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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
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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 datos: Sistema de información de XM
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 3: CI en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca, Tolima y Meta [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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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 [%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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-%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
/03
/20
18
30
/04
/20
18
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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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
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.-1
7
sep
.-1
7
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.-1
7
no
v.-1
7
dic
.-1
7
ene.
-18
feb
.-1
8
mar
.-1
8
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-18
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.-1
8
jun
.-1
8
jul.-
18
ago
.-1
8
Fact
or
de
emis
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[To
n. C
O2
/MW
h]
Emis
ion
es [
Ton
. CO
2]
Emisiones Factor de Emisión (FE)
0
5
10
15
20
25
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35
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45
Gen
erac
ión
Fu
era
de
Mér
ito
[G
Wh
/día
]
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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
Fuente de gráfica: 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)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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.
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
Ene
rgía
Alm
ace
nad
a [G
Wh
]
PEÑOL 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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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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
Vo
lum
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erg
ía [
GW
h]
PENOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA TOPOCORO RIOGRANDE2
SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI
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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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
500.0
Ap
ort
es
[GW
h]
Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]
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Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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.
99
8.1
9
82
4.4
0
32
7.1
2
12
2.9
1
3.2
27
.74
5.6
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.11
2.0
36
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5
12
7.3
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.49
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96
.13
47
.91
10
.34
40
.22
4.8
4
27
.02
12
7.0
7
8.6
33
.23
50
.77
4.8
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.77
29
.04
53
.23
79
.69
12
1.8
1
17
4.3
2
-66
.43
3.9
1
-63
.63
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7
-40
.32
2.0
9
-15
.96
9.0
6
-23
.62
4.8
4
-6.2
94
.78
-2.5
52
.37
-2.3
35
.13
-92
9.8
9
-25
4.3
2
-52
4.9
5
-33
.17
1.9
3
-21
.02
6.0
9
-4.4
69
.13
-16
9.2
6
-31
.56
-18
6.5
0
-24
3.7
0
-1.1
40
.99
-10
.26
1.3
4
-6.6
80
.81
-85
.70
8.9
3
-18
.90
7.3
1
-82
4.5
9
-1.7
60
.44
-3.3
03
.08
-150.000
-100.000
-50.000
0
50.000
100.000
150.000
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MW
h/m
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Exp-ECU Imp-ECU
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3
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53
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.29
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.10
31
.56
34
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24
.99
6.6
9
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18
.96
22
.02
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1
2.8
8
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0
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39
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.18
1.6
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6
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40.0
90.0
140.0
190.0
240.0
290.0
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-16
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.-1
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.-1
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.-1
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.-1
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18
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.-1
8
INTE
RC
AM
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EN
ERG
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MW
H/M
ES]
Exp-VEN Imp-VEN
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Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
.
0
100
200
300
400
500
600
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8
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8
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.-1
8
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8
Pre
cio
s [C
OP/
kWh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato
0
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800
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-16
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.-1
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.-1
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.-1
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.-1
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no
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.-1
7
en
e.-
18
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.-1
8
mar
.-1
8
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-18
may
.-1
8
jun
.-1
8
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-18
ago
.-1
8
Pre
cio
s [C
OP/
kWh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Vo
lum
en Ú
til [%
]
Pre
cio
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ols
a [
CO
P/k
wh
]
Precio Bolsa Diario Volumen Útil Diario
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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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www.upme.gov.co
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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
Fuente de gráfica: 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.
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.
Gráfica 24 Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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.
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
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8
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9
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0
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0
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0
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2
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oct.-2
5
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5
Energ
ía [G
Wh]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
dic
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7
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9
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oct.-1
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5
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Energ
ía [G
Wh]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
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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
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Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
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
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de abril de 2018.
Gráfica 26 Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril de 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
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En
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ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
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23
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ía [G
Wh]
Base Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
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