gráfica 26 Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril de 2018



175.0

185.0

195.0

205.0

215.0

225.0

235.0

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ía [

GW

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185.0

195.0

205.0

215.0

225.0

235.0

245.0

255.0

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Energ

ía [G

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Base Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja


pagina- 1 -de 16 informe mensual de variables de ... · pagina- 1 -de 16 informe mensual de...

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