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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO –MARZO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
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INTRODUCCIÓN:
El presente informe ilustra la situación actual, la evolución y el comportamiento
de algunas variables del sistema de generación y del mercado eléctrico colombiano.
Dentro de la información presentada se puede resaltar la descripción general del
parque generador eléctrico colombiano, el aporte de cada una de las tecnologías y la
participación de los agentes.
Asimismo se muestra la evolución de algunas variables, como el consumo de
combustibles de las plantas térmicas, la evolución de variables hídricas, la información
de los intercambios regionales de electricidad, la evolución del precio de la electricidad
y la generación fuera de mérito. Esta última está asociada a las limitaciones de la red
del Sistema interconectado Nacional – SIN.
De igual manera, el informe ilustra la evolución histórica de las emisiones y factor
de emisión, al igual que la relación entre la Energía en Firme para el cálculo del Cargo
por Confiabilidad – ENFICC y la proyección de demanda más reciente de la UPME.
1. CAPACIDAD INSTALADA
Durante el mes de marzo el Sistema Interconectado Nacional incrementó en
37.2 MW su capacidad con respecto al mes anterior, asociado principalmente a la
entrada de unidades propiedad de Emgesa. En la Tabla 1 se presenta la capacidad
instalada diferenciada por tipo de tecnología/recurso y su respectiva participación
porcentual con respecto a la capacidad total. Asimismo, en la Gráfica 1 se ilustra la
participación porcentual en un diagrama de torta.
Los datos muestran que las centrales hidroeléctricas tiene la mayor participación
con 69.77% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican las centrales
térmicas (gas, carbón y ACPM), las cuales alcanzan de manera agregada el
25.57%.Por el contrario, el recurso con menor participación es el Biogás con 0.02%.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología/recurso
Tecnología/Recurso Capacidad Efectiva Neta [MW] Capacidad Efectiva Neta [%] ACPM 1,237.0 7.34%
AGUA 11,758.8 69.77%
BAGAZO 130.7 0.78%
BIOGAS 4.0 0.02%
CARBON 1,374.0 8.15%
COMBUSTOLEO 314.0 1.86%
GAS 1,698.3 10.08%
JET-A1 44.0 0.26%
MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.57%
RAD SOLAR 9.8 0.06%
VIENTO 18.4 0.11%
Total general 16,853.0 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada en cada una de áreas y subáreas
eléctricas discriminada por recurso de generación. En esta tabla se encuentra que el
área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó presenta la mayor
concentración de potencia disponible del país, con un valor aproximado de 4,961 MW
(ver Gráfica 2).
Por otro lado, se observa que la región oriental cuenta con una capacidad instalada
de 2,437.1 MW (Gráfica 5), siendo esta la región con menor concentración de potencia
disponible del país.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
ACPM1,237.07.34%
AGUA11,758.869.77%
BAGAZO130.70.78%
BIOGAS4.0
0.02%
CARBON1,374.08.15%
COMBUSTOLEO314.01.86%
GAS1,698.310.08%
JET-A144.0
0.26%
MEZCLA GAS - JET-A1264.01.57%
RAD SOLAR9.8
0.06%
VIENTO18.4
0.11%
ACPM
AGUA
BAGAZO
BIOGAS
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
JET-A1
MEZCLA GAS - JET-A1
RAD SOLAR
VIENTO
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Tabla 2: Capacidad instalada (CI) en cada región por tipo de recurso [MW]
REGIÓN ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS -
JET-A1 VIENTO TOTALES
ANTIOQUIA 353.0 4,598.8
9.4
4,961.2
ANTIOQUIA 353.0 4,598.8
9.4
4,961.2
CARIBE 474.0 338.0
2.3 453.7 314.0 1,351.9
18.4 2,952.3
ATLÁNTICO 160.0
127.0 1,242.1
1,529.1
BOLÍVAR 314.0
187.0 109.8
610.8
CÓRDOBA
338.0
164.0
502.0
GUAJIRA
286.0
18.4 304.4
MAGDALENA
2.3
2.3
SUCRE
3.7
3.7
NORDESTE
1,857.7
660.0
333.6
264.0
3,115.3
BOYACÁ
1,019.7
332.0
1,351.7
CASANARE
166.6
166.6
NORTE SANTANDER
328.0
328.0
SANTANDER
838.0
167.0
264.0
1,269.0
ORIENTAL
2,189.9 21.5 1.7 224.0
2,437.1
BOGOTÁ D.E.
4.4
1.7
6.1
CUNDINAMARCA
2,185.5
224.0
2,409.5
META
21.5
21.5
SUROCCIDENTAL 410.0 2,774.4 109.2
26.9
12.8 44.0
9.8
3,387.1
CALDAS
606.0
44.0
650.0
CAUCA
322.7 29.9
17.0
369.6
HUILA
947.1
947.1
NARIÑO
23.0
23.0
PUTUMAYO
0.5
0.5
QUINDÍO
4.3
4.3
RISARALDA
28.4 15.0
43.4
TOLIMA
199.2
11.8
211.0
VALLE DEL CAUCA 410.0 643.3 64.3
9.9
1.0
9.8
1,138.3
TOTAL GENERAL 1,237.0 11,758.8 130.7 4.0 1,374.0 314.0 1,698.3 44.0 264.0 9.8 18.4 16,853.0
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En los mapas presentados a continuación, Gráfica 2 a la Gráfica 6, se ilustra
cómo está distribuida la capacidad instalada en cada área eléctrica y su participación
(%) por tipo de recurso.
Gráfica 2: CI en Antioquia y Chocó [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 3: CI en Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Sucre [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
7.12%
92.70%
0.19%
ACPM
AGUA
CARBON
16.06%
11.45%
0.08%15.37%
10.64%
45.79%0.62%
ACPM
AGUA
BIOGAS
CARBON
COMBUSTOLEO
GAS
VIENTO
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Gráfica 4: Capacidad instalada en Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Norte de Santander y Santander [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 5: Capacidad instalada en Bogotá D.C., Boyacá, Cundinamarca, Tolima y Meta [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 6: Capacidad instalada área Cauca, Caldas, Caquetá, Huila, Nariño, Putumayo, Quindío, Risaralda, Tolima y Valle del Cauca [MW,%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
89.70%
0.90%0.07%
9.33%
AGUA
BAGAZO
BIOGAS
CARBON
59.63%
21.19%
10.71%
8.47%
AGUA
CARBON
GAS
MEZCLA GAS -JET-A1
12.10%
81.91%
3.22%0.79% 0.38%
1.36%
0.29%
ACPM
AGUA
BAGAZO
CARBON
GAS
JET-A1
RAD SOLAR
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1.2 Participación de capacidad instalada por agente:
En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes
generadores con respecto a la capacidad instalada total.
Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Se observa que Emgesa S.A. E.S.P. y Empresas Públicas de Medellín, tiene la
mayor participación en el mercado, la cual supera el 20 % cada una. Seguida de éstas,
esta Isagen con una participación el 17.74%. En la Tabla 3 se relaciona la capacidad
instalada de cada uno de los agentes generadores con mayor participación en el
mercado.
Tabla 3: Capacidad instalada por Agente [MW]
Agente Capacidad Instalada
[MW] Capacidad
Instalada [%]
EMGESA S.A. E.S.P. 3,530.4 20.95%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,465.8 20.56%
ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 17.74%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,053.7 6.25%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 6.05%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.45%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.62%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 450.0 2.67%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 2.01%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 332.0 1.97%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.86%
CELSIA S.A E.S.P. 233.8 1.39%
OTROS AGENTES 1598.7 9.49%
TOTALES 16853.0 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
Durante marzo, el SIN recibió del parque generador 5,780.5 GWh, tal como se
presenta en la Tabla 4. Dicha energía aumentó respecto a febrero en 567.7 GWh.
Como se puede observar en la tabla, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 75.48% del total de la electricidad generada, es
decir, 4,363.4 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).
De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas entregaron de manera
agregada 1,249.7 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 21.62%.
Asimismo, para la generación de electricidad de las centrales menores y los
cogeneradores, se encuentra un decrecimiento de 48.63 GWh para las plantas
menores, y un incremento de 1.52 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
TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/MES PARTICIPACION %
PLANTAS MAYORES 5,348.7 92.53%
HIDRAULICA 4,099.0 70.91%
AGUA 4,099.0 70.91%
TERMICA 1,249.7 21.62%
ACPM 69.2 1.20% BAGAZO 0.0 0.00% CARBON 617.6 10.68%
COMBUSTOLEO 7.0 0.12% GAS 555.9 9.62%
JET-A1 0.0 0.00%
PLANTAS MENORES 431.9 7.47%
EOLICA 3.1 0.05%
VIENTO 3.1 0.05%
HIDRAULICA 264.4 4.57%
AGUA 264.4 4.57%
TERMICA 98.1 1.70%
BIOGAS 0.5 0.01% CARBÓN 6.1 0.11%
GAS 91.5 1.58%
COGENERADOR 64.9 1.22%
BAGAZO 64.4 1.20% CARBON 0.3 0.01%
GAS 0.2 0.00%
SOLAR 1.3 0.02%
RAD SOLAR 1.3 0.02%
TOTAL 5,780.5 100.00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
EMGESA S.A. E.S.P.3,493.020.77%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
3,465.820.61%
ISAGEN S.A. E.S.P.2,988.917.77%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1,053.76.27%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.1,019.76.06%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.918.05.46%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.610.03.63%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.
450.02.68%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.338.02.01%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.332.01.97%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P.314.01.87%
CELSIA S.A E.S.P.233.81.39%
OTROS AGENTES1598.99.51%
CAPACIDAD INSTALADA [MW]
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En la Gráfica 8 se presenta la evolución mensual de la generación por
combustible. Aunque la cantidad de energía generada en marzo es mayor que
la generada en febrero, el porcentaje de participación de cada combustible
permanece casi constante, observando un pequeño decremento porcentual en
la energía generada con ACPM y en la energía generada con Combustóleo.
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
marzo de 2018, se puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que EPM aportó al
sistema el 21.51% del total de la energía requerida, Isagen el 18.18%, Emgesa el
21.79%, Termobarranquilla el 6.06% y AES Chivor el 5.52%. Lo que significa estas
cinco empresas aportaron el 73.6% del total de la demanda eléctrica del SIN.
Gráfica 9: Distribución de generación mensual por Agente [GWh-%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Tabla 5: Generación mensual por Agente [GWh]
Agente Generación [GWh/mes]
Participación [%]
EMGESA S.A. E.S.P. 1,259.4 21.79%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,243.2 21.51%
ISAGEN S.A. E.S.P. 1,051.2 18.18%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 381.7 6.60%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 319.1 5.52%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 314.3 5.44%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 220.5 3.82%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 148.0 2.56%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 135.7 2.35%
OTROS AGENTES 707.5 12.24%
Totales 5780.5 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.2 Participación Térmica:
Las Gráficas 10 y 11 presentan la participación histórica de las centrales
térmicas durante los últimos 12 meses. Allí se observa como en los meses trascurridos
de 2018 la participación térmica se ha incrementado considerablemente.
Durante marzo, la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles,
aportó en promedio 43.5 GWh-día, equivalente a una participación promedio del
23.17 %, al comparar este porcentaje con el de febrero, se observa que la participación
disminuyó en 2.95 %.
Al considerar los aportes promedios diarios del mes de diciembre, se encuentra
que las centrales a gas natural generaron en promedio 20.9 GWh–día, mientras que
las plantas a carbón lo hicieron en 20.1 GWh–día.
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
dic.-16 ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 ago.-17 sep.-17 oct.-17 nov.-17 dic.-17 ene.-18 feb.-18 mar.-18
Ge
ne
raci
ón
[G
Wh
/me
s]
ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1 RAD SOLAR VIENTO
EMGESA S.A. E.S.P.1,259.421.79%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
1,243.221.51%
ISAGEN S.A. E.S.P.1,051.218.18%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.381.76.60%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.319.15.52%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
314.35.44%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.220.53.82%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.148.02.56%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A.
E.S.P.135.72.35%
OTROS AGENTES 707.5
12.24%
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Gráfica 10: Histórico de generación térmica [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
De acuerdo con los datos de marzo, las centrales térmicas a gas aportaron
48.01% del total de la generación térmica, con una participación inferior a la del mes
anterior. En relación a las centrales a carbón, estas entregaron el 46.27%, nivel
notoriamente superior al mostrado en el mes anterior; la generación con combustóleo
y ACPM para este periodo corresponde al 0,56% de la generación total térmica, la
generación con plantas operadas con Jet – A1 y mezcla con gas en promedio un 0%.
Consumo de Combustibles: La Tabla 6 resume el consumo de combustibles
utilizados para la generación de electricidad durante el mes de marzo. En este periodo
las centrales térmicas del SIN requirieron en total 11,801,397.8 MBTU para satisfacer
las necesidades eléctricas, lo que indica una disminución de 148,349.7 MBTU en el
consumo energético respecto a febrero. En términos de energía, el combustible que
más participación tuvo fue el carbón, el cual alcanzó una participación del 51.71 % de
la energía primaria; el gas natural aportó 48.28 % de la energía primaria y los líquidos
aportaron 0.01 %.
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]
ACPM 6,102,517.9 51.71%
CARBÓN 1,119.0 0.01%
GAS 5,697,761.0 48.28%
Total 11,801,397.8 100.00% Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En la Gráfica 11 se presenta el consumo por tipo de combustible durante los
últimos 12 meses, se puede evidenciar que el consumo de este mes fue muy similar al
del mes anterior; disminuyendo el consumo de ACPM y Combustóleo y aumentando la
participación del 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
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
31
/01
/20
17
09
/02
/20
17
18
/02
/20
17
27
/02
/20
17
08
/03
/20
17
17
/03
/20
17
26
/03
/20
17
04
/04
/20
17
13
/04
/20
17
22
/04
/20
17
01
/05
/20
17
10
/05
/20
17
19
/05
/20
17
28
/05
/20
17
06
/06
/20
17
15
/06
/20
17
24
/06
/20
17
03
/07
/20
17
12
/07
/20
17
21
/07
/20
17
30
/07
/20
17
08
/08
/20
17
17
/08
/20
17
26
/08
/20
17
04
/09
/20
17
13
/09
/20
17
22
/09
/20
17
01
/10
/20
17
10
/10
/20
17
19
/10
/20
17
28
/10
/20
17
06
/11
/20
17
15
/11
/20
17
24
/11
/20
17
03
/12
/20
17
12
/12
/20
17
21
/12
/20
17
30
/12
/20
17
08
/01
/20
18
17
/01
/20
18
26
/01
/20
18
04
/02
/20
18
13
/02
/20
18
22
/02
/20
18
03
/03
/20
18
12
/03
/20
18
21
/03
/20
18
30
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/20
18
Par
tici
pac
ión
Gen
erac
ión
Tér
mic
a [%
]
Gen
erac
ión
[G
Wh
/día
]
Generación Térmica Otra Generación % Térmico 0
2,000,000
4,000,000
6,000,000
8,000,000
10,000,000
12,000,000
14,000,000
mar.-17 may.-17 jul.-17 sep.-17 nov.-17 ene.-18 mar.-18
Co
nsu
mo
de
Co
mb
ust
ible
[M
BTU
]
ACPM CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1
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combustible por tecnología y la generación de electricidad mensual por tipo de central.
Además, se utilizan valores estandarizados en el aplicativo Factores de Emisión (FE)
para Combustibles Colombianos (FECOC).
Tabla 7: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Energía Neta Generada [MWh/mes]
5,670,743
Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes]
926,268
Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh]
0.163
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 marzo de 2018. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió 926,268 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón
y Combustibles líquidos.
La Gráfica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional y el Factor de Emisión mensual. Allí se
observa una estrecha relación entre las dos líneas mensuales. La diferencia ntre estas
se establece por el cambio de pendiente de las curvas entre los diferentes meses. Esta
pendiente es influenciada por el tipo de combustible consumido para la generación, ya
que este afecta directamente los cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y
por el número de días de cada mes.
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Al comparar el Factor de Emisión del mes corriente con el Factor de Emisión del
mes inmediatamente anterior se observa un leve decrecimiento. Esto indica que la
operación del SIN durante marzo de 2018, emitió una cantidad de gases de efecto de
invernadero por kWh muy similar a la de febrero.
2.4 Generación fuera de mérito:
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo marzo 2017 – marzo 2018 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada
principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema
Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea por
indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos.
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
0.000
0.020
0.040
0.060
0.080
0.100
0.120
0.140
0.160
0.180
0.200
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
1,000,000
mar
.-1
7
abr.
-17
may
.-1
7
jun
.-1
7
jul.-
17
ago
.-1
7
sep
.-1
7
oct
.-1
7
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7
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7
ene.
-18
feb
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mar
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emis
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n. C
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h]
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Ton
. CO
2]
Emisiones Factor de Emisión (FE)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
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[G
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/día
]
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En la Gráfica 14 se presenta el Sistema de Transmisión Nacional – STN
colombiano. En azul se muestran los proyectos futuros definidos por la UPME en el
Plan de Expansión Generación – Transmisión vigente.
Gráfica 14: Sistema de Transmisión Nacional – STN Visión 2030.
Fuente de datos: UPME
Fuente de gráfica: UPME
3. VARIABLES HÍDRICAS
Históricamente en marzo se presenta una transición entre la temporada seca de
inicio de año y la primera temporada de lluvias, por esta razón generalmente para esta
época se tienen unas reservas muy bajas en los embalses.
3.1 Volumen de embalses:
Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de marzo en 49.60% del
volumen útil diario y finalizaron en 39.66%. El comportamiento de los principales
embalses del SIN se describe en la Gráfica 15. El valor del volumen total almacenado
fue menor que el mes anterior.
En la Tabla 8 se compara el porcentaje del nivel de embalse total para el día 31
de marzo (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses está
muy por debajo del mismo mes del año anterior. Se destacan por su nivel bajo en
relación con el año anterior, el embalse de Muña, con una variación de -73.21%; San
Lorenzo, con variación de -48.91%. Sin embargo, por su capacidad de almacenamiento
se nota mayor el impacto de la variación de Peñol -27.07%; Topocoro, - 25.51%; El
Quimbo, -19.06%; Guavio, -16.16%. Variaciones negativas normales para esta época
del año.
Gráfica 15: Evolución Volumen Total de Embalse (Energía Almacenada)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En cuanto al volumen útil disponible para la generación de electricidad, descrito
en la Gráfica 16, la tendencia en marzo se inclina hacia valores inferiores a los
presentados en el mes anterior. Las reservas hídricas almacenadas en los embalses
del SIN a 31 de marzo de 2018, disminuyeron en 1,700.4 GWh frente a las del mes
anterior.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
Ene
rgía
Alm
ace
nad
a [G
Wh
]
PEÑOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA TOPOCORO RIOGRANDE2
SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI
PORCE II TRONERAS PRADO MUNA PORCE III PUNCHINA ALTOANCHICAYA OTROS
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Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Fecha/Embalses 31/03/2017 31/03/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 36.75% 29.05% -7.70%
ALTOANCHICAYA 65.85% 42.48% -23.37%
AMANI 92.68% 73.57% -19.11%
BETANIA 97.27% 81.28% -15.99%
CALIMA1 81.45% 60.19% -21.26%
CHUZA 72.25% 62.88% -9.37%
EL QUIMBO 64.82% 45.76% -19.06%
ESMERALDA 25.18% 22.62% -2.55%
GUAVIO 35.84% 19.83% -16.01%
MIRAFLORES 52.14% 35.97% -16.16%
MUNA 100.00% 26.79% -73.21%
PENOL 85.86% 58.79% -27.07%
PLAYAS 87.40% 105.59% 18.18%
PORCE II 79.95% 71.69% -8.26%
PORCE III 73.22% 74.39% 1.17%
PRADO 87.09% 89.00% 1.91%
PUNCHINA 85.39% 69.94% -15.44%
RIOGRANDE2 66.93% 44.94% -21.99%
SALVAJINA 63.03% 33.62% -29.41%
SAN LORENZO 83.35% 34.44% -48.91%
TOPOCORO 83.50% 57.99% -25.51%
TRONERAS 66.66% 72.86% 6.20%
URRA1 75.38% 58.11% -17.27%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Asimismo, comparando el volumen útil de agua almacenada en los embalses
del SIN, se encuentra un comportamiento similar al de Volumen Total, como se
describe en la Tabla 9.
Gráfica 16: Evolución de Volumen Útil de Embalses
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la Tabla 9 se compara el porcentaje del nivel de embalse total útil para el día
31 de marzo (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses
está por debajo de los niveles presentados el año anterior. Se destacan por su nivel
bajo, el embalse de Muña, con una variación de -73.5% ; Salvajina, con –33.31%;
Topocoro, con variación de –30.89%; Peñol, con variación de –29.09%.
Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse
Fecha/Embalses 31/03/2017 31/03/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 36.75% 29.05% N.A
ALTOANCHICAYA 57.32% 28.11% -29.21%
AMANI 91.86% 70.59% -21.27%
BETANIA 95.67% 70.28% -25.39%
CALIMA1 77.05% 50.75% -26.30%
CHUZA 70.93% 61.11% -9.81%
EL QUIMBO 58.19% 35.53% -22.66%
ESMERALDA 22.21% 19.56% -2.65%
GUAVIO 34.35% 17.97% -16.38%
MIRAFLORES 49.34% 32.24% -17.10%
MUNA 100.00% 26.50% -73.50%
PENOL 84.81% 55.72% -29.09%
PLAYAS 82.15% 107.92% 25.76%
PORCE II 70.88% 58.88% -12.00%
PORCE III 67.13% 68.56% 1.42%
PRADO 76.96% 80.37% 3.41%
PUNCHINA 82.91% 64.85% -18.06%
RIOGRANDE2 55.15% 25.33% -29.82%
SALVAJINA 58.13% 24.83% -33.31%
SAN LORENZO 81.22% 27.47% -53.74%
TOPOCORO 80.02% 49.13% -30.89%
TRONERAS 53.51% 62.15% 8.64%
URRA1 68.65% 46.05% -22.60%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos promedio durante marzo de 2018 fueron de 99.72 GWh/día,
valor por debajo de la media histórica mensual de 112.99 GWh/día.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
Vo
lum
en
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erg
ía [
GW
h]
PENOL GUAVIO AGREGADO BOGOTA ESMERALDA EL QUIMBO CHUZA TOPOCORO RIOGRANDE2
SAN LORENZO BETANIA URRA1 MIRAFLORES CALIMA1 PLAYAS SALVAJINA AMANI
PORCE II TRONERAS PRADO MUNA PORCE III PUNCHINA ALTOANCHICAYA OTROS
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El IDEAM informa que para el trimestre febrero – marzo – abril, la Temperatura
Superficial del Mar (TSM) registró una anomalía de -0.6ºC, lo que indica condiciones
frías especialmente en la parte oriental de la cuenca del océano Pacifico tropical. No
obstante, comparado con los trimestres anteriores, se encuentra que el índice ONI
presenta una tendencia hacia condiciones neutrales.
En la Gráfica 17 se observa que los aportes durante marzo, en su mayoría
estuvieron por debajo de la media histórica, presentando un repunte hacia final de mes,
lo que contribuyó a disminuir el déficit.
Gráfica 17: Evolución de Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
El sistema eléctrico colombiano cuenta con interconexiones que le permiten
realizar intercambios de electricidad con Ecuador y Venezuela. En la Tabla 10 se
presenta un resumen de las operaciones de intercambio durante el marzo de 2018. Allí
se puede observar que durante este periodo se mantuvieron intercambios con los dos
países, sin embargo casi la totalidad de los mismos fueron con Ecuador.
Tabla 10: Intercambios internacionales de electricidad [MWh/mes]
PAIS VALORES TOTAL
ECUADOR Exportaciones Energía 12.77
Importaciones Energía 824.59
VENEZUELA Exportaciones Energía 45.45
Importaciones Energía
Total Exportaciones Energía 58.22
Total Importaciones Energía 824.59
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
4.1 Ecuador:
Como se observa en la Gráfica 18, durante marzo de 2018 las exportaciones de
electricidad hacia este país estuvieron cercanas al promedio mensual registrado
durante los últimos 6 meses. Por otra parte, se encuentra que las importaciones
registraron 0.82GWh/mes, lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de
Ecuador. Esta importación decreció notablemente con respecto del mes pasado.
Gráfica 18: Interconexión con Ecuador
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
4.2 Venezuela:
Respecto a los intercambios con Venezuela, el valor de las exportaciones ha
venido creciendo desde el mes de agosto, presentando en diciembre el máximo valor
de exportaciones registrado para el año 2017, siendo estas de 0.39 GWh-mes. En la
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0
450.0
500.0
Ap
ort
es [
GW
h]
Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]
50
.52
99
8.1
9
82
4.4
0
32
7.1
2
12
2.9
1
3,2
27
.74
5,6
51
.11
2,0
36
.28
82
4.7
5
12
7.3
9
10
.49
44
.21
9.7
9
96
.13
47
.91
10
.34
40
.22
4.8
4
27
.02
12
7.0
7
8,6
33
.23
50
.77
4.8
7
12
.77
-14
2,0
88
.93
-66
,43
3.9
1
-63
,63
1.6
7
-40
,32
2.0
9
-15
,96
9.0
6
-23
,62
4.8
4
-6,2
94
.78
-2,5
52
.37
-2,3
35
.13
-92
9.8
9
-25
4.3
2
-52
4.9
5
-33
,17
1.9
3
-21
,02
6.0
9
-4,4
69
.13
-16
9.2
6
-31
.56
-18
6.5
0
-24
3.7
0
-1,1
40
.99
-10
,26
1.3
4
-6,6
80
.81
-85
,70
8.9
3
-18
,90
7.3
1
-82
4.5
9
-150,000
-100,000
-50,000
0
50,000
100,000
150,000
ma
r.-1
6
ab
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6
ma
y.-1
6
jun
.-1
6
jul.
-16
ag
o.-
16
sep
.-1
6
oct
.-1
6
no
v.-
16
dic
.-1
6
en
e.-
17
feb
.-1
7
ma
r.-1
7
ab
r.-1
7
ma
y.-1
7
jun
.-1
7
jul.
-17
ag
o.-
17
sep
.-1
7
oct
.-1
7
no
v.-
17
dic
.-1
7
en
e.-
18
feb
.-1
8
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8
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Wh
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Exp-ECU Imp-ECU
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Gráfica 19 se presenta el valor mes a mes de energía correspondiente a la exportación
desde Colombia hacia el vecino país de Venezuela. Se evidencia un ligero incremento
en la energía exportada; sin embargo, el intercambio de energía entre los dos países
presenta valores poco significativos.
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, lo anterior para los últimos 2 años.
En marzo de 2018, el precio promedio de bolsa se incrementó con respecto al
mes anterior en un valor de 38.24 COP/kWh. El precio de escasez para este mes fue
de 415.357 COP/kWh, muy similar al presentado en febrero.
La disminución del precio de bolsa observada desde noviembre de 2015 hasta
mayo de 2016 no corresponde a una respuesta natural del mercado sino a una
intervención regulatoria (Resolución CREG 172 de 2015) en donde se acota el precio
máximo de oferta para el mercado spot al 75% del CRO (Costo del Primer escalón de
Racionamiento) menos el costo de arranque y parada. La resolución citada
anteriormente buscó aliviar el costo de generación con líquidos asociados a la
activación de la opción financiera de obligaciones de energía en firme.
Gráfica 20: Precio Bolsa Promedio Vs. Precio de Contratos Vs Precio de escasez
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 21 se muestra la evolución del precio promedio de contratos de
usuarios regulados (UR) y de usuarios no regulados (UNR). En este caso se observa
un comportamiento estable con promedios de 188.2 COP/kWh y 165.526 COP/kWh,
respectivamente, durante los últimos dos años. Los valores promedios registrados
durante marzo, presentan un crecimiento de 5.42% y de 6.5% respectivamente, en
comparación con el mismo mes del año anterior.
109.
89 200.
73
79.9
5
53.0
4
61.8
9
55.2
9
41.1
0
31.5
6
34.2
0
24.9
9
6.69
13.2
3
18.9
6
22.0
2
6.81
2.88
5.10
2.49
4.65
13.2
3
20.1
9 39.9
0
29.7
6
37.5
6
45.4
5
1.0
10.0
100.0
1,000.0
mar
.-16
abr.
-16
may
.-16
jun
.-16
jul.-
16
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.-16
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.-17
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may
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7
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.-17
ene.
-18
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mar
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0
200
400
600
800
1000
1200
mar
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6
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jul.
-16
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6
sep
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6
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6
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6
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7
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7
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kWh
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Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO –MARZO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
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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
Para noviembre y diciembre de 2015 no se puede apreciar la relación
inversa entre precio spot y volumen de los embalses probablemente debido a
la resolución CREG 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 2017, y la Energía Firme de las
plantas existentes (ENFICC verificada diciembre de 2017), agregada con las
obligaciones de las centrales nuevas (cargo por confiabilidad).
Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni
Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus Obligaciones de Energía Firme –
OEF. Asimismo, se tuvieron en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas
recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de
generación, que periódicamente publica la Unidad.
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4
ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida Incluida
Ituango dic-18 dic-18 dic-19 dic-18 dic-19
Gecelca 3.2 nov-17 feb-18 nov-17 nov-17 jul-18
Termonorte ago-18 ago-18 ago-18 dic-18 dic-18
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 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.
0
200
400
600
800
1000
1200m
ar.-
16
abr.
-16
may
.-1
6
jun
.-1
6
jul.
-16
ago
.-1
6
sep
.-1
6
oct
.-16
no
v.-1
6
dic
.-1
6
ene.
-17
feb
.-1
7
mar
.-17
abr.
-17
may
.-1
7
jun
.-1
7
jul.
-17
ago
.-1
7
sep
.-1
7
oct
.-17
no
v.-1
7
dic
.-1
7
ene.
-18
feb
.-1
8
mar
.-18
Pre
cio
s [C
OP/
kWh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0
500
1000
1500
2000
2500
20
14
-01
-01
20
14
-01
-26
20
14
-02
-20
20
14
-03
-17
20
14
-04
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20
14
-05
-06
20
14
-05
-31
20
14
-06
-25
20
14
-07
-20
20
14
-08
-14
20
14
-09
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20
14
-10
-03
20
14
-10
-28
20
14
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-22
20
14
-12
-17
20
15
-01
-11
20
15
-02
-05
20
15
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-02
20
15
-03
-27
20
15
-04
-21
20
15
-05
-16
20
15
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-10
20
15
-07
-05
20
15
-07
-30
20
15
-08
-24
20
15
-09
-18
20
15
-10
-13
20
15
-11
-07
20
15
-12
-02
20
15
-12
-27
20
16
-01
-21
20
16
-02
-15
20
16
-03
-11
20
16
-04
-05
20
16
-04
-30
20
16
-05
-25
20
16
-06
-19
20
16
-07
-14
20
16
-08
-08
20
16
-09
-02
20
16
-09
-27
20
16
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-22
20
16
-11
-16
20
16
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-11
20
17
-01
-05
20
17
-01
-30
20
17
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-24
20
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-21
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-15
20
17
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-10
20
17
-06
-04
20
17
-06
-29
20
17
-07
-24
20
17
-08
-18
20
17
-09
-12
20
17
-10
-07
20
17
-11
-01
20
17
-11
-26
20
17
-12
-21
20
18
-01
-15
20
18
-02
-09
20
18
-03
-06
20
18
-03
-31
Vo
lum
en
Úti
l [%
]
Pre
cio
de
Bo
lsa
[CO
P/kW
h]
Precio Bolsa Diario Volumen Útil Diario
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Gráfica 23: Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de octubre de 2017.
En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, 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.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de julio de 2017.
Gráfica 24: Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Gecelca 3.2. y Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el
escenario base y un atraso en la entrada en operación del proyecto Ituango.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero de 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda de
octubre de 2017.
Gráfica 25: Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el
escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del
proyecto Termonorte.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de octubre de 2017.
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Gráfica 26: Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Termonorte vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
El Escenario 4 contempla una combinación de todas las posibilidades de atraso.
Este escenario es presentado en la Gráfica 27.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de julio de 2017.
Gráfica 27: Escenario 4 - ENFICC verificada y OEF critico vs Proyecciones de demanda octubre 2017
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
REFERENCIAS
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 2018.
XM S.A. E.S.P, Sistema de información, versiones TX3 y TXF. Consultado: enero de 2018.
Informe de registro de proyectos de generación UPME. Consultado: enero de 2018.
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