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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ENERO 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,

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 enero el Sistema Interconectado Nacional registró una

disminución en su capacidad instalada de 46 MW, correspondientes al retiro de 46 MW

(Jet A1). Dado el retiro de dicha capacidad, el sistema presenta a enero de 2015 una

capacidad total de 15.508,8 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

70,41% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),

las cuales alcanzan de manera agregada el 18,42%.

Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología

Capacidad por tecnología

Tecnología Potencia

(MW) Participación (%)

Hidráulica 10.919,8 70,41%

Térmica Gas

1.684,4 10,86%

Térmica Carbón

1.172,0 7,56%

Líquidos 1.366,0 8,81%

Gas - Líquidos

276,0 1,78%

Viento 18,4 0,12%

Biomasa 72,3 0,47%

Total 15.508,8 100%

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 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 4), lo cual la ubica como la

región con menor capacidad instalada.

70,41%

10,86%

7,56%

8,81%

1,78%0,12%

0,47%

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 utilizado para la generación.

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 72,3 240,8 46,0 2.837,2

CALDAS 585,6 46,0 631,6

CAUCA 322,7 25,0 347,7

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 72,3 1.008,0 297,0 1.848,4 46,0 276,0 18,4 15.508,8


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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 22%, seguida por EMGESA con el

19,4% 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. 3.440,32

ISAGEN S.A. E.S.P. 3.000,90

EMGESA S.A. E.S.P. 3.024,09 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1.197,00

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1.017,00

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1.000,00

CELSIA S.A E.S.P. 206,80

OTROS AGENTES 2.622,74

TOTAL 15.508,85



2. GENERACIÓN

Durante el mes de enero el SIN recibió del parque generador 5.392,5 GWh, tal

como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto al mes de diciembre

en 138 GWh. En comparación con el mismo mes del año anterior, el registro se

incrementó en 1,54%.

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

centrales hidráulicas, con cerca del 68% del total de la electricidad generada, es decir,

3.664,4 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 1.684,7 GWh al SIN, lo que equivale a una

participación del 31,24%.

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

menores y los cogeneradores. En estos casos, se encuentra un decremento de 39,1

GWh para las plantas menores, y una disminución de 6,5 GWh en el caso de los

cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes diciembre.

Tabla 4: Generación mensual por tipo de central

Tecnología Generación [GWh] Participación (%)

ACPM 2,67 0,05%

AGUA 3.470,41 64,36%

COGENERACIÓN 37,82 0,70%

CARBON 520,87 9,66%

COMBUSTOLEO 1,27 0,02%

GAS 1.090,81 20,23%

JET-A1 0,19 0,00%

MEZCLA GAS - CARBÓN 0,00 0,00%

MEZCLA GAS - JET-A1 6,56 0,12%

MEZCLA GAS-FUEL OIL (ACPM O COMBUSTOLEO) 0,00 0,00%

MENORES AGUA 194,01 3,60%

MENORES GAS 62,29 1,16%

VIENTO 5,63 0,10%

Total 5392,54 100,00%



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 debajo del

promedio del año; con respecto al mes de diciembre la generación hidráulica disminuyó

294.2 GWh, Por otro lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes

de enero de 2015, está por encima del valor registrado en diciembre de 2014, en un

valor de 162,4 GWh.

3.440,3222%

3.000,9019%

3.024,0920%

1.197,008%

1.017,007%

1.000,006%

206,801% 2.622,74

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 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

enero de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que ISAGEN aporto

al sistema 22,5% del total de la energía requerida, seguida por E.P.M. con 21,7%,

EMGESA con 18,8% y GECELCA con 10,8%, 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 36 agentes, que entregaron el 26,2%

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. 1.171,76

ISAGEN S.A. E.S.P. 1.214,60

EMGESA S.A. E.S.P. 1.013,84 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 581,32

EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 235,79

AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 220,67

CELSIA S.A E.S.P. 23,02

OTROS AGENTES 931,53

Total 5.392,54



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

combustibles fósiles, aportó en promedio 54,3 GWh-día, equivalente a una

participación promedio del 31,6%. Asimismo, la participación térmica en este periodo

alcanzó un máximo de 44%, es decir 69,7 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 37,2 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 16,8

GWh–día.

0,00

1.000,00

2.000,00

3.000,00

4.000,00

5.000,00

6.000,00

HIDRÁULICA TÉRMICA GAS TÉRMICA CARBÓN MENORES COGENERADORES TÉRMICA LÍQUIDOS

1.171,7622%

1.214,6023%

1.013,8419%

581,3211%

235,794%

220,674%

23,020%

931,5317%

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 enero de 2015, las centrales térmicas a

gas aportaron 68,45% del total de la generación térmica, manteniendo una

participación superior a la del mes anterior. En relación a las centrales a carbón, estas

entregaron el 30.92%, superando el nivel de diciembre de 2014. 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 enero. En

este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 14.215,56 GBTU para

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

aproximadamente de 1.109,77 GBTU respecto al mes de diciembre. El combustible

más utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 67,17%, seguido

por el carbón el cual aporto 32,7%.

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 539,8 GBTU,

es decir, de 13,15% en comparación al mes anterior. De la misma forma se encontró

una reducción en el consumo del combustible líquido ACPM (FO2) de 55,1 GBTU y

una disminución en el consumo del combustible líquido combustóleo (FO6) de 35,3

GBTU.

Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación

Combustible Consumo (GBTU) Participación (%)

Gas Natural 9.548,56 67,17%

Carbón 4.643,80 32,67%

ACPM (FO2) 12,93 0,09%

Combustóleo (FO6) 10,28 0,07%

Total 14.215,56 100,00%



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 del 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, en especial de los

combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se incrementa en diciembre

de 2014 y enero de 2015, coincidiendo con el comportamiento del nivel de los embalses

en el mismo periodo.

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

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

ene.

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GAS CARBON ACPM JET-A1


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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 enero de 2015. Durante dicho mes, el parque generador

colombiano emitió cerca de 1.060 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 52,4% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón,

las cuales entregaron cerca del 45%. 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 2,67 12,90 1.018,98

AGUA 3.470,41

BAGAZO 37,82 23.681,49

CARBON 520,87 4.643,80 476.509,52

COMBUSTOLEO 1,27 10,30 875,56

GAS 1.090,81 9.548,60 555.104,38

JET-A1 0,20 79,83

MEZCLA GAS - JET-A1 6,60 2.408,16

MENORES AGUA 194,00

MENORES GAS 62,30 0,00

VIENTO 5,60 0,00

Total 5.392,55 14.215,60 1.059,68

Energía Neta Generada [MWh/mes]

5.392.548,78

Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]

1.059,68

Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]

0,20

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 enero de 2015 fue de 0,197 Ton CO2/MWh. Al

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

aumento de 0,017 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.

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

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

ene

.-1

5

En

erg

ía [

GB

TU

]

Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6) 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

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

ene

.-1

5

Facto

r d

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[T

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]

Em

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O2]

Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual


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Al comparar el Factor de Emisión del mes de enero de 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 enero de 2015 emitió más 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 enero 2014 – enero 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

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


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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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3. VARIABLES HÍDRICAS

En enero se acentúa la temporada seca característica del inicio de año, con el

descenso en la cantidad de las lluvias también se ven disminuidos los aportes hídricos.

En este mes 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 disminuyó respecto a diciembre de 2014. En la gráfica 15 se puede apreciar

el decremento en el volumen total de los embalses en enero de 2015. Sin embargo,

este valor no es comparable con enero de otros años ya que se incluye el incremento

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 75,39% del volumen útil diario,

y finalizaron en 65,19%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones

características de la temporada seca.

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.

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

el trimestre enero-febrero-marzo) es del orden de 50% a 60%, se esperan condiciones

normales 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 enero de 2014 y enero de 2015. Con excepción de Miel y San Lorenzo, todos los

embalses presentan niveles superiores al mismo mes de 2014. Se destaca El Peñol,

con nivel superior en 17% respecto a enero de 2014, dado su capacidad, impacta

favorablemente el volumen total almacenado.

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 enero es hacia valores inferiores a los presentados

en diciembre, Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN al final de

enero, disminuyeron en 1,642.2 GWh frente a las del mes anterior, lo que equivale a

una disminución del 13,5%.

Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse

Embalse 30/01/2015 30/01/2014

AGREGADO EEB 57,14% 58,40%

BETANIA 87,25% 84,15%

CALIMA 89,83% 81,97%

EL GUAVIO 64,56% 56,24%

EL PEÑOL 79,84% 63,00%

ESMERALDA 62,57% 73,93%

MIEL 85,02% 91,00%

MIRAFLORES 82,68% 81,85%

RIOGRANDE I I 92,76% 76,29%

SAN LORENZO 76,35% 84,47%

URRA 81,18% 76,30%

TOPOCORO 59,57% 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, Guavio y Betania, que incrementaron su volumen

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

la hidroeléctrica HIDROSOGAMOSO en diciembre de 2014. Los demás embalses

mantuvieron su volumen útil en valores similares a los de diciembre de 2014, o

disminuyeron, destacándose San Lorenzo con el descenso más significativo (cerca al

30%).

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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA

TOPOCORO RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORESCALIMA MIEL URRA 309.812,10OTROS EMBALSES


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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.

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

Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse

Embalse 30/01/2015 30/01/2014

AGREGADO EEB

57,14% 58,40%

BETANIA 79,40% 74,39%

CALIMA 87,42% 77,69%

EL GUAVIO 63,71% 55,19%

EL PEÑOL 78,46% 60,47%

ESMERALDA 61,16% 72,95%

MIEL 83,31% 89,98%

MIRAFLORES 81,78% 80,90%

RIOGRANDE I I 68,18% 68,10%

SAN LORENZO 57,09% 82,49%

URRA 76,04% 70,49%

TOPOCORO 50,97% NA



3.2 Aportes hídricos:

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

mensual, finalizando con un promedio acumulado de 78,34%. A pesar de estas

condiciones, los niveles en los embalses aumentaron en la mayor parte del territorio.

En el boletín 240 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 50% y 60%, en el trimestre (enero-

febrero - marzo), 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 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 durante las dos primeras semanas

de Enero se mantuvo una reducción importante de las lluvias favoreciendo el descenso

de los niveles en gran parte de los ríos del territorio colombiano. Estas condiciones de

niveles bajos ocasionaron restricciones al abastecimiento de agua particularmente en

pequeños ríos y quebradas que surten los acueductos municipales y veredales,

localizados en los departamentos de la región Andina, específicamente en algunos

municipios de los departamentos de Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Santander, Norte

de Santander, Antioquia y Guajira.

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

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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos


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




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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) Dentro de las condiciones de la temporada seca, para este mes se prevé aportes

de precipitación normales para todas las regiones del país.

Pronóstico Mediano Plazo (Febrero - Marzo) Para los siguientes meses, se prevén volúmenes de precipitación cercanos a

los valores medios históricos en todas las regiones del territorio nacional.

Pronóstico Largo Plazo (Marzo – Abril – Mayo) En el mismo boletín el IDEAM se indica que de acuerdo con las proyecciones

de los modelos numéricos de predicción climática del Centro Internacional de

Investigación para el Fenómeno de El Niño - CIIFEN, el océano Pacífico Tropical se

encontraría en condiciones neutrales, por lo que no se espera influencia de la

Oscilación del Sur –ENOS en los volúmenes de precipitación para el territorio nacional,

los cuales oscilarían alrededor de los valores medios históricos en el país.

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 enero 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]

Interconexiones internacionales (GWh)

Exportaciones 84,30

Colombia - Ecuador Importaciones 0,09

Neto 84,21

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 enero de 2015 las

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

mensual registrado durante 2014, es decir por encima de 68,67 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).

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Exportaciones Importaciones





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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 enero de 2015, el precio promedio de contratos y en general el

precio diario, aumentó con respecto al mes de noviembre, con un valor promedio de

135 COP/kWh, se mantiene baja volatilidad, se aprecia para diciembre una desviación

estándar de 0,9 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez

se redujo hasta un valor de 354,54 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 enero de 2015 un valor de 187,6 COP/kWh, el cual equivale a un

aumento de 7,1%, en comparación con el mes inmediatamente anterior. Esta variable

registro un mínimo de 151,5 COP/kWh y un máximo de 237,9 COP/kWh. Se presenta

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

diciembre es 23,6 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 COP/kWh y 116,08

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

registrados durante enero de 2015 presentan un incremento de 1,41% y 5%

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



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Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos

Promedio Contratos Usuarios Regulados Promedio Contratos Usuarios No Regulados





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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. 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, 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


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1

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3

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En

erg

ía [

GW

h]

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





PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

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 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



150.0

160.0

170.0

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190.0

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En

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ía [

GW

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PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

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 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



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190.0

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GW

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





PBX: (+57 1) 222 0601

FAX: (+57 1) 221 9537


www.upme.gov.co

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 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 escebario 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: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Enero 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: Enero de 2015.

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

150.0

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

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

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