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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – ABRIL DE 2014 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
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INTRODUCCIÓN:
El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento
de algunas de las 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
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.
1. CAPACIDAD INSTALADA
Al finalizar el mes de abril el parque generador colombiano contaba con una
capacidad total instalada de 14,635.5 MW. La información de la contribución por tipo
de tecnología/recurso utilizado en la generación se presenta en la Tabla 1.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Tecnología Potencia [MW]
Hidráulica 9,909.9
Térmica Gas 3,924.8
Térmica Carbón 701.0
Biomasa 67.8
Otras 32.0
Total 14,635.5
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
La participación de cada tipo de tecnología/recurso en la capacidad instalada
del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ilustra en la Gráfica 1. De manera
general se observa que las centrales hidroeléctricas tienen una participación
mayoritaria con el 67.7% sobre el total. En segundo lugar se ubican las centrales
térmicas (gas y carbón), las cuales alcanzan de manera agregada 31.6%. Esta
distribución se mantiene sin mayores variaciones, debido a que en el sistema no han
entrado ni salido de operación, centrales de generación de gran capacidad instalada.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
Al revisar la capacidad instalada en los departamentos que hacen parte del
Sistema Interconectado Nacional - SIN, se encuentra que las regiones de Antioquia y
Chocó presentan la mayor concentración de potencia del país, con 4,257.2 MW (ver
Grafica 2). En contraste se observa que la región comprendida por los departamentos
de Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander, cuenta con 2,051.8 MW (ver
Grafica 4), lo cual la ubica como la región con menor capacidad instalada.
Tabla 2: Capacidad instalada en cada región por tipo de recurso [MW]
HIDRAULICA GAS CARBON BIOMASA EOLICA FUEL OIL
Antioquia 3,792.2 460.0 0.0 5.0 0.0 0.0
Chocó 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Atlántico 0.0 1,528.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Bolívar 0.0 591.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Cesar 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Córdoba 338.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
La Guajira 0.0 302.0 0.0 0.0 18.0 0.0
Magdalena 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Sucre 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Boyacá 1,000.0 0.0 321.0 0.0 0.0 0.0
Casanare 0.0 109.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Santander 21.0 445.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Norte de Santander 0.0 0.0 155.0 0.0 0.0 0.0
Bogotá D.C. 4.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Cundinamarca 2,476.0 0.0 225.0 0.0 0.0 0.0
Guaviare 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Meta 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Caldas 585.0 51.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Caquetá 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Cauca 321.5 0.0 0.0 15.0 0.0 14.0
Huila 547.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Nariño 24.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Putumayo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Quindío 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Risaralda 8.0 0.0 0.0 6.0 0.0 0.0
Tolima 160.9 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Valle del cauca 626.8 434.0 0.0 41.8 0.0 0.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
67.7%
26.8%
4.8%0.5% 0.2%
Hidráulica
Térmica Gas
Térmica Carbón
Biomasa
Otras
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En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo es la
capacidad instalada en cada grupo de departamentos por tipo de recurso utilizado
para la generación.
Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 3: Capacidad instalada en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Norte de Santander y Santander [MW]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Cundinamarca, Guaviare 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
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 de cada uno de ellos.
Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [MW],[%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Allí se observa, sin variaciones, que Empresas Públicas de Medellín – E.P.M.
tiene la mayor participación en el mercado con 3,259.5 MW, es decir cerca del 22%,
seguida por Emgesa con 2,977.1 MW e Isagen con 2,181.9 MW. Otros actores
importantes en el SIN son, Gecelca, AES Chivor, EPSA y Celsia.
3,259.5, 22%
2,977.1, 20%
2,181.9, 15%
1,207.0, 8%
1,000.0, 7%
997.1, 7%
809.8, 6%
2,203.2, 15%EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLINE.S.P.
EMGESA S.A. E.S.P.
ISAGEN S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORADE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICOS.A. E.S.P.
CELSIA S.A E.S.P.
OTROS AGENTES
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Tabla 3: Capacidad instalada por Agente
Agente Capacidad
instalada [MW]
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 3,259.5
EMGESA S.A. E.S.P. 2,977.1
ISAGEN S.A. E.S.P. 2,181.9
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
1,207.0
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,000.0
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 997.1
CELSIA S.A E.S.P. 809.8
OTROS AGENTES 2,203.2
Total 14,635.5
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) recibió 5,209.1 GWh durante el mes
de abril (ver Tabla 4). Esto representa una disminución de 3.2% respecto al mes
inmediatamente anterior.
Como se puede observar, el mayor aporte en la generación del mes de abril
estuvo dado por las centrales hidráulicas con cerca del 62% del total de la electricidad
generada, es decir 3,228.2 GWh, sin embargo, la generación con este tipo de
centrales se redujo en 14.3% respecto al mes de marzo, este comportamiento puede
estar asociado a la incertidumbre climática.
De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas (gas, carbón y
líquidos) generaron de manera agregada 1,690.5 GWh, lo que equivale a una
participación de 32.4%. Esto representa un incremento en la participación cercano al
34.0% respecto al mes anterior. Asimismo en la tabla se presenta la generación de
electricidad de las centrales menores y los cogeneradores. En estos casos, se
observa una reducción en la electricidad entregada de 7.9% y de 8.0%
respectivamente.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
Tecnología Generación [GWh] Participación (%)
Hidráulica 3,228.2 61.97%
Térmica Gas 1,092.2 20.97%
Térmica Carbón 574.4 11.03%
Menores 257.6 4.95%
Cogeneradores 32.9 0.63%
Térmica Líquidos 23.9 0.46%
Total 5,209.1 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Por otro lado, en la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo
de central. En la gráfica se observa que la generación agregada del mes de abril se
ubica cerca del promedio de los últimos 12 meses.
De manera general se observa que la generación de las centrales hidráulicas
fue la menor del último año, mientras que la generación térmica agregada alcanzo el
mayor valor en el mismo intervalo de tiempo, en particular la generación térmica a
gas.
Gráfica 8: Histórico mensual de generación por tecnología
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
abril, se puede observar en la Grafica 9, que E.P.M. y Emgesa tuvieron una
contribución similar cercana al 20.0% para cada uno.
Asimismo se observa una participación importante de Isagen y Gecelca con
valores cercanos a 16.0% y 13.0%, respectivamente. El resto de la generación fue
aportada por 35 agentes más, que le entregaron al SIN cerca del 30.0% de la
electricidad demandada.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
abr.
-13
ma
y.-
13
jun.-
13
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct
.-1
3
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
feb.-
14
ma
r.-1
4
abr.
-14
En
erg
ía [
GW
h]
HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON
MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS
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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
Agente Energía
Generada [GWh]
EMGESA S.A. E.S.P. 1,093.7
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. 1,024.6
ISAGEN S.A. E.S.P. 841.8
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
682.1
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 360.0
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 253.0
CELSIA S.A E.S.P. 219.2
OTROS AGENTES 734.7
Total 5,209.1
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.2 Participación Térmica:
La Gráfica 10 presenta la participación histórica de las centrales de generación
térmicas de los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de los aportes de la
generación térmica al SIN, ya que en ocasiones presenta picos que superan el 40.0%
del total de la generación diaria.
La generación de electricidad a partir de combustibles fósiles, tuvo una
participación promedio de 32.6% durante el mes de abril, lo que representa un
incremento en 34.5% en comparación al mes inmediatamente anterior. Asimismo, la
participación térmica en este periodo alcanzó el máximo de los últimos 12 meses con
un pico de 40.1%.
Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a
gas generaron 36.4 GWh–día, mientras que las plantas a carbón aportaron en
promedio 19.1 GWh–día.
Gráfica 10: Histórico de participación térmica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
De acuerdo a los registros del mes de abril, las centrales térmicas a gas
aportaron el 64.6% del total de la generación térmica, mientras que la las centrales a
carbón entregaron el 33.9%. El resto de la generación térmica fue aportado por
centrales operadas con Fueloil y Gas Natural. Esta participación no tiene mayor
variación respecto a la registrada en el mes inmediatamente anterior.
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de abril.
1,093.7, 21%
1,024.6, 20%
841.8, 16%
682.1, 13%
360.0, 7%
253.0, 5%
219.2, 4%
734.7, 14% EMGESA S.A. E.S.P.
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLINE.S.P.
ISAGEN S.A. E.S.P.
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DEENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICOS.A. E.S.P.
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.
CELSIA S.A E.S.P.
OTROS AGENTES0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
ma
y.-
12
jun
.-1
2
jul.-1
2
ago
.-1
2
sep
.-12
oct.
-12
nov.-
12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-
13
jun
.-1
3
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
feb.-
14
ma
r.-1
4
abr.
-14
En
erg
ía [
GW
h]
Generacion con gas Generacion con carbonGeneracion con fueloil y ACPM Otra generacionGeneracion Termica SIN (%)
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Durante el este periodo se necesitó un total de 14,936.4 GBTU, lo que
representa un aumento en el consumo de 26.7% en comparación al mes de marzo
El consumo de gas natural durante este periodo alcanzó 9,105.0 GBTU, siendo
este el mayor consumo de este energético para la generación de electricidad de los
últimos 2 años.
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad. En el caso del carbón se observa un incremento en su demanda
cercano a 1,500 GBTU.
Finalmente para el caso de los combustibles líquidos, ACPM (FO2) y
combustóleo (FO6), se encontraron incremento en los consumos de 83.4 GTBU y
144.1 GBTU, respectivamente.
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
Combustible Consumo [GBTU] Participación [%]
Gas Natural 9,105.0 61.0%
Carbón 5,538.3 37.1%
ACPM (FO2) 113.1 0.8%
Combustóleo (FO6) 180.1 1.2%
Total 14,936.4 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
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 abril. De la
misma forma se puede observar en la gráfica, que el mayor consumo de
combustibles registrado ocurre en el mes de abril, en especial el de carbón.
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. Adicionalmente, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo
denominado 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 abril. Durante este mes, el parque generador colombiano
emitió más de 1,100,000 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas Natural,
Carbón y Combustibles líquidos, siendo así abril el mes con mayor cantidad de
emisiones del último año. Las centrales que utilizan Gas Natural y Carbón para su
proceso generaron volúmenes de CO2 similares con una participación cercana al 50%
en los dos casos.
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en el mes de abril fue de 0.215 Ton CO2/MWh. Al comparar
este valor con el del mes inmediatamente anterior, se encuentra un incremento de
33.5%, el cual se explica a través de la reducción de la participación de la generación
hidráulica y el incremento en la participación de la generación térmica, en especial las
centrales operadas con carbón.
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Tipo de planta Energía Neta
Generada. [MWh]
Consumo de
Combustible [MMBTU]
Emisiones
[Ton. CO2/mes]
Gas Natural 1,092,200 9,105,000 529,318
Carbón 574,400 5,583,300 586,296
Combustóleo (FO6)
23,900
180,100
24,244
ACPM (FO2) 113,100
Agua 3,228,200 - 0
Otras 290,500 - 0
Total 5,209,200 14,936,500 1,121,857
Energía Neta Generada [MWh/mes] 5,209,200
Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 1,121,857
Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 0.215
Fuente de datos: XM y FECOC UPME
Fuente de tabla: UPME
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 que el de la generación térmica a gas, indicando que esta
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
nov.-
12
dic
.-12
ene
.-1
3
feb.-
13
ma
r.-1
3
abr.
-13
ma
y.-
13
jun
.-1
3
jul.-1
3
ago
.-1
3
sep
.-13
oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene
.-1
4
feb.-
14
ma
r.-1
4
abr.
-14
En
erg
ía [
GB
TU
]
Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)
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tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono
(CO2).
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.
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la gráfica se observa que en el mes de abril, tanto el F.E. y las emisiones
alcanzaron los máximos valores registrados durante los últimos 12 meses. Como se
explicó anteriormente, la participación de la generación con centrales hidroeléctricas
se redujo, mientras que la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles
se incrementó, razón por la cual se registró este comportamiento en estas variables
Al comparar el Factor de Emisión del mes de abril con el Factor de Emisión
Interanual se encuentra qué valor del mes se ubicó por encima de la línea del último
año. Esto refleja el comportamiento del mercado, el cual despachó en mayor cantidad
centrales térmicas en vez de centrales hidráulicas, ya que la oferta realizada por los
agentes generadores puede estar influenciada por la incertidumbre de la
disponibilidad del recurso hídrico.
2.4 Generación fuera de mérito:
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo abril 2013 - abril 2014 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada
principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema
Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea
por indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos.
Es importante mencionar que muchas de estas situaciones se van mitigando
con la puesta en servicio de los proyectos de expansión en redes de transmisión. Por
ejemplo, con la entrada del futuro corredor Ituango – Porce III – Sogamoso 500 kV
(2018), la generación de seguridad actualmente programada por la indisponibilidad de
la línea Porce III – Cerromatoso 500 kV ya no sería necesaria.
En el caso de las indisponibilidades Primavera – Cerromatoso 500 kV y buena
parte de la red a 500 kV, la entrada de los refuerzos al área Oriental, Caribe y
Suroccidental, 2017, 2018 y 2018, respectivamente, reducen drásticamente la
generación 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 merito
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN y las
obras de expansión que fueron definidas por la UPME en sus Planes de Expansión.
0.080
0.120
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Facto
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Em
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To
n. C
O2]
Emisiones Factor de Emisión (FE) FE - Interanual
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abr.
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3
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-14
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-14
En
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GW
h]
Atentado Ocaña-Copey Atentado Cerro - Porce
Mantenimiento Barra 2 San Carlos Mantenimiento Bolivar - Ternera
Multiples Mantenimientos Mantenimientos en el STN en la región Caribe y área Suroccidental
Mantenimientos Barranquilla - Sabanalarga Atentado Porce III - Cerro
Pruebas de varias centrales Corte copado subarea Atlántico
Mantenimiento Malambo - Baranoa Cortes copados
Generación fuera de merito
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Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN junto con la expansión definida por la UPME en sus Planes de Expansión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
3. VARIABLES HÍDRICAS
En abril el comportamiento de las variables hídricas se caracterizó por aportes
deficitarios durante la mayoría del mes, y niveles de embalse decrecientes
especialmente al finalizar el periodo. Durante la última semana del mes de abril los
aportes hídricos disminuyeron drásticamente por la poca precipitación que se
presentó en el territorio nacional, provocando junto con el aumento de la demanda,
que la tasa de disminución en el nivel de los embalses aumentara en estos últimos
días.
3.1 Volumen de embalses:
Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 47.6% del volumen útil diario y
finalizaron en 45.0%, con una disminución cercana al 3.0%.
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Para los principales embalses del SIN, como se describe en la Gráfica 15, el
valor del volumen total almacenado disminuyó notablemente respecto al mes anterior,
como se mencionó anteriormente, a pesar que la participación de la generación
hidroeléctrica fue menor.
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los
meses de abril de 2013 y 2014. El nivel de embalse presentado es notablemente
superior al registrado en el mismo mes de 2013, con excepción del Agregado EEB,
que redujo su nivel cerca de 15%, y Urrá, que disminuyó alrededor del 10%.
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse 30/04/2014 30/04/2013
AGREGADO EEB 49.91% 65.09%
BETANIA 79.64% 79.15%
CALIMA 70.83% 45.38%
EL GUAVIO 25.65% 23.46%
EL PEÑOL 56.34% 38.32%
ESMERALDA 24.65% 16.11%
MIEL 57.46% 33.74%
MIRAFLORES 41.19% 13.14%
RIOGRANDE II 49.20% 38.67%
SAN LORENZO 55.37% 24.08%
URRA 35.58% 45.26%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En cuanto al volumen disponible para generación de electricidad, descrito en la
Gráfica 16, se presenta la misma tendencia decreciente respecto a marzo, reflejando
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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA
RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA
MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES
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que la energía real estimada que se puede generar con los parámetros técnicos de
los embalses, disminuyó en este mes.
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Asimismo, comparando el volumen útil almacenado en los embalses, Tabla 9,
se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total.
La UPME realiza seguimiento al nivel de embalses 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 30/04/2014 30/04/2013
AGREGADO EEB 49.91% 65.09%
BETANIA 67.10% 66.31%
CALIMA 63.91% 32.43%
EL GUAVIO 23.86% 21.61%
EL PEÑOL 53.36% 34.12%
ESMERALDA 21.81% 12.95%
MIEL 52.62% 26.20%
MIRAFLORES 38.11% 8.59%
RIOGRANDE II 31.65% 17.49%
SAN LORENZO 49.65% 14.36%
URRA 19.79% 31.83%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos durante abril estuvieron por debajo de la media histórica
mensual, finalizando en niveles de 79%, lo que acentúa las condiciones deficitarias
que vienen desde el mes anterior.
En el boletín 231 publicado por el IDEAM en mayo de 20142, se estima que
está aumentando la probabilidad de que predominen las condiciones cálidas en la
cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, y que con
probabilidades superiores al 70%, persistan para el segundo semestre, lo cual puede
incidir en menores aportes, comparados con la media histórica de este periodo.
2 http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/informe-de-prediccion-climatica-y-alertas_895
En la Gráfica 17 se observa que los aportes hídricos importantes se
presentaron en los últimos días del mes, lo que contribuyó a mitigar el déficit respecto
a lo que normalmente ocurre en abril, pues es uno de los meses con mayor volumen
de precipitación, y por lo tanto, en el que se espera mayores aportes hídricos.
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
El mismo boletín el IDEAM manifiesta que en Abril, las precipitaciones de
mayor volumen se presentaron en las regiones Pacífica, Orinoquia y Amazonia. Las
mayores anomalías de precipitaciones (positivas) se presentaron en los
departamentos de Meta, Casanare, Arauca, Amazonas, Putumayo, Tolima, Antioquia
y Bolívar; las anomalías negativas (moderadamente por debajo de lo normal) se
presentaron en el Archipiélago de San Andrés y Providencia, La Guajira, Sucre,
Chocó, Huila, Cauca y Nariño.
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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA
RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA
MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES
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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos
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Las predicciones para los próximos meses indican descenso notorio en las
precipitaciones de la Región Andina, mientras que en las regiones Orinoquía, Caribe
y Pacífica se espera aumento en las lluvias. No obstante, la mayoría de embalses del
SIN se encuentran en la región Andina, por lo que se espera que los aportes hídricos
también disminuyan.
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 abril. Allí
se puede observar que en el mes de abril se mantuvieron exportaciones hacia los dos
países, sin embargo la mayoría de los intercambios de electricidad fueron hacia
Ecuador con más del 60.0%. De la misma forma se observa que no hubo
importaciones representativas desde ninguno de los dos países durante este periodo.
Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [GWh - Mes]
Exportaciones 28.3
Colombia - Ecuador Importaciones 0.2
Neto 28.1
Exportaciones 15.5
Colombia - Venezuela Importaciones 0.0
Neto 15.5
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
4.1 Ecuador:
En el registro histórico se encuentra que los intercambios con Ecuador han
alcanzado picos de exportación que superan los 180 GWh–mes.
En el mes de abril los intercambios de electricidad con Ecuador se redujeron
en más del 50%, alcanzando un flujo neto de 28.1 GWh. Este valor se ubica por
debajo del promedio de los últimos 2 años. Una vez más el intercambio eléctrico fue
en su gran mayoría exportaciones (ver Gráfica 18).
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4.2 Venezuela:
En relación con los intercambios con Venezuela, se presentó un incremento en
las exportaciones respecto al mes de marzo (82.6%), sin embargo, la cantidad de
energía exportada en este periodo de tiempo fue inferior al promedio registrado de los
últimos 2 años. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver
Gráfica 19).
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 de los últimos 2 años.
Durante el periodo correspondiente al mes de abril, el precio promedio de
contratos tuvo un leve incremento en comparación con el mes inmediatamente
anterior. Esto se refleja en el promedio mensual, el cual paso de 129.96 COP/kWh a
135.75 COP/kWh. Asimismo se observa que en este periodo, los valores del precio
promedio de bolsa fueron superiores al precio promedio de contratos.
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Exportaciones Importaciones
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Como se puede observar en la Gráfica 20, el precio de escasez tuvo un leve
incremento, el cual corresponde a 0.82 COP/kWh respecto al mes anterior,
ubicándose en 478.37 COP/kWh.
Finalmente, la gran variación en la tendencia, se observa en el precio de bolsa
promedio, el cual paso de 151.69 COP/kWh a 478.09 COP/kWh, rozando así el
precio de escasez correspondiente al mes de abril. Este valor corresponde al mayor
registro del precio en bolsa de los últimos 2 años.
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
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 137.8 COP/kWh
y 102.7 COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Sin embargo, en
el caso de los contratos no regulados, se encuentra que hubo un incremento de 9.6%
respecto al mes de marzo.
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
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
En la gráfica se encuentra que desde mediados de diciembre se ha presentado
un descenso en el volumen útil diario de los embalses. Asimismo, en el mes de abril
se observa un incremento considerable del precio de bolsa, coincidiendo con la baja
disponibilidad del recurso hídrico, así como 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 marzo de 2014, y la Energía Firme de las
plantas existentes - ENFICC, incluyendo las obligaciones de las centrales nuevas
resultado de las subastas del cargo por confiabilidad.
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Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos
Promedio Contratos Usuarios Regulados Promedio Contratos Usuarios No Regulados
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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario
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Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol 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.
Asimismo, se realizó este ejercicio para seis (6) escenarios diferentes, los
cuales contemplan 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.
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
Escenario base Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 5 Escenario 6
Enficc Verificada
Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada Considerada
Gecelca 3 oct-14 dic-14 oct-14 oct-14 oct-14 oct-14 dic-14
Cucuana dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14
Sogamoso dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14 dic-14
Quimbo abr-15 abr-15 dic-15 abr-15 abr-15 abr-15 dic-15
Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 dic-17 - -
Ituango dic-18 dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19
Porvenir II dic-18 dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-18 dic-19
Fuente de datos: Informes de auditoría e Informe de avances de proyectos
Fuente de tabla: UPME
El primer escenario o escenario base (ver Gráfica 23) considera las fechas de
entrada en operación de los proyectos, según la Obligación de Energía Firme.
Gráfica 23: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Los demás escenarios utilizan la misma base del primero con algunas
modificaciones. En la Gráfica 24 se presenta el segundo escenario, el cual considera
un atraso de la entrada en operación de la central Gecelca 3.
Gráfica 24: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Gecelca 3) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
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En la Gráfica 25 se presenta el tercer escenario, el cual toma como referencia
el escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico
El Quimbo.
Gráfica 25: ENFICC verificada y OEF (Atraso de El Quimbo) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 26 se presenta un cuarto escenario, 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 Porvenir II.
Gráfica 26: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Porvenir II) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
El quinto escenario considera el primer escenario y un atraso en la entrada en
operación del proyecto hidroeléctrico Ituango (ver Gráfica 27).
Gráfica 27: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Ituango) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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En la Gráfica 28 se presenta el sexto escenario que considera el escenario
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 28: ENFICC verificada y OEF (Sin Termonorte) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Finalmente, se presenta un escenario que contempla la combinación de las
demás alternativas (ver Gráfica 29).
Gráfica 29: ENFICC verificada y OEF (Critico) vs Proyecciones de demanda Marzo 2014
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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. De
ellas se puede observar que en ninguna de las alternativas se compromete la
atención de la demanda, inclusive para el escenario crítico.
Al igual que en el informe de seguimiento de variables del mes de marzo del
presente año, no se observa ningún déficit en el periodo analizado. Ello se debe a la
disminución de la demanda de energía de la revisión de marzo de 2014, respecto al
ejercicio de prospectiva llevado a cabo en el mes de noviembre del año 2013
REFERENCIAS
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895>. Consultado: Mayo de 2014.
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y Academia Colombiana de Ciencias Exactas,
Físicas y Naturales (ACCEFYN), FACTORES DE EMISIÓN DE LOS COMBUSTIBLES
COLOMBIANOS. Disponible en: <http://www.siame.gov.co/>, herramienta para descargar en
http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.xls Consultado: Mayo de 2014
XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Mayo de 2014
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