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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – DICIEMBRE DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
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INTRODUCCIÓN:
El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento
de algunas variables del sistema de generación y del mercado eléctrico colombiano.
Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción general del
parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las tecnologías y la
participación de los agentes.
Asimismo se muestra la evolución de algunas variables, como el consumo de
combustibles de las plantas térmicas, la evolución de variables hídricas, la información
de los intercambios regionales de electricidad, la evolución del precio de la electricidad
y las generaciones fueras de mérito, que están asociadas a las limitaciones de la red
del Sistema interconectado Nacional.
De igual manera, el informe ilustra la evolución histórica de las emisiones y factor
de emisión, al igual que la relación entre la Energía en Firme para el cálculo del Cargo
por Confiabilidad – ENFICC y la proyección de demanda más reciente de la UPME, así
como los pronósticos de precipitación del IDEAM.
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante el mes de diciembre el Sistema Interconectado Nacional registró un
incremento de 305.3 MW en capacidad instalada; 151.1 MW hidroeléctricos (segunda
etapa Cucuana - 29 MW, Carlos Lleras - 78.1 MW y San Miguel - 44 MW), 169.4 MW
carboeléctricos (Tasajero 2 - 160 MW e incrementos de capacidad en plantas menores)
y una reducción de 12 MW en capacidad Gas – Líquido (Termocentro). Por otra parte
la planta Termoemcali pasó de declarar 229 MW de generación con gas a 213 MW con
líquidos. 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
69.97% del total, y en segundo lugar se ubican las centrales térmicas (gas y carbón),
las cuales alcanzan de manera agregada el 19.66%.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Capacidad por tecnología
Tecnología Potencia
(MW) Participación
(%)
Hidráulica 11,500.5 69.97%
Térmica Gas 1,619.5 9.85%
Térmica Carbón 1,348.4 8.20%
Líquidos 1,592.0 9.69%
Gas - Líquidos 264.0 1.61%
Viento 18.4 0.11%
Biomasa 93.2 0.57%
Total 16,436.0 100%
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 4,870.1 MW,
aproximadamente (ver Grafica 2).
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En contraste, se observa que la región conformada por Cundinamarca, Guaviare,
Meta y Bogotá D.C., cuenta con 2,317.9 MW (ver Grafica 5), lo cual la ubica como la
región con menor capacidad instalada.
69.97%
9.85%
8.20%9.69%
1.61% 0.11% 0.57%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]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En los mapas presentados de la Gráfica 2 a la Grafica 6, se ilustra cómo está
distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación (%) por tipo
de recurso.
Gráfica 2: Capacidad instalada en Antioquia y Chocó [MW,%]
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
ACPM AGUA BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS
JET-
A1
MEZCLA GAS
- JET-A1 VIENTO
TOTAL
GENERAL
ANTIOQUIA 364.0 4,496.7 9.4 4,870.1
ANTIOQUIA 364.0 4,496.7 9.4 4,870.1
CHOCÓ 0.0
CARIBE 473.0 338.0 464.0 299.0 1,331.0 18.4 2,923.4
ATLÁNTICO 158.0 112.0 1,241.0 1,504.0
BOLÍVAR 315.0 187.0 90.0 586.0
CÓRDOBA 338.0 164.0 338.0
GUAJIRA 300.0 18.4 314.4
CESAR 0.0
MAGDALENA 0.0
SUCRE 0.0
NORDESTE 1,838.0 650.0 276.6 264.0 3,028.6
BOYACÁ 1,000.0 327.0 1,327.0
CASANARE 109.6 109.6
NORTE
SANTANDER 323.0 323.0
SANTANDER 838.0 167.0 264.0 1,269.0
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 410.0 2,735.2 93.2 11.8 46.0 3,296.1
CALDAS 585.6 46.0 631.6
CAUCA 322.7 29.9 352.6
HUILA 947.1 947.1
NARIÑO 23.1 23.1
PUTUMAYO 0.5 0.5
QUINDÍO 4.3 4.3
RISARALDA 8.5 5.5 14.0
TOLIMA 200.0 11.8 211.8
VALLE DEL
CAUCA 410.0 643.4 57.8 1,111.2
CAQUETÁ 0.0
Total general 1,247.0 11,500.8 93.2 1,348.4 299.0 1,619.4 46.0 264.0 18.4 16,436.0
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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
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
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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 [%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Allí se observa, que EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍIN – E.P.M. mantiene
la mayor participación en el mercado, con cerca del 22%, seguida por EMGESA con el
20.8 e ISAGEN con el 18.0%. 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. 3,515.1
ISAGEN S.A. E.S.P. 2,989.9
EMGESA S.A. E.S.P. 3,420.1
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 1,367.0
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,045.3
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,000.0
CELSIA S.A E.S.P. 206.8
OTROS AGENTES 2,891.9
TOTAL 16,436.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
Durante el mes de octubre el SIN recibió del parque generador 5,703.88 GWh,
tal como se presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto al mes anterior
en 265.16 GWh. En comparación con el mismo mes de año anterior, el registro se
incrementó en 5.69%.
Como se puede observar, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 53.58% del total de la electricidad generada, es
decir, 3,065.33 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 2,590.75 GWh al SIN, lo que equivale a una
participación del 45.42%.
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 38,7
GWh para las plantas menores, y un incremento de 9.1 GWh en el caso de los
cogeneradores, ello respecto a los datos registrados durante el mes anterior.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
Tecnología Generación [GWh] Participación (%)
ACPM 259.77 4.55%
AGUA 2,906.03 50.95%
COGENERACIÓN 50.12 0.88%
CARBON 737.37 12.93%
COMBUSTOLEO 111.10 1.95%
GAS 1,419.62 24.89%
JET-A1 0.00 0.00%
MEZCLA GAS - CARBÓN 0.00 0.00%
QUEROSENE 17.14 0.30%
MENORES AGUA 150.31 2.64%
MENORES GAS 45.76 0.80%
VIENTO 6.67 0.12%
TOTAL 5,703.88 100.00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En la Gráfica 8 se presenta la evolución de la generación por tipo de central. Se
observa un comportamiento decreciente en la producción hidroeléctrica a partir
de agosto de 2015 y hasta noviembre de 2015, en diciembre la generación
hidroeléctrica tuvo un incremento marginal respecto al mes anterior,
correspondiendo lo anterior con los pronósticos asociados al fenómeno de El
Niño, se puede apreciar para los últimos 3 meses que la brecha dejada por la
hidroelectricidad ha sido cubierta con un pequeño crecimiento en producción
gasoeléctrica y un alto crecimiento en electricidad producida con líquidos,
manteniéndose relativamente constante la producción carboeléctrica. Con
respecto al mes anterior, la generación hidráulica aumentó 30.2 GWh. Por otro
lado, se encuentra que la generación térmica agregada del mes, está por encima
del valor registrado el mes anterior, en un valor de 223.5 GWh.
3,515.122%
2,989.918%
3,420.121%1,367.0
8%
1,045.36%
1,000.06%
206.81%
2,891.918%
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 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
diciembre de 2015, se puede observar en la Grafica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó
al sistema el 20.2% del total de la energía requerida, ISAGEN el 15.4%, EMGESA el
17.4% y GECELCA el 13.9 % lo que significa que estas cuatro empresas aportaron
más del 65% del total de la demanda eléctrica del SIN.
El resto de la generación fue aportada por 36 agentes, que entregaron un poco
menos del 35% de la electricidad demandada.
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]
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 térmicas
durante los últimos 24 meses. Allí se observa la importancia de las mismas en el SIN,
ya que en ocasiones su contribución evidencia picos que se acercan y hasta superan
el 50% del total de la generación diaria.
Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,152.54
ISAGEN S.A. E.S.P. 879.14
EMGESA S.A. E.S.P. 994.29 GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 792.48
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 147.92
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 298.43
CELSIA S.A E.S.P. 135.79
OTROS AGENTES 1,303.27
Total 5,703.88
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Durante el mes de diciembre de 2015, la generación de electricidad a partir de
combustibles fósiles, aportó en promedio 83.57 GWh-día, equivalente a una
participación promedio del 45.7%. Asimismo, la participación térmica en este periodo
alcanzó un máximo de 59.7%, es decir 95.77 GWh-día. Al comparar estos valores con
los del mes anterior, se observa que la participación de la generación térmica aumentó
5.91%, siendo la más alta observada en los últimos 24 meses. Este incremento en la
participación térmica obedece al fenómeno de El Niño, debido a que el sistema ahorra
agua para temporadas venideras más secas, requiere energía térmica costosa para el
mes corriente.
Al considerar los aportes promedios diarios, se encuentra que las centrales a
gas generaron 47.27 GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 23.79
GWh–día.
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Gráfica 10: Histórico de participación térmica [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
De acuerdo con los registros de diciembre de 2015, las centrales térmicas a gas
aportaron 56.56% 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 28.46%,
nivel superior del mostrado en el mes anterior, la generación con combustóleo, ACPM
y querosene para este periodo corresponde al 14.93% de la generación total térmica.
No se registró generación por plantas operadas con Jet – A1. Se puede apreciar que
la participación térmica esta sostenida por un consumo considerable de líquidos
(ACPM, Combustóleo y Querosene), debido a la escasez de gas en el mercado de
generación eléctrica, haciendo el sistema vulnerable a una escalada de precios.
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de los
combustibles utilizados para la generación de electricidad durante el mes de diciembre.
En este periodo las centrales térmicas del SIN requirieron en total 22,565.00 GBTU
para satisfacer las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento en el consumo,
aproximadamente de 2,082.40 GBTU respecto al mes anterior. El combustible más
utilizado fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 49.4%, el carbón tuvo
29.7 % de participación y los líquidos aportaron 21.35 % siendo el ACPM el más
utilizado.
La tabla también muestra el consumo de otros energéticos para la generación
de electricidad. En el caso del Carbón se observa un incremento cercano a 1,330.43
GBTU, 24.92% en comparación al mes anterior. El consumo de ACPM disminuyó 297.0
GBTU, decreciendo 8.71% respecto al mes anterior. El consumo de Gas Natural creció
1,265.2 GBTU respecto al mes anterior, 12.89% en comparación al mes pasado. El
consumo de combustóleo disminuyó 255.3 GBTU, 13.91% comparado al mes pasado.
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
Combustible Consumo (GBTU)
Participación (%)
Combustóleo (FO6) 1,580.53 7.04%
Carbón 6,669.09 29.7%
Gas Natural 11,077.30 49.4%
ACPM (FO2) 3,112.85 13.87%
Querosene 125.23 0.56%
Total 22,565.00 100.00%
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 julio y el mes de octubre de 2014.
De la misma forma se puede observar en la gráfica, que el mayor consumo de gas
natural registrado ocurrió durante los meses mes de junio de 2014 y diciembre de 2015,
superando los 11.000,0 GBTU/mes. Asimismo, se observa una caída considerable de
la demanda durante el mes de noviembre de 2014, febrero de 2015 y abril de 2015, en
especial de los combustibles líquidos. El consumo de combustibles fósiles se
incrementa en diciembre de 2014, enero de 2015 y marzo de 2015, coincidiendo con
el comportamiento del nivel de los embalses y la demanda de energía eléctrica en el
mismo periodo. Se puede observar que las demandas de combustibles para
generación térmica en los últimos cuatro meses de 2015 son las más altas en los
últimos 18 meses, la alta demanda podría ser el reflejo de las altas temperaturas
observadas en el país, correspondiendo con una época en donde el fenómeno de El
Niño hace una fuerte presencia, a su vez este, incide negativamente en los niveles de
los embalses a nivel nacional; a pesar que el consumo total de fósiles tiene un aumento
considerable fuera de la tendencia, el aporte del gas disminuye respecto a periodos
anteriores, esto ocurre por la baja oferta de este combustible para generación térmica
en el país (indisponibilidad de suministro). Como resultado la energía no generada con
gas, es generada con líquidos (ACPM, querosene y combustóleo), haciendo ineficiente
el sistema y poniendo a las empresas generadoras en graves aprietos financieros
(empresas con cargo por confiabilidad, que han tenido que generar debido a la entrada
de la obligación).
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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 Factores de Emisión
(FE) para Combustibles Colombianos (FECOC).
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Tipo de planta Energía Neta
Generada. [GWh] Consumo de
Combustible [GBTU]
Emisiones
[Ton. CO2/mes]
ACPM 259.77 11,077.30 875,006.78
AGUA 2,906.03
BAGAZO 50.12 31,383.86
CARBON 737.37 6,669.09 684,328.60
COMBUSTOLEO 111.10 3,112.85 264,610.06
GAS 1,419.62 1,580.53 91,883.68
JET-A1 0.00
QUEROSENE 17.14 125.23 7,668.71
MEZCLA GAS - JET-A1 0.00
MENORES AGUA 150.31
MENORES GAS 45.76
VIENTO 6.67
Total 5,703.88 22,565.00 1,954.88
Energía Neta Generada [MWh/mes]
5,703,875.43
Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]
1,954.88
Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]
0.343
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 diciembre de 2015. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió cerca de 1,954.88 Ton. CO2, producto de la combustión de Gas
Natural, Carbón y Combustibles líquidos.
Las centrales que utilizan ACPM generaron los mayores volúmenes de CO2,
aportando el 44.76% del total de emisiones, seguidas por las centrales a Carbón, las
cuales entregaron cerca del 35,01%. El resto de las emisiones fueron producto de la
generación con: Combustóleo (FO6), Gas y bagazo.
De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 7, el Factor de Emisión del
sistema de generación en el mes de noviembre de 2015 fue 0.343 Ton CO2/MWh. Al
comparar este valor con la cifra del mes inmediatamente anterior, se observa un
incremento de 0.013 Ton CO2/MWh, lo cual es consecuente con el aumento de la
demanda de combustibles para la generación de electricidad, así como el suplemento
que da el ACPM al Gas.
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 ACPM es mayor respecto a la generación térmica a Carbón y Gas, indicando que
esta tecnología aportó electricidad con una mayor producción de dióxido de carbono
(CO2).
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Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
La Grafica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional, Factor de Emisión mensual y el Factor
de Emisión interanual. Allí se observa una estrecha relación entre las dos líneas
mensuales. La diferencia entre estas se establece por el cambio de pendiente de las
curvas entre los diferentes meses. Está pendiente es influenciada por el tipo de
combustible consumido para la generación, ya que este afecta directamente los
cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y por el número de días de cada mes.
Al comparar el Factor de Emisión del mes de diciembre de 2015 con el Factor
de Emisión Interanual, se observa que este se ubica por debajo del primero. Ello indica
que la operación del SIN durante el mes de diciembre de 2015 emitió más cantidad de
gases de efecto de invernadero por kWh, que los emitidos en promedio durante los
últimos 12 meses.
El factor de emisión muestra un crecimiento casi que explosivo durante los dos
últimos meses, esto es debido principalmente a que, ante la incapacidad física de
generar con gas natural, el parque generador térmico se ha visto en la penosa
necesidad de generar con recursos líquidos, los cuales no solo son más costosos sino
que a su vez tienen un factor de emisión de CO2 (TONCO2/MWh) más grande que el
gas.
2.4 Generación fuera de mérito:
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo diciembre 2014 – diciembre 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.
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Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN.
Fuente de datos: UPME
Fuente de gráfica: UPME
3. VARIABLES HÍDRICAS
Históricamente, diciembre hace parte de la transición entre la segunda
temporada húmeda del año y el inicio de la temporada seca, por esta razón
generalmente se presenta una disminución en las precipitaciones y posterior cambio
en la tendencia de los aportes hídricos, lo que repercute en el volumen de agua
almacenado en los embalses. En este mes los volúmenes de precipitación fueron
deficitarios en la mayor parte del territorio. El volumen útil de los embalses asociados
al SIN disminuyó cerca del 8%, respecto a noviembre de 2015, de igual forma,
comparado con el año anterior, disminuyó cerca del 14.2% del volumen útil total
nacional.
3.1 Volumen de embalses:
Las reservas totales del SIN iniciaron el mes en 66.72% del volumen útil diario,
y finalizaron en 61.17%, esta tendencia concuerda con las menores precipitaciones,
características de la temporada seca que tradicionalmente inicia este mes y se acentúa
con las condiciones macroclimáticas de El Niño.
El comportamiento de los principales embalses del SIN se describe en la Gráfica
15. El valor del volumen total almacenado se incrementó con la entrada en operación
de la central El Quimbo. No obstante, las precipitaciones deficitarias durante este mes
y al aumento de la demanda de energía eléctrica, afectaron el volumen de los
embalses. De acuerdo a la NOAA, para el trimestre octubre – noviembre - diciembre,
el índice ONI para la región 3,4, tuvo un valor de 2.5°C, alcanzando las condiciones
océano-atmosféricas de un fenómeno El Niño de categoría fuerte., el cual se
mantendrá hasta el segundo trimestre de 2016, de acuerdo a las previsiones de la
NOAA.
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En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para los meses
de diciembre (2014 y 2015). Con excepción de Betania y Urrá, la mayoría de embalses
presentan niveles inferiores a los del mismo mes de 2014. Se destaca, por su nivel bajo
respecto al año anterior, Calima, Miel y El Peñol, con el 55.17%, 19.26%
respectivamente.
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse
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 diciembre se inclina hacia valores inferiores a los
presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses
del SIN a 31 de diciembre de 2015, disminuyeron en 953.9 GWh frente a las del mes
anterior, lo que equivale a una disminución del 8%.
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse 31/12/2015 31/12/2014
AGREGADO EEB 51.68% 60.29%
BETANIA 87.71% 88.18%
CALIMA 37.42% 92.59%
EL GUAVIO 77.39% 84.92%
EL PEÑOL 68.58% 87.84%
ESMERALDA 62.24% 78.74%
MIEL 54.47% 79.34%
MIRAFLORES 79.50% 96.60%
RIOGRANDE I I 66.54% 92.76%
SAN LORENZO 84.81% 77.66%
URRA 90.04% 84.83%
TOPOCORO 61.39% 77.45%
EL QUIMBO 57.54% NA
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, hacia valores
inferiores como se describe en la Tabla 9; se destacan por su bajo nivel respecto a
diciembre de 2014, Calima con disminución cercana a 68.25%; Miel con disminución
del 27.67%; Riogrande II disminuyó 35.65%, y El Peñol con una disminución del
20.58%.
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
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Con el fin de realizar seguimiento al nivel de los embalses, la UPME ha
implementado un sistema a través de su plataforma SIG, la cual puede ser consultada
a través de la página web1.
Tabla 9: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse 31/12/2015 31/12/2014
AGREGADO EEB
51.68% 60.29%
BETANIA 80.14% 80.90%
CALIMA 22.58% 90.83%
EL GUAVIO 76.85% 84.56%
EL PEÑOL 66.43% 87.01%
ESMERALDA 60.74% 77.93%
MIEL 49.32% 76.99%
MIRAFLORES 78.30% 96.42%
RIOGRANDE I I 54.62% 90.27%
SAN LORENZO 83.53% 74.79%
URRA 87.32% 80.69%
TOPOCORO 53.18% 72.66%
EL QUIMBO 49.53% NA
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos durante diciembre estuvieron muy por debajo de la media
histórica mensual, finalizando con un promedio acumulado de 51.7%. A pesar de estas
condiciones, los embalses que tienen mayor ponderación en el SIN se mantiene
similares al mes anterior, superiores al 65% de su volumen útil.
En el boletín 251 publicado por el IDEAM, esta entidad ratifica los estimativos
del boletín anterior, y mantiene la probabilidad que predominen las condiciones cálidas
1 http://sig.simec.gov.co/UPME_EN_Embalses_Nivel/
en la cuenca del Pacífico Tropical para el resto del presente semestre, ratificando la
consolidación de El Niño con magnitud fuerte, lo cual puede incidir en menores aportes,
comparados con la media histórica de los dos primeros trimestres de 2016.
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 muy deficitarios.
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
El mismo boletín del IDEAM manifiesta que en diciembre registraron volúmenes
de precipitación entre ligera y moderadamente por encima de lo normal en sectores del
centro y del sur de la región Pacífica, además hacia el oriente y sur de la región
Amazónica, en el resto del país se observaron valores ligeramente por debajo de lo
normal. En el centro y sur de la región Caribe en los primeros quince días se
presentaron algunos volúmenes de precipitación altos, sin embargo, desde inicios de
la tercera semana se mantuvieron condiciones secas a lo largo de la región. Para la
región Andina los volúmenes de precipitación más importantes se presentaron durante
las primeras semanas.
El día 10 de diciembre se registró a nivel nacional como el día más lluvioso del
mes alcanzando el mayor volumen en el municipio de Ataco en el departamento de
Tolima con 111.7 mm de lluvia en 24 horas.
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) Para este mes se prevé condiciones de precipitación entre moderada y
altamente deficitarias en la región Andina; para la región Pacífica se prevé condiciones
de precipitación ligeramente deficitarias; En la Orinoquía, Amazonía y región Caribe
se pronostica lluvias muy cercanas de la media histórica
Pronóstico Mediano Plazo (Febrero - Marzo) Para este periodo se prevé condiciones de precipitación entre moderada y
altamente deficitarias en la región Andina; para las regiones Pacífica y Caribe se prevé
condiciones de precipitación ligeramente deficitaria; En la Orinoquía y Amazonía se
pronostica lluvias muy cercanas de la media histórica
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Pronóstico Largo Plazo (Abril – Mayo - Junio)
De acuerdo con los modelos numéricos de predicción climática del Centro
internacional de Investigación para el Fenómeno de El Niño - CIIFEN, y bajo
condiciones similares en otros fenómenos El Niño de intensidad fuerte, se espera que
la influencia del evento cálido se manifieste con volúmenes de precipitación
ligeramente por debajo de lo normal en las regiones Caribe y Andina.
4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten
realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el mes de diciembre 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 0.51
Colombia - Ecuador Importaciones 2.44
Neto -1.94
Exportaciones 0.02
Colombia - Venezuela Importaciones 0.00
Neto 0.02
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
4.1 Ecuador:
Como se observa en la Grafica 18, durante el mes de diciembre de 2015 las
exportaciones de electricidad hacia este país estuvieron por debajo del promedio
mensual registrado durante el último año, es decir inferior a 42.87 GWh - Mes. Por otra
parte, se encuentra que las importaciones registraron 2.44 GWh, lo que indica que
hubo un intercambio neto a favor de Ecuador. 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
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 se
mantuvo en valores similares durante los últimos 10 meses, ubicándose en tan solo
0.02 GWh. Respecto a las importaciones, no se presentó ningún registro (ver Gráfica
19).
Gráfica 19: Interconexión con Venezuela
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
-20.00
0.00
20.00
dic
.-13
feb
.-1
4
abr.
-14
jun.-
14
ago.-
14
oct.-1
4
dic
.-14
feb
.-1
5
abr.
-15
jun
.-15
ago.-
15
oct.-1
5
dic
.-15
En
erg
ía [
GW
h]
Exportaciones Importaciones
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5. PRECIO DE ELECTRICIDAD.
En la Gráfica 20 se presenta el histórico del precio de bolsa promedio, el precio
promedio de contratos y el precio de escasez, lo anterior para los últimos 2 años.
En el mes de diciembre de 2015, el precio promedio de contratos y en general
el precio diario, aumentó con respecto al mes anterior, se incrementó un valor de 2.05
COP/kWh. Se mantiene la baja volatilidad y se aprecia para noviembre una desviación
estándar de 1.29 COP/kWh. De la misma forma se encuentra que el precio de escasez
aumentó hasta un valor de 306.39 COP/kWh.
Se puede observar en la gráfica 20 el precio de bolsa promedio, el cual registró
durante diciembre de 2015 un valor de 630.48 COP/kWh, el cual equivale a un
decremento de 17.55%, en comparación con el mes anterior. Esta variable registró un
mínimo de 405.08 COP/kWh y un máximo de 817.15 COP/kWh. Finalmente, se
observa una alta volatilidad respecto al precio de contratos, la desviación estándar para
julio fue 120.93 COP/kWh.
La disminución del precio de bolsa para noviembre y diciembre de 2015 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 menos el costo de arranque y parada.
La resolución citada en el párrafo anterior, busca aliviar el costo de generación
con líquidos asociados a la activación de la opción financiera de obligaciones de
energía en firme. Bajo las actuales condiciones de mercado, algunas empresas con
OEF, térmicas a gas con posibilidad de generación con líquidos, no pudieron con las
obligaciones, forzando a la demanda a cubrir parte de la energía que algunos
generadores térmicos no pudieron financiar.
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 171.66 COP/kWh y 138.11
COP/kWh, respectivamente, durante los últimos 24 meses. Los valores promedios
registrados durante diciembre de 2015 presentan un incremento de 16.74% y 14.11%
respectivamente, en comparación con el mismo mes del año anterior.
Al comparar el precio promedio de bolsa con los precios promedio de contratos
regulados y no regulados, se observa que este los supera desde el mes de agosto de
2012, con excepción de los meses de marzo y mayo de 2013.
Gráfica 21: Precio de bolsa Vs Precio de contratos UR Vs. Precio de contratos UNR
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
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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 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
diciembre de 2014, en donde alcanzó el máximo registro del año 2014. Una vez más
se observa que ante la recuperación del nivel de los embalses, el precio de bolsa
disminuye, esto también está asociado con los pronósticos climáticos, En mayo de
2015 se presenta el menor nivel útil de los últimos de los últimos 24 meses, por lo tanto
es de esperarse el incremento mostrado en el precio de bolsa promedio de la energía,
alcanzando para este mes valores parecidos a los observados durante abril, mayo y
junio de 2014, en septiembre y octubre de 2015 se observa una caída en el nivel útil
de los embalses, en el mismo periodo se observa la escalada del precio de bolsa. Para
octubre de 2015 se observa el precio más alto observado en los últimos 24 meses.
Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación inversa
entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a que la CREG
intervino el mercado (resolución 172 de 2015).
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 octubre de 2015, y la Energía Firme de las
plantas existentes (ENFICC verificada), agregada con las obligaciones de las centrales
nuevas (cargo por confiabilidad).
Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni
Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía Firme –
OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas
recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de
generación, que periódicamente publica la Unidad. Dada la entrada de El Quimbo en
octubre de 2015, se retira del análisis el escenario 1, el cuál implicaba el retraso de
esta importante hidroeléctrica. Adicional a El Quimbo, en diciembre de 2015 entraron
en operación las siguientes plantas: San Miguel, Carlos Lleras y las dos etapas de
Cucuana, lo anterior implica el retiro de los escenarios 4, 5 y 7. Las plantas Tasajero 2
y Gecelca 3 también entraron en operación, entrando a la base de ENFICC para
Colombia.
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Este ejercicio se realizó para cinco (5) escenarios diferentes, los cuales
contemplan un escenario base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro, además de un escenario crítico (ver Tabla
11). El atraso considerado corresponde al máximo atraso permitido para mantener la
OEF, asumiendo que las mismas no se pueden ceder. Todo lo anterior con el objetivo
de brindar señales y advertir posibles situaciones de desabastecimiento. El primer caso
corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera la ENFICC verificada
y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en las fechas establecidas.
Escenario 0 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 6 Escenario 8
ENFICC Veri ficada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida
El Quimbo ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15
Tasajero II dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15
Gecelca 3.0 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15
San Miguel dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15
Carlos Lleras Restrepo dic-15 dic-15 dic-15 dic-15 dic-15
Cucuana ago-15 ago-15 ago-15 ago-15 ago-15
Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19
Gecelca 3.2 jul -16 jul-17 jul -16 jul -16 jul-17
Termonorte dic-17 dic-17 dic-17 - -
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Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Octubre 2015
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 Escenario 2, el cual considera un atraso en la
entrada en operación del proyecto carboeléctrico Gecelca 3.2 de acuerdo a lo
presentado en la Tabla 11.
Gráfica 24: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. vs Proyecciones de demanda Octubre 2015
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el
escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Ituango.
Gráfica 25: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Octubre 2015
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 6, el cual toma como referencia el
escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del
proyecto Termonorte.
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
240.0
250.0
oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2
Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
240.0
250.0
oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2
Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
240.0
250.0
oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2
Termonorte Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media
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Gráfica 26: Escenario 6 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda Octubre 2015
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
El Escenario 8 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.
Este escenario es presentado en la Gráfica 27.
Gráfica 27: Escenario 8 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda Octubre 2015
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 y Medio (revisión
octubre de 2015).
Bajo el escenario de demanda alta de octubre de 2015 y todos los escenarios
mostrados en la tabla 11, se compromete la atención de la demanda para septiembre
de 2020, febrero, julio, agosto, septiembre y noviembre de 2021 , septiembre de 2022,
febrero, junio, julio, agosto, septiembre y noviembre de 2023, mientras que, bajo un
escenario de demanda medio, se compromete la atención para septiembre de los años
2021, 2022 y 2023; esto implica que bajo el mejor de los casos, donde ningún proyecto
presente atraso, la demanda podrá ser desatendida a partir de septiembre de 2020.
La tabla 12 muestra la cantidad de meses en que se ve comprometida la
atención de la demanda para todos los escenarios planteados (atrasos en FPO de
proyectos) y para los escenarios de proyección de la demanda alto y medio. La máxima
ocurrencia de desbalances ocurre para el escenario 8, sin embargo la probabilidad de
este es muy baja. Bajo el escenario 3 (Atraso de un año en la FPO de Ituango), se
observa un número considerable de desbalances, se presenta un caso similar para el
escenario 6 (No entrada de Termonorte). Vale la pena mencionar que bajo el escenario
2 (Atraso de un año en la FPO de Gecelca 32), se evidencia una posible desatención
de la demanda en septiembre de 2016.
Tabla 12: Cantidad de ocurrencia de déficit (meses)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Se puede concluir que bajo un escenario de demanda alto, la probabilidad más
alta de desatención de la demanda ocurre durante los meses de septiembre de 2020;
febrero, julio, agosto y noviembre de 2021; septiembre de 2022: febrero, junio, julio,
agosto, septiembre y noviembre de 2023. Bajo un escenario de demanda medio la
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
240.0
250.0
oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media
150.0
160.0
170.0
180.0
190.0
200.0
210.0
220.0
230.0
240.0
250.0
oct.-15 oct.-16 oct.-17 oct.-18 oct.-19 oct.-20 oct.-21 oct.-22 oct.-23
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2 Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Media
Escenario Demanda Alta Demanda Media
0 - base 13.0 4.0
2 - Gecelca 32 15.0 5.0
3 - Ituango 22.0 11.0
6 - NO Termonorte 17.0 10.0
8 - Varios Atrasos 29.0 15.0
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – DICIEMBRE DE 2015 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
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Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
probabilidad más alta de desatención de la demanda ocurre en septiembre de 2021,
septiembre de 2022 y septiembre de 2023.
REFERENCIAS
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en: <http://www.pronosticosyalertas.gov.co/ >. Consultado: Diciembre 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: Diciembre de 2015.
XM S.A. E.S.P, Sistema de información. Consultado: Diciembre de 2015.
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