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Página - 1 - de 16 INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – DICIEMBRE DE 2014

SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN

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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,

las generaciones fueras de mérito, que están asociadas a las limitaciones de la red del

Sistema interconectado Nacional.

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, así

como los pronósticos de precipitación del IDEAM.

Es importante mencionar que la información plasmada en este informe de

variables presenta cambios a partir de diciembre de 2014, lo anterior debido a la

migración de base de datos, es decir, de NEON a XM-BI.

1. CAPACIDAD INSTALADA

Debido al cambio de base de datos indicado anteriormente, a partir de la fecha

se mostrará la capacidad instalada de las siguientes tecnologías: Líquidos, Mixta Gas

– Líquido y Viento; conservando en el informe los aportes de las tecnologías

tradicionales: Hidráulica, Térmica Gas, Térmica Carbón y Biomasa.

En términos de capacidad instalada, la nueva base datos incluye para diciembre

de 2014, la incorporación en el sistema de la repotenciación de la planta hidroeléctrica

Darío Valencia de 100 MW y la puesta en marcha de la planta térmica a gas

Purificación, de 8 MW.

Respecto a la nueva base de datos XM-BI, durante el mes de diciembre el

Sistema Interconectado Nacional registró un aumento en su capacidad instalada de 7,8

MW, correspondientes a la llegada al sistema de 65,9 MW de capacidad hidráulica, 8

MW de capacidad térmica a gas, 46 MW de capacidad térmica a Jet – A1 y la

desinstalación de 99 MW de capacidad térmica de ACPM, y 10 MW de capacidad

térmica con combustóleo. Dado los retiros e incrementos de capacidad, el sistema

presenta a diciembre de 2014 una capacidad total de 15.554,8 MW. Esta información,

diferenciada por tipo de tecnología/recurso, se presenta en la Tabla 1, así como la

participación porcentual, la cual se ilustra en la Grafica 1.

Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tienen una participación de

70.2% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón), las

cuales alcanzan de manera agregada el 18.36%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Tecnología Potencia

(MW) Participación (%)

Hidráulica 10.919,8 70,20%

Térmica Gas

1.684,4 10,83%

Térmica Carbón

1.172,0 7,53%

Líquidos 1.412,0 9,08%

Gas - Líquidos

276,0 1,77%

Viento 18,4 0,12%

Biomasa 72,3 0,46%

Total 15.554,8 100%

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 agrupada por áreas eléctricas, en

función de las tecnologías que se encuentran en cada una de ellas. Al revisar la

capacidad instalada en los departamentos que hacen parte del SIN, se encuentra que

en el área constituida por Antioquia y Chocó, se presenta la mayor concentración de

potencia disponible del país, con 4.738 MW (ver Grafica 2).

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica


Fuente de gráfica: UPME

70,20%

10,83%

7,53%

9,08%

1,77%0,12% 0,46%

Capacidad por tecnología

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Líquidos

Gas - Líquidos

Viento

Biomasa

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En contraste, se observa que la región conformada por Cundinamarca,

Guaviare, Meta y Bogotá D.C., cuenta con 2,317 MW (ver Grafica 4), lo cual la ubica

como la región con menor capacidad instalada.

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



En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo está

distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación (%) por tipo

de recurso.

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



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



ACPM AGUA BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS

JET-

A1

MEZCLA GAS

- JET-A1 VIENTO

Total

general

ANTIOQUIA 364,0 4.369,7 5,0 4.738,7

ANTIOQUIA 364,0 4.369,7 5,0 4.738,7

CHOCO 0,0

CARIBE 462,0 338,0 296,0 297,0 1.331,0 18,4 2.742,4

ATLÁNTICO 153,0 110,0 1.241,0 1.504,0

BOLÍVAR 309,0 187,0 90,0 586,0

CÓRDOBA 338,0 338,0

GUAJIRA 296,0 18,4 314,4

CESAR 0,0

MAGDALENA 0,0

SUCRE 0,0

NORDESTE 1.838,0 482,0 276,6 276,0 2.872,6

BOYACÁ 1.000,0 327,0 1.327,0

CASANARE 109,6 109,6

NORTE SANTANDER 155,0 155,0

SANTANDER 838,0 167,0 276,0 1.281,0

ORIENTAL 2.092,9 225,0 2.317,9

BOGOTÁ D.E. 4,3 4,3

META 0,0

GUAVIARE 0,0

CUNDINAMARCA 2.088,6 225,0 2.313,6

SUROCCIDENTE 197,0 2.281,2 72,3 240,8 92,0 2.883,2

CALDAS 585,6 92,0 677,6

CAUCA 322,7 25,0 347,7

HUILA 551,1 551,1

CAQUETÁ 0,0

NARIÑO 23,1 23,1

PUTUMAYO 0,5 0,5

QUINDÍO 4,3 4,3

RISARALDA 8,5 5,5 14,0

TOLIMA 142,0 11,8 153,8

VALLE DEL CAUCA 197,0 643,4 41,8 229,0 1.111,2

Total general 1.023,0 10.919,8 72,3 1.172,0 297,0 1.848,4 92,0 276,0 18,4 15.554,8





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



Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Cundinamarca, Guaviare 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, en función de la capacidad instalada.

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



Allí se observa que EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍIN – E.P.M. mantiene

la mayor participación en el mercado, con cerca del 21%, seguida por EMGESA con el

19.5% e ISAGEN con el 19.3%. Otros actores importantes en el SIN son, GECELCA,

AES CHIVOR, EPSA y CELSIA. En la Tabla 3 se relaciona la capacidad instalada de

cada uno de los agentes generadores.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3.209,5

ISAGEN S.A. E.S.P. 3.000,9

EMGESA S.A. E.S.P. 3.030,1 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1.197,0

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1.017,0

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1.000,0

CELSIA S.A E.S.P. 206,8

OTROS AGENTES 2.893,6

Total 15.554,8



2. GENERACIÓN

Durante el mes de diciembre el SIN recibió del parque generador 5.530,5 GWh,

tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto al mes de

noviembre en 144,6 GWh. En comparación con el mismo mes del año anterior, el

registro se incrementó en 4%.

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

centrales hidráulicas, con cerca del 71,6% del total de la electricidad generada, es

decir, 3.958,6 GWh (Incluye grandes generadores hidráulicos y plantas menores).

De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas (gas, carbón y

líquidos) entregaron de manera agregada 1.522,3 GWh al SIN, lo que equivale a una

participación del 27,53%.

Asimismo, en la tabla se presenta la generación de electricidad de las centrales

menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra un incremento de 6,3 GWh

para las menores y un incremento de 7,5 GWh en el caso de los cogeneradores,

respecto a los datos registrados durante el mes noviembre.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

ACPM 17,7 0,32%

AGUA 3.699,7 66,90%

COGENERACIÓN 44,3 0,80%

CARBON 435,3 7,87%

COMBUSTOLEO 7,2 0,13%

GAS 972,8 17,59%

JET-A1 1,2 0,02%

MEZCLA GAS - JET-A1 51,8 0,94%

MENORES AGUA 259,0 4,68%

MENORES GAS 36,4 0,66%

VIENTO 5,2 0,09%

Total 5.530,5 100,00%



En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. Se

observa que la generación de las centrales hidráulicas se ubica por encima del

promedio del año, en los meses de julio, agosto, septiembre y octubre; con respecto al

mes de noviembre la generación hidráulica disminuyó 15,8 GWh. Por otro lado, se

encuentra que la generación térmica agregada del mes de diciembre está por encima

del valor de noviembre de 2014 en 154,3 GWh.

3.209,521%

3.000,919%

3.030,119%

1.197,08%

1.017,07%

1.000,06%

206,81%

2.893,619%

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

ISAGEN S.A. E.S.P.

EMGESA S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DELCARIBE S.A. E.S.P.EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.

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

CELSIA S.A E.S.P.

OTROS AGENTES





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



2.1 Participación en la generación por agente:

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

diciembre, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que E.P.M. aportó al

sistema 22% del total de la energía requerida, seguida por ISAGEN con 21,4%,

EMGESA con 19% y GECELCA con 10,5%, lo que significa que estas cuatro empresas

aportaron más del 70 % del total de la demanda eléctrica del SIN.

El resto de la generación fue aportada por 38 agentes, que entregaron el 27,4%

de la electricidad demandada.

Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente



2.2 Participación Térmica:

La Gráfica 10 presenta la participación histórica de las centrales de generación

térmicas durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de la misma en

el SIN, ya que en ocasiones su contribución evidencia picos que se acercan al 50% del

total de la generación diaria.

Tabla 5: Generación mensual por Agente

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1.195,7

ISAGEN S.A. E.S.P. 1.185,0

EMGESA S.A. E.S.P. 1.053,4 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 578,3

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 280,8

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 244,8

CELSIA S.A E.S.P. 27,5

OTROS AGENTES 964,9

Total 5.530,5



Durante el mes de diciembre, la generación de electricidad a partir de

combustibles fósiles, aportó en promedio 49,1 GWh-día, equivalente a una

participación promedio del 27,6%. Asimismo, la participación térmica en este periodo

alcanzó un máximo de 37%, es decir 61,8 GWh-día. Al comparar estos valores con los

del mes inmediatamente anterior, se observa que la participación de la generación

térmica aumentó.

Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a

gas generaron 32,55 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 14,04

GWh–día.

0,00

1.000,00

2.000,00

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

ene.-14 feb.-14 mar.-14 abr.-14 may.-14 jun.-14 jul.-14 ago.-14 sep.-14 oct.-14 nov.-14 dic.-14

HIDRÁULICA TÉRMICA GAS TÉRMICA CARBÓN MENORES COGENERADORES TÉRMICA LÍQUIDOS

1.195,70,22

1.185,00,21

1.053,40,19

578,30,10

280,80,05

244,80,04

27,50,00

964,90,17

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

ISAGEN S.A. E.S.P.

EMGESA S.A. E.S.P.

GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DEENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.

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

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

CELSIA S.A E.S.P.

OTROS AGENTES





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Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]



De acuerdo a los registros del mes de diciembre, las centrales térmicas a gas

aportaron 66,3% del total de la generación térmica, manteniendo una participación

similar durante los últimos meses. En relación a las centrales a carbón, estas

entregaron el 28,6%. El resto de la generación térmica fue aportado por centrales

operadas con Combustoleo, Jet – A1 y ACPM.

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

combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de diciembre.

En este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 13.105,8 GBTU para

satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento en el consumo de

combustibles, aproximadamente de 1.342,8 GBTU respecto al mes de noviembre. El

combustible más utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del

67,8%, seguido por el carbón, el cual aporto el 31,3%.

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

de electricidad. En el caso del carbón se observa un aumento cercano a 537 GBTU, es

decir, del 15% en comparación al mes anterior. De la misma forma se encontró una

reducción en el ACPM (FO2) de 5,03 GBTU, y un aumento en el consumo del

combustóleo (FO6) de 45 GBTU.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo (GBTU) Participación (%)

Gas Natural 8.888,1 67,8%

Carbón 4.104,0 31,3%

ACPM (FO2) 68,0 0,5%

Combustóleo (FO6) 45,6 0,3%

Total 13.105,8 100,0%



Asimismo, en la Gráfica 11 se presenta el comportamiento del consumo de

combustibles del SIN durante los últimos 18 meses. Allí se observa la magnitud del

incremento de la demanda de fósiles entre el mes de marzo y el mes de junio, donde

se registra el máximo pico del año. De la misma forma se puede observar en la gráfica,

que el mayor consumo de gas natural registrado ocurrió durante el mes de junio,

superando los 11.000,0 GBTU/mes. Por otro lado se puede observar la similitud en la

necesidad de uso de combustibles fósiles para la generación de electricidad en los

meses de julio y agosto. Asimismo, se observa una caída considerable de la demanda

durante el mes de noviembre, en especial de los combustibles líquidos.

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.

Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión

(FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).

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

del SIN para el mes de diciembre. Durante dicho mes, el parque generador colombiano

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

160,00

180,00

200,00

ene.

-13

feb

.-1

3

mar

.-1

3

abr.

-13

may

.-1

3

jun

.-1

3

jul.-

13

ago

.-1

3

sep

.-1

3

oct

.-1

3

no

v.-1

3

dic

.-1

3

ene.

-14

feb

.-1

4

mar

.-1

4

abr.

-14

may

.-1

4

jun

.-1

4

jul.-

14

ago

.-1

4

sep

.-1

4

oct

.-1

4

no

v.-1

4

dic

.-1

4

OTRAGENERACIÓN

QUEROSENE MEZCLA GASJET-A1

JET-A1

ACPM CARBON GAS % TÉRMICO

0,00

2.000,00

4.000,00

6.000,00

8.000,00

10.000,00

12.000,00

14.000,00

16.000,00

18.000,00

jul.-1

3

ago

.-1

3

sep

.-13

oct.

-13

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

sep

.-14

oct.

-14

nov.-

14

dic

.-14

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)





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emitió cerca de 994,2 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón y

Combustibles líquidos.

Las centrales que utilizan Gas Natural generaron los mayores volúmenes de

CO2, aportando el 55,9% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón,

las cuales entregaron cerca del 43,4%. El resto de las emisiones fueron producto de la

generación con ACPM (FO2), combustóleo (FO6), JET-A1 y bagazo.

Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica

Tipo de planta Energía Neta

Generada. [GWh] Consumo de

Combustible [GBTU]

Emisiones

[Ton. CO2/mes]

ACPM 17,70 68,00 5.371,39

AGUA 3.699,70

BAGAZO 44,30 27.738,54

CARBON 435,30 4.104,00 421.119,57

COMBUSTOLEO 7,20 45,60 3.876,27

GAS 972,80 8.888,10 516.706,45

JET-A1 1,20 478,97

MEZCLA GAS - JET-A1

51,80 18.900,41

MENORES AGUA 259,00

MENORES GAS 36,40 0,00

VIENTO 5,20 0,00

Total 5.530,60 13.105,70 994,19

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5.530.600,00

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

994,19

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0,18

Fuente de datos: XM y FECOC UPME


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

sistema de generación en el mes de diciembre fue de 0,18 Ton CO2/MWh. Al comparar

este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un aumento de

0,023 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la demanda de

combustibles para la generación de electricidad, así como el aumento de la

participación de la generación térmica.

Al comparar la generación de electricidad y las emisiones generadas de cada

una de las tecnologías, se encuentra que el factor de emisión de la generación térmica

a gas es mayor respecto a la generación térmica a carbón, indicando que esta

tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono (CO2).

Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión



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

producidas por el parque generador nacional, Factor de Emisión mensual y el Factor

de Emisión interanual. 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. Está pendiente es influenciada por el tipo de

combustible consumido para la generación, ya que este afecta directamente los

cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y por el número de días de cada mes.

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

Interanual, se observa que este se ubica por encima del primero. Ello indica que la

operación del SIN durante el mes de diciembre emitió menos cantidad de gases de

efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los últimos 12

meses.

2.4 Generación fuera de mérito:

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

periodo diciembre 2013 – diciembre 2014 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada

principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema

Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea por

indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos.

Es importante mencionar que muchas de estas situaciones se van mitigando con

la puesta en servicio de los proyectos de expansión en redes de transmisión. Por

ejemplo, con la entrada del futuro corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV

(2018), la generación de seguridad actualmente programada por la indisponibilidad de

la línea Porce III – Cerromatoso 500 kV ya no sería necesaria.

En el caso de las indisponibilidades Primavera – Cerromatoso 500 kV y buena

parte de la red a 500 kV, la entrada de los refuerzos al área Oriental, Caribe y

Suroccidental, 2017, 2018 y 2018, respectivamente, reducen drásticamente la

generación fuera de mérito requerida. Para el caso de la sub-área Atlántico, la entrada

de la subestación Caracolí 220/110 kV y su red asociada (2016) reduce la generación

fuera de mérito, ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en esta parte del

sistema.

0,120

0,140

0,160

0,180

0,200

0,220

0,240

0,260

600.000,00

700.000,00

800.000,00

900.000,00

1.000.000,00

1.100.000,00

1.200.000,00

1.300.000,00

dic

.-13

ene

.-1

4

feb.-

14

ma

r.-1

4

abr.

-14

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

sep

.-14

oct.

-14

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14

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To

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O2]

Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual





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Es claro que la mayoría de las generaciones fuera de mérito tienen dos origines,

el primero es la indisponibilidad de la infraestructura eléctrica de transporte de energía,

ya sea por atentados o mantenimientos. El segundo es por el agotamiento de dicha

infraestructura, ello por el crecimiento vegetativo de la demanda o situaciones

estructurales, que son evaluadas técnicamente por la UPME, con el objetivo de

establecer las redes de transmisión necesarias para resolver dichas problemáticas,

siempre y cuando económicamente esto se justifique desde el punto de vista de la

demanda.

Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]



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

Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN

Fuente de datos: UPME


3. VARIABLES HÍDRICAS

Históricamente diciembre hace parte de la segunda temporada de lluvias, y se

aprovecha la misma para incrementar el nivel de los embalses, previendo la temporada

seca de enero a marzo. En este año se registraron volúmenes de precipitación entre

ligera y moderadamente por debajo de lo normal en amplios sectores del territorio

nacional. El nivel de los embalses aumentó considerablemente, 4%, respecto a

noviembre, este aumento se debe a la entrada al sistema del embalse TOPOCORO

asociado a la hidroeléctrica HIDROSOGAMOSO. En la gráfica 15 se puede apreciar el

incremento en el volumen total de los embalses a diciembre de 2014.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 75,39% del volumen útil diario,

y finalizaron en 79,52%, Esta tendencia concuerda con el leve incremento de las

precipitaciones.

El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica

15, el valor del volumen total almacenado aumentó respecto al mes anterior.

Considerando que la probabilidad de ocurrencia de “El Niño” débil (a desarrollarse en

diciembre-enero) es del orden del 80%, se esperan condiciones óptimas en el nivel de

almacenamiento de agua para el resto del año.

En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses

de diciembre de 2013 y diciembre de 2014. El nivel de embalse presentado es

aproximadamente 10,4% superior al registrado en el mismo mes de 2013, el

incremento es bastante considerable debido a la entrada del nuevo embalse

TOPOCORO asociado a la hidroeléctrica HIDROSOGAMOSO; el Agregado Peñol

aumentó 25,3%, Calima incrementó su nivel en 22,37%, El Guavio aumentó 20,3%,

Esmeralda disminuyó 15,82% y San Lorenzo bajó su nivel 14,76%.

0,00

10,00

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3

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14

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4

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4

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4

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4

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4

Corte copado subarea Atlántico Mantenimiento Malambo - Baranoa

Cortes copados Cambio de precio de oferta

Atentado Porce-Cerromatoso Generación fuera de mérito [GWh]





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Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse



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

en la Gráfica 16, la tendencia en diciembre es hacia valores superiores a los

presentados en noviembre. Asimismo se aprecian niveles de volumen útil hasta 12.732

GWh, ello debido a la entrada del embalse TOPOCORO.

1 http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 30/12/2014 30/12/2013

AGREGADO EEB 60,29% 62,09%

BETANIA 88,18% 81,21%

CALIMA 92,59% 75,66%

EL GUAVIO 84,92% 70,60%

EL PEÑOL 87,84% 71,12%

ESMERALDA 78,74% 93,53%

MIEL 79,34% 95,36%

MIRAFLORES 96,60% 89,58%

RIOGRANDE I I 92,76% 88,91%

SAN LORENZO 77,66% 91,10%

URRA 84,83% 87,53%

TOPOCORO 77,45% NA



Así mismo, 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, se destacan Calima y Betania, que incrementaron su volumen

útil respecto al mes anterior, a su vez la entrada del embalse TOPOCORO asociado a

la hidroeléctrica HIDROSOGAMOSO, los demás embalses bajaron su nivel útil

respecto a noviembre, destacándose ESMERALDA y MIEL con los descensos más

significativos (más del 15%).

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



Con el fin de realizar seguimiento del nivel de embalse, la UPME ha

implementado un sistema de seguimiento a través de su plataforma SIG, la cual puede

ser consultada a través de la página web1.

0,00

2.000,00

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En

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDATOPOCORO RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORESCALIMA MIEL URRA BETANIAOTROS EMBALSES

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4

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4

En

erg

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GW

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

TOPOCORO RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES

CALIMA MIEL URRA BETANIA

OTROS EMBALSES

http://www.upme.gov.co/http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/




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Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 30/12/2014 30/12/2013

AGREGADO EEB

60,29% 62,09%

BETANIA 80,90% 69,64%

CALIMA 90,83% 71,77%

EL GUAVIO 84,56% 69,89%

EL PEÑOL 87,01% 69,15%

ESMERALDA 77,93% 93,29%

MIEL 76,99% 94,84%

MIRAFLORES 96,42% 89,54%

RIOGRANDE I I 90,27% 85,08%

SAN LORENZO 74,79% 89,96%

URRA 80,69% 84,47%

TOPOCORO 72,66% NA



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos durante diciembre estuvieron levemente por debajo de la

media histórica mensual, finalizando con un promedio acumulado de 85,14%. A pesar

de estas condiciones, los niveles en los embalses aumentaron en la mayor parte del

territorio.

En el boletín 239 publicado por el IDEAM, esta entidad ratifica los estimativos

del boletín anterior y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas

en la cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, aumentando la

probabilidad de desarrollo de El Niño a valores entre 30% y 40%, en el trimestre

(diciembre-enero-febrero), lo cual puede incidir en menores aportes, comparados con

la media histórica del último mes del año y primer trimestre del siguiente.

En la Gráfica 17 se observa que los mayores aportes se presentaron al inicio del

mes, y durante el resto del periodo fueron menores al valor medio histórico, lo que

ocasionó que se finalizara el mes con valores deficitarios.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El mismo boletín el IDEAM manifiesta que en el mes de diciembre se registraron

volúmenes de precipitación entre ligera y moderadamente por encima de lo normal en

sectores del centro y del sur de la región Pacífica, además hacia el oriente y sur de la

región Amazónica; en el resto del país se observaron valores ligeramente por debajo

de lo normal.

3.3 Pronósticos de Precipitación:

Teniendo en cuenta la relación entre las lluvias y el volumen de agua embalsada,

a continuación se referencia el pronóstico de lluvias realizado por el IDEAM para el

corto (1 mes), mediano (3 meses) y largo plazo (6 meses).

Pronóstico Corto Plazo (Enero) Tradicionalmente en diciembre se da inicio a la temporada seca en la mayor

parte del territorio. Para este mes se prevé aportes de precipitación normales para

todas las regiones del país.

Pronóstico Mediano Plazo (Febrero - Marzo) Para este trimestre se esperan volúmenes de precipitación normales acordes a

la temporada seca de inicio de año.

Pronóstico Largo Plazo (Marzo – Abril – Mayo) En el mismo boletín el IDEAM, teniendo en cuenta que las condiciones del océano

pacífico y la atmósfera asociadas con el evento el niño, pronostica que para el segundo

trimestre de 2015, se presenten condiciones neutras, por lo que se desarrollaría

normalmente la primera temporada de lluvias en la mayor parte del territorio nacional.

4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES

El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten

realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se

presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de diciembre.

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.

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

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[GW

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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos





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Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]

Exportaciones 136,70

Colombia - Ecuador Importaciones 0,04

Neto 136,66

Exportaciones 0,10

Colombia - Venezuela Importaciones 0,00

Neto 0,10



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de diciembre las

exportaciones de electricidad hacia este país se mantuvieron por encima del promedio

mensual registrado durante 2014, es decir por encima de 62,5 GWh - Mes. En

contraste, se encuentra que las importaciones registran valores cercanos a cero, lo que

indica que hubo un intercambio neto a favor de Colombia. En el registro histórico se

encuentra que los intercambios con Ecuador han alcanzado picos de exportación que

superan los 180 GWh–mes.

Gráfica 18: Interconexión con Ecuador



4.2 Venezuela:

En relación con los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones

se mantuvo en valores similares a los últimos 7 meses, ubicándose en tan solo 0,1

GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica 19).

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 de los últimos 2 años.

En el mes de diciembre, el precio promedio de contratos aumentó con respecto

al mes de noviembre, con un valor promedio de 134,6 COP/kWh. Asimismo se

mantiene una baja volatilidad y se aprecia para diciembre una desviación estándar de

0,72 COP/kWh.

-20,00

0,00

20,00

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Exportaciones Importaciones

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oct.

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14

dic

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En

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ía [

GW

h]

Exportaciones Importaciones





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FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

De la misma forma se encuentra que el precio de escasez se redujo hasta un

valor de 390,17 COP/kWh, siendo así el menor registro para esta variable en los últimos

dos años.

Finalmente, se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el

cual registró durante diciembre un valor de 175,05 COP/kWh, el cual representa un

incremento de 6,59%, en comparación con el mes inmediatamente anterior. Esta

variable registro un mínimo de 221,18 COP/kWh y un máximo de 110,63 COP/kWh. Se

presenta una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la desviación estándar

para diciembre es 25,5 COP/kWh.

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



De la misma forma, 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 medias de 138,96 COP/kWh y 111,94

COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios

registrados durante diciembre de 2014 presentan un incremento de 5,21% y 7,83%

respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior.

Al comparar el precio promedio de bolsa con los precios promedio de contratos

regulados y no regulados, se observa que este los supera desde el mes de agosto de

2012, con excepción en los meses de marzo y mayo de 2013.

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



En la gráfica 22 se encuentra que desde mediados de diciembre de 2013 y hasta

el mes de abril de 2014, se presentó una reducción del volumen útil diario de los

embalses, así como una recuperación constante desde el mes de mayo hasta

0

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300

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450

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Precio de Bolsa Promedio Precio de Escasez

Precio Promedio de Contratos

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4

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4

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-14

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[CO

P/k

Wh

]

Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos

Promedio Contratos Usuarios Regulados Promedio Contratos Usuarios No Regulados

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13

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3

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3

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3

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.-13

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-14

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4

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4

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14

dic

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[CO

P/K

Wh

]

Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario





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FAX: (+57 1) 221 9537


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noviembre, en donde alcanzó el máximo registro del año. Una vez más se observa que

ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa disminuye, esto

también está asociado con los pronósticos climáticos.

6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio

de demanda de energía eléctrica más reciente, revisión noviembre de 2014, y la

Energía Firme de las plantas existentes (ENFICC verificada), 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.

Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC

Escenario

0 Escenario

1 Escenario

2 Escenario

3 Escenario

4 Escenario

5 Escenario

6 Escenario

7 Escenario

8

Enficc Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida

El Quimbo ago-15 dic-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 dic-15

Sogamoso dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14

Tasajero II dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

Gecelca 3.0 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15

San Miguel dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-15 dic-15 dic-16

Carlos Lleras Restrepo

dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16 dic-16

Cucuana mar-15 mar-15 mar-15 mar-15 dic-15 mar-15 mar-15 mar-15 dic-15

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

Gecelca 3.2 dic-15 dic-15 dic-16 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-16

Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 - dic-17 -



Este ejercicio se realizó para nueve (9) 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 atraso considerado corresponde al máximo atraso permitido para mantener la

OEF. Todo lo anterior con el objetivo de brindar señales y advertir posibles situaciones

de desabastecimiento.

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

la Enficc verificada y la Obligación de Energía Firme de todos los proyectos en las

fechas de entrada en operación establecidas.

Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Los demás escenarios utilizan la misma base del primer caso, con algunas

modificaciones.

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

entrada en operación del proyecto hidroeléctrico El Quimbo, de acuerdo a lo

presentado en la Tabla 11.

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

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5

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-16

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7

ago

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Base El Quimbo Sogamoso Tasajero II Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo

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





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Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



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 Gecelca 3.2.

Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2 vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



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

escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones el atraso en la entrada

en operación de la central hidroeléctrica Ituango.

Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



El Escenario 4 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en

operación del proyecto hidroeléctrico Cucuana. Este escenario es presentado en la

Gráfica 27.

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Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Cucuana vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



El Escenario 5 considera el caso base, pero con un atraso en la entrada en

operación del proyecto hidroeléctrico San Miguel. Este escenario es presentado en la

Gráfica 28.

Gráfica 28: Escenario 5 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



En la Gráfica 29 se presenta el Escenario 6, que considera el caso base y la no

entrada en operación de Termonorte, ello por el estado en que se encuentra el

proyecto, donde aún no se ha definido ni siquiera la tecnología de las unidades

generadoras (tipo de combustible).

Gráfica 29: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF sin incluir Termonorte vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



En la Grafica 30 se presenta el Escenario 7, el cual contempla el caso base,

pero con un atraso en la entrada en operación del proyecto Carlos Lleras Restrepo.

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FAX: (+57 1) 221 9537


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Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de San Miguel vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



En la Grafica 31 se presenta el Escenario 8, el cual contempla una combinación

de las demás alternativas de atraso.

Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Noviembre 2014



Las gráficas anteriores indican para cada escenario, el contraste entre la

Energía Firme verificada y la Obligación de Energía Firme, versus la proyección de

demanda de energía eléctrica, escenarios de crecimientos Alto, Medio y Bajo. En ellas

se puede observar que ante el atraso del proyecto hidroeléctrico Ituango, bajo el

supuesto establecido (1 año), se comprometería la atención de la demanda en el mes

de septiembre del año 2022, siempre y cuando se presente escenario de demanda

alta.

Al analizar el Escenario 8, se encuentra que en los meses de agosto y

septiembre de 2022, la proyección de demanda Alta supera el valor agregado de la

Enficc Verificada y las Obligaciones de Energía Firme.

REFERENCIAS

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.

Disponible en: . Consultado: Diciembre de 2014.

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: , herramienta para descargar en

http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls Consultado: Diciembre de 2014

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Diciembre de 2014

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Cucuana Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media Proy. Dem. Baja
http://www.upme.gov.co/http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895http://www.siame.gov.co/http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls

sistema de informacion eléctrico colombiano - página informe mensual de variables de ... · 2015....

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