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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MARZO DE 2015 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

y 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.

1. CAPACIDAD INSTALADA

Durante el mes de marzo el Sistema Interconectado Nacional registró un

incremento de la capacidad instalada en 4,9 MW, respecto al mes anterior. Ello

corresponde a la puesta en operación de nueva generación a partir de la biomasa.

Dado el incremento de potencia instalada, el sistema presenta a marzo de 2015 una

capacidad total de 15.513,7 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

70,49% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),

las cuales alcanzan de manera agregada el 18,35%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Capacidad por tecnología

Tecnología Potencia

(MW) Participación (%)

Hidráulica 10.919,8 70,39%

Térmica Gas

1.684,4 10,86%

Térmica Carbón

1.172,0 7,55%

Líquidos 1.366,0 8,81%

Gas - Líquidos

276,0 1,78%

Viento 18,4 0,12%

Biomasa 77,2 0,50%

Total 15.513,7 100%

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 los departamentos de Antioquia y Chocó, se presenta la

mayor concentración de potencia disponible del país, con 4.738,7 MW,

aproximadamente (ver Grafica 2).

Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica


Fuente de gráfica: UPME

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

Meta y Bogotá D.C., cuenta con 2.317,9 MW (ver Grafica 5), lo cual la ubica como la

región con menor capacidad instalada.

70.39%

10.86%

7.55%

8.81%

1.78% 0.12% 0.50%

Capacidad por tecnología

Hidráulica

Térmica Gas

Térmica Carbón

Líquidos

Gas - Líquidos

Viento

Biomasa

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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. En relación al informe del mes pasado, febrero, el incremento de la

capacidad instalada se debe a un proyecto de generación a partir de la biomasa,

localizado en el departamento del Cauca.

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

CHOCÓ 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

CUNDINAMARCA 2.088,6 225,0 2.313,6

META 0,0

GUAVIARE 0,0

SUROCCIDENTE 197,0 2.281,2 77,2 240,8 46,0 2.842,1

CALDAS 585,6 46,0 631,6

CAUCA 322,7 29,9 352,6

HUILA 551,1 551,1

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

CAQUETÁ 0,0

Total general 1.023,0 10.919,8 77,2 1.008,0 297,0 1.848,4 46,0 276,0 18,4 15.513,7


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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 22%, seguida por EMGESA con el

20 e ISAGEN con el 19%. 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. En relación al incremento de capacidad, el nuevo

proyecto de generación a partir de la biomasa hace parte del Agente PROYECTOS

ENERGETICOS DEL CAUCA S.A. E.S.P.

Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]

EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3.459,7

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

EMGESA S.A. E.S.P. 3.024,1 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 2.608,3

TOTAL 15.513,7



2. GENERACIÓN

Durante el mes de marzo el SIN recibió del parque generador 5.658,71 GWh, tal

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

557,45 GWh. En comparación con el mismo mes del 2014, el registro se incrementó

en 5,11%.

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

centrales hidráulicas, con cerca del 71,12% del total de la electricidad generada, es

decir, 4.024,53 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 1.586,3 GWh al SIN, lo que equivale a una

participación del 28,03%.

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 13,6

GWh para las plantas menores, y un aumento de 3,3 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

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

ACPM 2,23 0,04%

AGUA 3.848,29 68,01%

COGENERACIÓN 41,44 0,73%

CARBON 545,39 9,64%

COMBUSTOLEO 3,25 0,06%

GAS 975,04 17,23%

JET-A1 0,00 0,00%

MEZCLA GAS - CARBÓN 0,00 0,00%

MEZCLA GAS - JET-A1 0,00 0,00%

MENORES AGUA 176,24 3,11%

MENORES GAS 60,37 1,07%

VIENTO 6,46 0,11%

Total 5.658,71 100,00%



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

observa que la producción de las plantas hidráulicas se ubica por encima del promedio

del año; con respecto al mes anterior, la generación hidráulica aumentó 219,5 GWh.

Por otro lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes, está por

encima del valor registrado en febrero, en un valor de 333 GWh. La generación total

de marzo de 2015 es la más alta observada en el último año.

3,459.722%

3,000.919%

3,024.120%

1,197.08%

1,017.07%

1,000.06%

206.8

1% 2,608.317%

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

marzo de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al

sistema el 22,0% del total de la energía requerida, seguida por ISAGEN con el 21,0%,

EMGESA con el 21,0% y GECELCA con el 10,0%, 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 35 agentes, que entregaron el 16,0%

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 térmicas

durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de las mismas 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. 1.244,97

ISAGEN S.A. E.S.P. 1.217,35

EMGESA S.A. E.S.P. 1.188,01 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.

E.S.P. 539,78

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 369,17

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 195,44

CELSIA S.A E.S.P. 25,93

OTROS AGENTES 878,07

Total 5.658,71



Durante el mes de marzo de 2015, la generación de electricidad a partir de

combustibles fósiles, aportó en promedio 51,17 GWh-día, equivalente a una

participación promedio del 28,1%. Asimismo, la participación térmica en este periodo

alcanzó un máximo de 34,4%, es decir 62,9 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 33,4 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 17,59

GWh–día.

0.000

1,000.000

2,000.000

3,000.000

4,000.000

5,000.000

6,000.000

HIDRÁULICA TÉRMICA GAS TÉRMICA CARBÓN MENORES COGENERADORES TÉRMICA LÍQUIDOS

1,244.9722%

1,217.3521%

1,188.01

21%

539.7810%

369.177%

195.44

3%

25.930% 878.07

16%

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 con los registros de marzo de 2015, las centrales térmicas a gas

aportaron 65,27% 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 34,38%,

nivel superior del mostrado en el mes anterior. No se registró generación por plantas

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 marzo. En

este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 13.423,79 GBTU para

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

aproximadamente de 2.595,02 GBTU respecto al mes anterior. El combustible más

utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 63,11%, seguido por

el carbón el cual aportó el 36,35%.

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

de electricidad. En el caso del carbón se observa un incremento cercano a 1.761,6

GBTU, es decir, del 56,51% en comparación al mes anterior. De la misma forma se

encontró una disminución en el consumo del combustible líquido ACPM (FO2) de 3,0

GBTU. Respecto al consumo de combustible líquido combustóleo (FO6), se registró un

incremento de 45,44 GBTU.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo (GBTU) Participación (%)

Gas Natural 8.471,27 63,11%

Carbón 4.879,07 36,35%

ACPM (FO2) 28,02 0,21%

Combustóleo (FO6) 45,44 0,34%

Total 13.423,79 100,00%



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 de 2014,

donde se registra el máximo pico de ese año (mayo). De la misma forma se puede

observar en la gráfica, que el mayor consumo de gas natural registrado ocurrió durante

el mes de junio de 2014, 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 de 2014 y febrero de 2015,

en especial de los combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se

incrementa en diciembre de 2014, enero de 2015 y marzo de 2015, coincidiendo con

el comportamiento del nivel de los embalses y la demanda de energía eléctrica en el

mismo periodo. Para marzo de 2015, el consumo de combustibles estuvo por debajo

del promedio, durante el periodo mostrado.

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

0.0%

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

mar

.-13

abr.

-13

may

.-13

jun.

-13

jul.

-13

ago

.-13

sep

.-13

oct.

-13

nov.

-13

dic.

-13

ene.

-14

feb

.-14

mar

.-14

abr.

-14

may

.-14

jun.

-14

jul.

-14

ago

.-14

sep

.-14

oct.

-14

nov.

-14

dic.

-14

ene.

-15

feb

.-15

mar

.-15

GAS CARBON ACPM JET-A1

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

oct.-1

3

nov.-

13

dic

.-13

ene

.-1

4

feb

.-1

4

ma

r.-1

4

abr.

-14

ma

y.-

14

jun

.-1

4

jul.-1

4

ago

.-1

4

se

p.-

14

oct.-1

4

nov.-

14

dic

.-14

ene

.-1

5

feb

.-1

5

ma

r.-1

5

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)


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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 marzo de 2015. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió cerca de 1.025,5 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas

Natural, Carbón y Combustibles líquidos.

Las centrales que utilizan Carbón generaron los mayores volúmenes de CO2,

aportando el 48,84% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Gas Natural,

las cuales entregaron cerca del 48,04%. 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 2,23 28,02 2.213,15

AGUA 3.848,29

BAGAZO 41,44 25.948,14 CARBON 545,39 4.879,07 500.650,58

COMBUSTOLEO 3,25 45,44 3.862,32 GAS 975,04 8.471,27 492.474,16 JET-A1 0,00 0,00

MEZCLA GAS - JET-A1 0,00 0,00 MENORES AGUA 176,24 MENORES GAS 60,37 0,00

VIENTO 6,46 0,00

Total 5.658,71 13.423,79 1.025,15

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5.658.711,70

Emisiones Generadas

[Ton. CO2/mes] 1.025,15

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 marzo de 2015 fue 0,18 Ton CO2/MWh. Al

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

incremento de 0.026Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el incremento 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 carbón es mayor respecto a la generación térmica a gas, 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 marzo 2015 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 marzo de 2015 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 marzo 2014 – marzo 2015 (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

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

mar.-1

4

abr.-1

4

may.

-14

jun.-

14

jul.-1

4

ago.-14

sep.-

14

oct

.-14

nov.

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Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual


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

sistema.

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

En marzo se manifiesta la transición entre la primera temporada seca del año y

el inicio de la primera temporada húmeda, por esta razón generalmente se presenta

aumento en las precipitaciones y posterior cambio en la tendencia de los aportes

hídricos, y por tanto, en el volumen de agua almacenado en los embalses. En este mes

los mayores volúmenes de precipitación se presentaron en las regiones Pacífica

y Amazónica, especialmente en sectores de Amazonas, Guainía, Vaupés, Nariño,

Cauca y en el Chocó. El volumen agregado de los embalses asociados al SIN

disminuyó cerca del 10%, respecto a febrero de 2015, sin embargo, comparado con el

año anterior, se incrementó el volumen total, ello por la entrada del embalse Topocoro,

asociado a la central Sogamoso.

3.1 Volumen de embalses:

Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 55,87% del volumen útil diario,

y finalizaron en 45,11%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones,

características de la temporada seca que tradicionalmente finaliza este mes.

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

15. El valor del volumen total almacenado disminuyó respecto al mes anterior. De

acuerdo al indicador ONI, en este mes se completa 5 meses consecutivos con la media

móvil de alteración positiva, en la temperatura superficial del mar, por encima de 0,5°C,

por lo cual se puede considerar ocurrencia del fenómeno “El Niño” con magnitud débil,

el cual se mantendrá hasta el segundo trimestre de 2015, de acuerdo a las previsiones

de la NOAA.

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

de marzo (2014 y 2015). Con excepción de Betania y El Peñol, la mayoría de los

embalses presentan niveles inferiores o muy similares, respecto al 2014. Se destaca,

por su nivel bajo respecto al año anterior, Miel, con el 20% menos.

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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 la generación de electricidad, descrito

en la Gráfica 16, la tendencia en marzo se mantiene hacia valores inferiores a los

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

del SIN a 31 de marzo de 2015, disminuyeron en 1.742,3 GWh, ello respecto a febrero,

representando una disminución del 19%.

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

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 31/03/2015 31/03/2014

AGREGADO EEB 51,77% 52,41%

BETANIA 89,02% 83,63%

CALIMA 70,46% 83,30%

EL GUAVIO 25,37% 28,56%

EL PEÑOL 63,76% 55,78%

ESMERALDA 33,05% 32,89%

MIEL 48,08% 68,15%

MIRAFLORES 50,15% 49,53%

RIOGRANDE I I 48,02% 52,58%

SAN LORENZO 30,53% 58,09%

URRA 49,38% 41,34%

TOPOCORO 38,67% NA



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; se destacan el Peñol, y Betania, que incrementaron su volumen

útil respecto al año anterior, y teniendo en cuenta su ponderación dentro del volumen

útil total del SIN, favorecen el mantenimiento de niveles normales para esta época del

año.

Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses



Con el fin de realizar seguimiento al nivel de los embalses, la UPME ha

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

a través de la página web1.

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

TOPOCORO RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES

CALIMA MIEL URRA BETANIA

OTROS EMBALSES

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO

ESMERALDA TOPOCORO RIOGRANDE II

SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA


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

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Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 31/03/2015 31/03/2014

AGREGADO EEB

51,77% 52,41%

BETANIA 82,26% 73,55%

CALIMA 63,45% 79,34%

EL GUAVIO 23,57% 26,84%

EL PEÑOL 61,72% 52,76%

ESMERALDA 30,52% 30,36%

MIEL 42,17% 64,52%

MIRAFLORES 47,66% 46,89%

RIOGRANDE I I 30,24% 36,20%

SAN LORENZO 21,63% 52,72%

URRA 35,56% 30,39%

TOPOCORO 25,63% NA



3.2 Aportes hídricos:

Los aportes hídricos durante marzo estuvieron por debajo de la media histórica

mensual, finalizando con un promedio acumulado de 86,44%. A pesar de estas

condiciones, vale la pena mencionar que la media histórica, especialmente para el mes

de marzo, se vio fuertemente influenciada por los valores extremos presentados en

2011 y 2012 (altos), provocados por la presencia del fenómeno de La Niña.

En el boletín 242 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, ratificando la

consolidación de El Niño con magnitud débil, lo cual puede incidir en menores aportes,

comparados con la media histórica de los dos primeros trimestres de 2015.

En la Gráfica 17 se observa que los aportes estuvieron por debajo de la media

durante todo el mes, lo que ocasionó que se finalizara con valores deficitarios.

Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía



El mismo boletín del IDEAM manifiesta que en marzo los mayores volúmenes

de precipitación se presentaron en las regiones Pacífica y Amazónica, especialmente

en sectores de Amazonas, Guainía, Vaupés, Nariño, Cauca y en el Chocó. En estos

lugares se registraron lluvias en promedio, de 20 mm/día, con anomalías positivas

desde 5 mm/día hasta 10 mm/día. De forma similar, en gran parte del centro y sur de

la región Andina los volúmenes de lluvia fueron entre ligera a moderadamente por

encima de lo normal, y en las regiones Caribe y Orinoquía se registraron

precipitaciones entre ligeramente y muy por debajo de lo normal, siendo los más

acentuados en áreas de Córdoba y en la Sierra nevada de Santa Marta.

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 (Abril)

Dentro de las condiciones de la primera temporada húmeda del año, para este

mes se prevé aportes de precipitación normales para todas las regiones del país.

Pronóstico Mediano Plazo (Mayo - Junio)

Para los siguientes meses, se prevén volúmenes de precipitación cercanos a los

valores entre normales y ligeramente inferiores respecto a la media histórica para todo

el territorio, con excepción de la Amazonía, en la que se prevé valores entre normales

y ligeramente superiores a los históricos.

Pronóstico Largo Plazo (Julio – Agosto - Septiembre)

El IDEAM indica que continuarán las condiciones actuales, se prevé un

comportamiento de las precipitaciones en el promedio climatológico, para el período en

cuestión. Sin embargo, es indispensable vigilar las condiciones océano- atmosféricas

en las cuencas de los océanos Pacífico Tropical y Atlántico occidental, que de

presentar un comportamiento distante del promedio, afectaría el volumen de lluvias en

el territorio nacional.

Asimismo, se debe tener en cuenta que a partir del mes de junio se inicia la

temporada de Huracanes en el Caribe, por lo que se deben tomar las medidas

especiales de prevención, y estar atentos a los comunicados que oportunamente emita

el IDEAM, en caso de que se presente un fenómeno de estas características.

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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 marzo de 2015. 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 [GWh - Mes]

Exportaciones 127,70

Colombia - Ecuador Importaciones 0,02

Neto 127,68

Exportaciones 0,02

Colombia - Venezuela Importaciones 0,00

Neto 0,02



4.1 Ecuador:

Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de marzo de 2015 las

exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por encima del promedio

mensual registrado durante el último año, es decir superior a 66,32 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:

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

mantuvo en valores similares durante los últimos 10 meses, ubicándose en tan solo

0,02 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, lo anterior para los últimos 2 años.

En el mes de marzo de 2015, el precio promedio de contratos y en general el

precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, con un valor de 138,04 COP/kWh.

Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para marzo una desviación estándar de

0,47 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez se

incrementó hasta un valor de 321,96 COP/kWh, siendo así el segundo menor registro

para esta variable en los últimos dos años.

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Exportaciones Importaciones





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

cual registró durante marzo de 2015 un valor de 205,50 COP/kWh, el cual equivale a

un incremento de 39,26%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró

un mínimo de 157,85 COP/kWh y un máximo de 242,52 COP/kWh. Finalmente, se

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

para marzo fue 20,69 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 142,7 COP/kWh y

117,09COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores

promedios registrados durante marzo de 2015 presentan un incremento de 5,54% y

6,96% 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 de 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

noviembre, en donde alcanzó el máximo registro del año 2014. 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.

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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario





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6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.

A continuación se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio

de demanda de energía eléctrica, revisión marzo de 2015, 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 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



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, asumiendo que las mismas no se pueden ceder. 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 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 Marzo 2015

Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME


Los demás escenarios utilizan la misma base del primero, 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.

Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de El Quimbo vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



Escenario

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Escenario

1

Escenario

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Escenario

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Escenario

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Escenario

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Escenario

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Escenario

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Escenario

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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

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 jun-15 jun-15 jun-15 jun-15 dic-15 jun-15 jun-15 jun-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 jul-16 jul-16 dic-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 jul-16 dic-16

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

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Base El Quimbo Tasajero IIGecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras RestrepoCucuana Ituango Gecelca 3.2Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. AltaProy. Dem. Baja

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En

erg

ía [

GW

h]

Base El Quimbo Tasajero II

Gecelca 3.0 San Miguel Carlos Lleras Restrepo

Cucuana Ituango Gecelca 3.2

Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta

Proy. Dem. Baja





PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

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 Marzo 2015



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 Marzo 2015



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.

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

demanda Marzo 2015



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.

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

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GW

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Proy. Dem. Baja





PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

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

demanda Marzo 2015



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 Marzo 2015



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.

Gráfica 30: Escenario 7 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Carlos Lleras Restrepo vs

Proyecciones de demanda Marzo 2015



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

de las demás alternativas de atraso.

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Proy. Dem. Baja





PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

Gráfica 31: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Marzo 2015



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 (revisión

marzo de 2015).

Para el escenario base se compromete la atención de la demanda en septiembre

de 2023 y febrero de 2024, bajo un escenario de demanda alto.

Si bien para los escenarios 1, 2, 4, 5, y 7, atrasos independientes de los

proyectos El Quimbo, Gecelca 3.2, Cucuana, San Miguel y Carlos Lleras, se ve que la

ENFICC y la OEF son inferiores al escenario de proyección de la demanda, escenario

alto, ello a partir de septiembre de 2023 y febrero 2024, esto no es atribuible a dichos

atrasos. Es decir, el comportamiento de dichos escenarios es igual al del caso base,

en el momento donde se evidencia el déficit.

Para el escenario 3, atraso de la entrada del proyecto Ituango, se compromete

la atención de la demanda para agosto y septiembre de 2022, septiembre de 2023 y

febrero de 2024, bajo un escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda

medio, la proyección de demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para

septiembre de 2022.

Para el escenario 6, no entrada del proyecto Termonorte, se compromete la

atención de la demanda para septiembre de 2021, septiembre de 2023, y febrero y julio

de 2024, bajo un escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda medio, la

proyección de demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para febrero de 2024.

Para el escenario 8 se compromete la atención de la demanda para septiembre

de 2021, septiembre de 2022, septiembre de 2023, y febrero y julio de 2024, bajo un

escenario de demanda alto. Bajo un escenario de demanda medio, la proyección de

demanda supera las OEF y la ENFICC agregada para febrero de 2024.

REFERENCIAS

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

Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Marzo de 2015.

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: Marzo de 2015.

XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Marzo de 2015.

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http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895

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

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

Página INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y …

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