informe mensual de variables de generaciÓn y del …
Post on 25-Nov-2021
2 Views
Preview:
TRANSCRIPT
Pagina- 1 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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 Mayo el Sistema Interconectado Nacional incrementó en
409.7 MW su capacidad con respecto al mes anterior, asociado principalmente al
incremento en 429MW de la capacidad de la Cadena ALBAN, propiedad de Epsa S.A.
E.S.P., la cual no estuvo disponible el mes anterior; el incremento de 273MW por la
entrada de la central Gecelca 32, propiedad de Gecelca S.A. E.S.P.; por otro lado se
presentó salida de 306MW, correspondientes a La Tasajera, propiedad de EPM. 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 68.86% de la capacidad instalada total. En segundo lugar se ubican las centrales
térmicas (gas, carbón y ACPM), las cuales alcanzan de manera agregada el
26.53%.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 7.16%
AGUA 11,896.7 68.86%
BAGAZO 142.7 0.83%
BIOGAS 4.0 0.02%
CARBON 1,647.0 9.53%
COMBUSTOLEO 314.0 1.82%
GAS 1,700.0 9.84%
JET-A1 44.0 0.25%
MEZCLA GAS - JET-A1 264.0 1.53%
RAD SOLAR 9.8 0.06%
VIENTO 18.4 0.11%
Total general 17,277.6 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
1.1 Distribución de la capacidad instalada por departamentos
En la Tabla 2 se presenta la capacidad instalada en cada una de áreas y subáreas
eléctricas discriminada por recurso de generación. En esta tabla se encuentra que el
área constituida por los departamentos de Antioquia y Chocó presenta la mayor
concentración de potencia disponible del país, con un valor aproximado de 4,665 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
ACPM1,237.07.16%
AGUA11,896.768.86%
BAGAZO142.70.83%
BIOGAS4.0
0.02%
CARBON1,647.09.53%
COMBUSTOLEO314.01.82%
GAS1,700.09.84%
JET-A144.0
0.25%
MEZCLA GAS - JET-A1264.01.53%
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
Pagina- 2 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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 4,302.7 9.4 4,665.1
ANTIOQUIA 353.0 4,302.7 9.4 4,665.1
CARIBE 474.0 338.0 2.3 726.7 314.0 1,351.9 18.4 3,225.3
ATLÁNTICO 160.0 127.0 1,242.1 1,529.1 BOLÍVAR 314.0 187.0 109.8 610.8
CÓRDOBA 338.0 437.0 775.0 GUAJIRA 286.0 18.4 304.4
MAGDALENA 2.3 2.3
SUCRE 3.7 3.7
NORDESTE 1,857.7 660.0 343.3 264.0 3,125.0
BOYACÁ 1,019.7 332.0 9.7 1,361.4 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 3,208.4 121.2 26.9 4.8 44.0 9.8 3,825.1
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 204.2 3.8 208.0
VALLE DEL CAUCA 410.0 1,072.3 76.3 9.9 1.0 9.8 1,579.3
TOTAL GENERAL 1,237.0 11,896.7 142.7 4.0 1,647.0 314.0 1,700.0 44.0 264.0 9.8 18.4 17,277.6
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
Pagina- 3 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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
Pagina- 4 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
1.2 Participación de capacidad instalada por agente:
En la Gráfica 7 se presenta la distribución de la participación de los agentes
generadores con respecto a la capacidad instalada total.
Gráfica 7: Distribución de capacidad instalada por agente [%]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Se observa que Emgesa S.A. E.S.P., con 20.43% y Empresas Públicas de
Medellín, con 18.29%, tiene la mayor participación en cuanto a Capacidad instalada.
En tercer lugar, está Isagen con una participación el 17.3%. 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 20.43%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 3,159.8 18.29%
ISAGEN S.A. E.S.P. 2,988.9 17.30%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 1,499.7 8.68%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 1,019.7 5.90%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 918.0 5.31%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 723.0 4.18%
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P. 610.0 3.53%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 338.0 1.96%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P. 332.0 1.92%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P. 314.0 1.82%
CELSIA S.A E.S.P. 233.8 1.35%
OTROS AGENTES 1,610.3 9.32%
TOTAL 17,277.6 100%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
Durante mayo, el SIN recibió del parque generador 5,781.3 GWh, tal como se
presenta en la Tabla 4. Dicha energía disminuyó respecto a abril en 198.9 GWh. Como
se puede observar en la tabla, el mayor aporte en la generación lo realizaron las
centrales hidráulicas, con cerca del 84.97% del total de la electricidad generada, es
decir, 4,912.4 GWh (incluye grandes generadores y plantas menores).
De la misma forma se encuentra que las plantas térmicas entregaron de manera
agregada 728.1 GWh al SIN, lo que equivale a una participación del 12.59%.
Asimismo, para la generación de electricidad de las centrales menores y los
cogeneradores, se incrementó en 45.8 GWh para las plantas menores, y un
decremento de 19.81 GWh en el caso de los cogeneradores, respecto a los datos
registrados durante el mes anterior.
Tabla 4: Generación mensual por tipo de central
TIPO PLANTA/COMBUSTIBLE GENERACION GWh/MES PARTICIPACION %
PLANTAS MAYORES 5,173.5 89.49%
HIDRAULICA 4,445.4 76.89%
AGUA 4,445.4 76.89%
TERMICA 728.1 12.59%
ACPM 63.3 1.10% BAGAZO 0.1 0.00% CARBON 214.9 3.72%
COMBUSTOLEO 23.6 0.41% GAS 426.0 7.37%
JET-A1 0.2 0.00% MEZCLA GAS -JET A1 0.0 0.00%
PLANTAS MENORES 607.9 10.51%
EOLICA 3.0 0.05%
VIENTO 3.0 0.05%
HIDRAULICA 467.0 8.08%
AGUA 467.0 8.08%
TERMICA 98.6 1.70%
BIOGAS 0.0 0.00% CARBÓN 0.0 0.00%
GAS 98.6 1.70%
COGENERADOR 38.3 1.22%
BAGAZO 37.1 1.20% CARBON 1.0 0.01%
GAS 0.2 0.00%
SOLAR 1.0 0.02%
RAD SOLAR 1.0 0.02%
TOTAL 5,781.3 100.00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
EMGESA S.A. E.S.P.3,530.420.43%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
3,159.818.29%
ISAGEN S.A. E.S.P.2,988.917.30%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
1,499.78.68%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.1,019.75.90%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.918.05.31%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE
ENERGIA DEL CARIBE S.A. …
ZONA FRANCA CELSIA S.A E.S.P.610.03.53%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.338.01.96%
GESTION ENERGETICA S.A. E.S.P.332.01.92%
TERMOCANDELARIA S.C.A. - E.S.P.314.01.82%
CELSIA S.A E.S.P.233.81.35%
OTROS AGENTES1610.39.32%
CAPACIDAD INSTALADA [MW]
Pagina- 5 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
En la Gráfica 8 se presenta la evolución mensual de la generación por
combustible. La energía generada en mayo es superior a la generada en abril,
aumentando el porcentaje de participación del agua y el gas, siendo de 58.0%
9.1%, respectivamente. Además, se observa un leve crecimiento porcentual en
la energía generada con carbón al pasar su participación de 3.6% a 3.7%.
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
mayo de 2018, se puede observar en la Gráfica 9 y en la Tabla 5, que Isagen aportó al
sistema el 23.39% del total de la energía requerida, EPM el 22.32%, Emgesa el
18.78%, AES Chivor el 8.05%, Tebsa el 6.24% y Epsa el 5.32%. Lo que significa estas
seis empresas aportaron el 84.1% 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 [%]
ISAGEN S.A. E.S.P. 1,352.1 23.39%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P. 1,290.7 22.32%
EMGESA S.A. E.S.P. 1,085.7 18.78%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P. 465.7 8.05%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P. 361.0 6.24%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. 307.5 5.32%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P. 199.7 3.45%
EMPRESA URRA S.A. E.S.P. 149.5 2.59%
LA CASCADA S.A.S. E.S.P. 99.8 1.73%
OTROS AGENTES 469.7 8.12%
Totales 5,781.3 100%
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 primeros meses de
2018 la participación térmica se incrementó considerablemente; sin embargo, en mayo
se registró participación similar al mes anterior, cercana al promedio histórico.
Durante mayo, la generación de electricidad a partir de combustibles fósiles,
aportó en promedio 26.7 GWh-día, equivalente a una participación promedio del
14.3%, al comparar este porcentaje con el de mayo del año anterior, se observa que la
participación aumentó en 3.9%.
Al considerar los aportes promedios diarios del mes de mayo por tipo de
combustible, se encuentra que las centrales a gas natural generaron en promedio
16.9GWh–día, mientras que las plantas a carbón lo hicieron en 7.0GWh–día.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Gen
erac
ión
[G
Wh
/mes
]
ACPM AGUA BAGAZO BIOGAS BIOMASA CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1 RAD SOLAR VIENTO
ISAGEN S.A. E.S.P.1,352.123.39%
EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN S.A. E.S.P.
1,290.722.32%
EMGESA S.A. E.S.P.1,085.718.78%
AES CHIVOR & CIA. S.C.A. E.S.P.465.78.05%
TERMOBARRANQUILLA S.A. E.S.P.361.06.24%
EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P.
307.55.32%
GENERADORA Y COMERCIALIZADORA DE
ENERGIA DEL CARIBE S.A. E.S.P.…
EMPRESA URRA S.A. E.S.P.149.52.59%
LA CASCADA S.A.S. E.S.P.99.8
1.73%
OTROS AGENTES 469.78.12%
Pagina- 6 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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 mayo, las centrales térmicas a gas aportaron 63.4%
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 26.1%, nivel similar al
mostrado en el mes anterior; la generación con combustóleo y ACPM para este periodo
corresponde al 10.5% 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 mayo. En este periodo
las centrales térmicas del SIN requirieron en total 7,518,147.4 MBTU para satisfacer
las necesidades eléctricas, lo que indica un incremento de 1,059,746.9 MBTU en el
consumo energético respecto a abril. En términos de energía, el combustible que más
participación tuvo fue el gas natural, el cual alcanzó una participación del 69.29 % de
la energía primaria; el carbón aportó 28.26 % de la energía primaria y los líquidos
aportaron 2.45 %.
Tabla 6: Consumo mensual de combustible para generación
COMBUSTIBLE CONSUMO [MBTU] PARTICIPACION [%]
ACPM 782,387.56 10.41%
CARBON 2,623,992.14 34.90%
COMBUSTOLEO 359,755.50 4.79%
GAS 3,749,086.10 49.87%
JET-A1 2,926.1 0.04%
MEZCLA GAS - JET-A1 0 0.00%
Total 7,518,147.4 100.00%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
En la Gráfica 11 se presenta el consumo por tipo de combustible durante los
últimos 12 meses, se puede evidenciar que el consumo de este mes fue superior al del
mes anterior.
Gráfica 11: Evolución de consumo de combustibles para la generación
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
2.3 Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:
Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de emisión del sistema de
generación eléctrico colombiano, se utiliza la información reportada de consumo de
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
31
/03
/20
16
30
/04
/20
16
31
/05
/20
16
30
/06
/20
16
31
/07
/20
16
31
/08
/20
16
30
/09
/20
16
31
/10
/20
16
30
/11
/20
16
31
/12
/20
16
31
/01
/20
17
28
/02
/20
17
31
/03
/20
17
30
/04
/20
17
31
/05
/20
17
30
/06
/20
17
31
/07
/20
17
31
/08
/20
17
30
/09
/20
17
31
/10
/20
17
30
/11
/20
17
31
/12
/20
17
31
/01
/20
18
28
/02
/20
18
31
/03
/20
18
30
/04
/20
18
31
/05
/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
may.-17 jul.-17 sep.-17 nov.-17 ene.-18 mar.-18 may.-18
Co
nsu
mo
de
Co
mb
ust
ible
[M
BTU
]
ACPM CARBON COMBUSTOLEO GAS JET-A1 MEZCLA GAS - JET-A1
Pagina- 7 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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] 5,781,344
Emisiones Generadas [Ton. CO2/mes] 555,742
Factor de Emisión [Ton. CO2/MWh] 0.096
Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME
En la Tabla 7 se presentan los resultados de los cálculos de emisiones de CO2
del SIN para el mes de mayo de 2018. Durante dicho mes, el parque generador
colombiano emitió 555,742 TonCO2, producto de la combustión de Gas Natural, Carbón
y Combustibles líquidos.
La Gráfica 12 presenta la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional y el Factor de Emisión mensual. Allí se
observa una estrecha relación entre las dos líneas mensuales. La diferencia entre estas
se establece por el cambio de pendiente de las curvas entre los diferentes meses. Esta
pendiente es influenciada por el tipo de combustible consumido para la generación, ya
que este afecta directamente los cálculos del FE y del volumen emisiones de CO2, y
por el número de días de cada mes.
Gráfica 12: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Al comparar el Factor de Emisión del mes corriente con el Factor de Emisión del
mes inmediatamente anterior se observa un crecimiento del 14%. Esto indica que la
operación del SIN durante mayo de 2018, emitió una cantidad de gases de efecto de
invernadero por kWh superior al de abril pero inferior a los primeros tres meses de
2018.
2.4 Generación fuera de mérito:
A continuación se presenta la evolución de la generación fuera de mérito en el
periodo marzo 2017 – mayo 2018 (ver Gráfica 13). Esta variable está asociada
principalmente a las generaciones de seguridad que se necesitan en el Sistema
Interconectado Nacional – SIN, para el cubrimiento de eventos sobre la red, ya sea por
indisponibilidades, contingencias sencillas del orden N-1 y/o mantenimientos.
Gráfica 13: Generación fuera de mérito [GWh]
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
0.000
0.020
0.040
0.060
0.080
0.100
0.120
0.140
0.160
0.180
0.200
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
1,000,000
abr.
-17
may
.-1
7
jun
.-1
7
jul.-
17
ago
.-1
7
sep
.-1
7
oct
.-1
7
no
v.-1
7
dic
.-1
7
ene.
-18
feb
.-1
8
mar
.-1
8
abr.
-18
may
.-1
8
Fact
or
de
emis
ion
[To
n. C
O2
/MW
h]
Emis
ion
es [
Ton
. CO
2]
Emisiones Factor de Emisión (FE)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Gen
erac
ión
Fu
era
de
Mér
ito
[G
Wh
/día
]
Pagina- 8 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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 mayo se acentúa la primera temporada de lluvias, por esta
razón generalmente para esta época se incrementan las reservas en los embalses.
3.1 Volumen de embalses:
Las reservas totales del SIN iniciaron en el mes de mayo en 47.46% del volumen
útil diario y finalizaron en 67.29%. 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 mayo (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen de los embalses está
por debajo del mismo mes del año anterior; no obstante, presentan una importante
recuperación respecto al mes anterior. Se destacan por su nivel bajo en relación con
el año anterior, el embalse de Playas, con una variación de -41.39%; Calima, con
variación de -23.49%. Sin embargo, por su capacidad de almacenamiento se nota
mayor el impacto de la recuperación del Peñol, que aunque tiene una variación de -
11.5%, su volumen total se encuentra en 89.21%; Topocoro tuvo variación positiva de
0.78%, El Quimbo de 3.84% y Muña de 17.1%.
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 mayo muestra recuperación en el nivel de embalse.
Las reservas hídricas almacenadas en los embalses del SIN a 31 de mayo de 2018, se
incrementaron en 2,555 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
Pagina- 9 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Tabla 8: Comparativo del Volumen de Embalse
Fecha/Embalses 31/05/2017 31/05/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 38.36% 34.82% 38.36%
ALTOANCHICAYA 54.20% 67.87% 54.20%
AMANI 92.28% 97.29% 92.28%
BETANIA 87.76% 90.29% 87.76%
CALIMA1 99.12% 75.64% 99.12%
CHUZA 76.60% 68.88% 76.60%
EL QUIMBO 60.15% 63.99% 60.15%
ESMERALDA 37.37% 48.88% 37.37%
GUAVIO 66.55% 64.31% 66.55%
MIRAFLORES 58.56% 57.13% 58.56%
MUNA 82.90% 100.00% 82.90%
PENOL 100.71% 89.21% 100.71%
PLAYAS 106.65% 65.34% 106.65%
PORCE II 76.33% 70.10% 76.33%
PORCE III 81.15% 81.60% 81.15%
PRADO 100.47% 97.15% 100.47%
PUNCHINA 57.85% 50.93% 57.85%
RIOGRANDE2 99.86% 102.40% 99.86%
SALVAJINA 88.38% 74.02% 88.38%
SAN LORENZO 103.37% 101.78% 103.37%
TOPOCORO 98.79% 99.57% 98.79%
TRONERAS 83.35% 91.15% 83.35%
URRA1 85.20% 77.14% 85.20%
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 mayo (2017 y 2018). Puede verse en general que el volumen útil de los embalses
está por debajo de los niveles presentados el año anterior. Se destacan por su nivel
bajo, el embalse de Playas, con una variación de -58.54%; Calima, con –29.33%;
Salvajina, con variación de –16.22%; Peñol, con variación de –12.36%.
Tabla 9: Comparativo del Volumen Útil de Embalse
Fecha/Embalses 31/05/2017 31/05/2018 Diferencia
AGREGADO BOGOTA 38.36% 34.82% -3.53%
ALTOANCHICAYA 42.75% 61.08% 18.32%
AMANI 91.41% 96.99% 5.58%
BETANIA 80.57% 84.59% 4.02%
CALIMA 98.92% 69.58% -29.33%
CHUZA 75.49% 67.40% -8.09%
EL QUIMBO 52.63% 57.19% 4.56%
ESMERALDA 34.88% 46.85% 11.97%
GUAVIO 65.78% 63.48% -2.30%
MIRAFLORES 56.14% 54.63% -1.51%
MUNA 82.83% 100.00% 17.17%
PENOL 100.76% 88.40% -12.36%
PLAYAS 109.43% 50.89% -58.54%
PORCE II 65.62% 56.57% -9.05%
PORCE III 76.86% 77.41% 0.55%
PRADO 100.84% 94.92% -5.92%
PUNCHINA 50.71% 42.61% -8.10%
RIOGRANDE2 99.81% 103.26% 3.45%
SALVAJINA 86.84% 70.62% -16.22%
SAN LORENZO 103.80% 101.96% -1.83%
TOPOCORO 98.53% 99.48% 0.95%
TRONERAS 76.78% 87.66% 10.88%
URRA1 80.94% 70.56% -10.38%
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
3.2 Aportes hídricos:
Los aportes hídricos promedio durante mayo de 2018 fueron de 327.76
GWh/día, valor superior a la media histórica mensual de 225.89 GWh/día. Siendo de
145.35% respecto a la media histórica para este mes.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
Vo
lum
en
Úti
l En
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
Pagina- 10 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
El IDEAM informa que para el trimestre abril – mayo – junio, la Temperatura
Superficial del Mar (TSM) registró una anomalía de -0.1ºC, lo que indica condiciones
con tendencia a neutralidad especialmente en la parte oriental de la cuenca del océano
Pacifico tropical.
En la Gráfica 17 se observa que los aportes durante mayo, en su mayoría
estuvieron por encima de la media histórica, presentando un repunte hacia final de
mes, lo que contribuyó al superávit.
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 mayo 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 53.23
Importaciones Energía 3,303.08
VENEZUELA Exportaciones Energía 2.67
Importaciones Energía
Total Exportaciones Energía 55.90
Total Importaciones Energía 3,303.08
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
4.1 Ecuador:
Como se observa en la Gráfica 18, durante mayo de 2018 las exportaciones de
electricidad hacia este país estuvieron levemente superiores a lo registrado durante
abril. Por otra parte, se encuentra que las importaciones registraron 0.053 GWh/mes,
lo que indica que hubo un intercambio neto a favor de Colombia.
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 de 2017, presentando en marzo el máximo
valor de exportaciones registrado para el año 2018, siendo estas de 0.45 GWh-mes.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Ap
ort
es [
GW
h]
Aportes Diarios [GWh] Aportes Medios Mensuales [GWh]
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
29
.04
53
.23
-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
-1,7
60
.44
-3,3
03
.08
-150,000
-100,000
-50,000
0
50,000
100,000
150,000
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
abr.
-18
may
.-1
8
Inte
rcam
bio
En
ergé
tico
[M
Wh
/mes
]
Exp-ECU Imp-ECU
Pagina- 11 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
En la Gráfica 19 se presenta el valor mes a mes de energía correspondiente a la
exportación desde Colombia hacia el vecino país de Venezuela. Se evidencia un leve
crecimiento en la energía exportada durante mayo; 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 mayo de 2018, el precio promedio de bolsa decreció con respecto al mes
anterior en un valor de -48.74 COP/kWh. El precio de escasez para este mes fue de
419.256 COP/kWh, superior al presentado en abril.
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 189.35 COP/kWh y 153.07 COP/kWh,
respectivamente, durante los últimos dos años. Los valores promedios registrados
durante mayo, presentan un crecimiento de 6.7% y de 9.9% respectivamente, en
comparación con el mismo mes del año anterior.
20
0.7
3
79
.95
53
.04
61
.89
55
.29
41
.10
31
.56
34
.20
24
.99
6.6
9 13
.23
18
.96
22
.02
6.8
1
2.8
8 5.1
0
2.4
9
4.6
5
13
.23
20
.19 3
9.9
0
29
.76
37
.56
45
.45
12
.18
13
.18
1.0
10.0
100.0
1,000.0
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
abr.
-18
may
.-1
8
Inte
rcam
bio
En
ergé
tico
[M
Wh
/mes
]
Exp-VEN Imp-VEN
0
200
400
600
800
1000
1200
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
abr.
-18
may
.-1
8
Pre
cio
s [C
OP/
kWh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Escasez Precio Promedio Contrato
Pagina- 12 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
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
.
6. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME.
Se presenta la comparación entre la proyección diaria promedio de demanda de
energía eléctrica, revisión Abril de 2018, y la Energía Firme de las plantas existentes
(ENFICC verificada diciembre de 2017), agregada con las obligaciones de las centrales
nuevas (cargo por confiabilidad).
Lo anterior no considera las centrales Porce IV, Miel II, Termocol, Porvenir II ni
Ambeima, ya que son proyectos que perdieron sus Obligaciones de Energía Firme –
OEF. Asimismo, se tuvo en cuenta las fechas de entrada en operación reportadas
recientemente, las cuales se listan en los informes de seguimiento a los proyectos de
generación, que periódicamente publica la Unidad.
Asimismo, teniendo en cuenta la situación actual del proyecto Hidroituango y la
falta de certeza sobre la fecha de entrada en operación, se incluyó en los escenarios
posibles retrasos para este proyecto y su no entrada en operación
Tabla 11: Escenarios considerados ejercicio de verificación de ENFICC
Escenario 0 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3
ENFICC Verificada Incluida Incluida Incluida Incluida
Ituango dic-18 dic-20 dic-22 -----
Gecelca 3.2 jul-18 dic-18 dic-18 dic-18
Termonorte ago-18 dic-18 dic-18 dic-18
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de tabla: UPME
Este ejercicio se realizó para cuatro (4) escenarios diferentes, los cuales
contemplan un escenario base, escenarios con el atraso de algunos proyectos que
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro.
0
200
400
600
800
1000
1200ab
r.-1
6
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
abr.
-18
may
.-1
8
Pre
cio
s [C
OP/
kWh
]
Precio Bolsa Nacional Precio Promedio Contratos Regulados Precio Promedio Contratos No Regulados
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0
500
1000
1500
2000
2500
Volu
men Ú
til [%
]
Pre
cio
de B
ols
a [
CO
P/k
wh]
Precio Bolsa Diario Volumen Útil Diario
Pagina- 13 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
El primer caso corresponde al Escenario base (ver Gráfica 23). Este considera
la ENFICC verificada y las Obligaciones de Energía Firme de todos los proyectos en
las fechas establecidas.
Gráfica 23 Escenario 0 - ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda Abril de 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2023, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de abril de 2018.
En la Gráfica 24 se presenta el Escenario 1, el cual considera un atraso de 2
años en la entrada en operación del proyecto Hidroituango de acuerdo a lo presentado
en la Tabla 11.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2023, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de Abril de 2018.
Gráfica 24 Escenario 1 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 25 se presenta el Escenario 2, el cual toma como referencia el
escenario base y un atraso de 4 años en la entrada en operación del proyecto Ituango.
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero de 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda de
abril de 2018.
Gráfica 25 Escenario 2 - ENFICC verificada y OEF con atraso de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
En la Gráfica 26 se presenta el Escenario 3, el cual toma como referencia el
escenario base, y además tiene dentro de sus consideraciones la no entrada del
proyecto Ituango.
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
dic
.-1
7
feb
.-1
8
ab
r.-1
8
jun
.-1
8
ag
o.-
18
oct.-1
8
dic
.-1
8
feb
.-1
9
ab
r.-1
9
jun
.-1
9
ag
o.-
19
oct.-1
9
dic
.-1
9
feb
.-2
0
ab
r.-2
0
jun
.-2
0
ag
o.-
20
oct.-2
0
dic
.-2
0
feb
.-2
1
ab
r.-2
1
jun
.-2
1
ag
o.-
21
oct.-2
1
dic
.-2
1
feb
.-2
2
ab
r.-2
2
jun
.-2
2
ag
o.-
22
oct.-2
2
dic
.-2
2
feb
.-2
3
ab
r.-2
3
jun
.-2
3
ag
o.-
23
oct.-2
3
dic
.-2
3
feb
.-2
4
ab
r.-2
4
jun
.-2
4
ag
o.-
24
oct.-2
4
dic
.-2
4
feb
.-2
5
ab
r.-2
5
jun
.-2
5
ag
o.-
25
oct.-2
5
dic
.-2
5
Energ
ía [G
Wh]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
dic
.-1
7
feb
.-1
8
ab
r.-1
8
jun
.-1
8
ag
o.-
18
oct.-1
8
dic
.-1
8
feb
.-1
9
ab
r.-1
9
jun
.-1
9
ag
o.-
19
oct.-1
9
dic
.-1
9
feb
.-2
0
ab
r.-2
0
jun
.-2
0
ag
o.-
20
oct.-2
0
dic
.-2
0
feb
.-2
1
ab
r.-2
1
jun
.-2
1
ag
o.-
21
oct.-2
1
dic
.-2
1
feb
.-2
2
ab
r.-2
2
jun
.-2
2
ag
o.-
22
oct.-2
2
dic
.-2
2
feb
.-2
3
ab
r.-2
3
jun
.-2
3
ag
o.-
23
oct.-2
3
dic
.-2
3
feb
.-2
4
ab
r.-2
4
jun
.-2
4
ag
o.-
24
oct.-2
4
dic
.-2
4
feb
.-2
5
ab
r.-2
5
jun
.-2
5
ag
o.-
25
oct.-2
5
dic
.-2
5
Energ
ía [G
Wh]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
dic
.-17
feb.-
18
abr.
-18
jun.-
18
ago.-
18
oct.-1
8
dic
.-18
feb.-
19
abr.
-19
jun.-
19
ago.-
19
oct.-1
9
dic
.-19
feb.-
20
abr.
-20
jun.-
20
ago.-
20
oct.-2
0
dic
.-20
feb.-
21
abr.
-21
jun.-
21
ago.-
21
oct.-2
1
dic
.-21
feb.-
22
abr.
-22
jun.-
22
ago.-
22
oct.-2
2
dic
.-22
feb.-
23
abr.
-23
jun.-
23
ago.-
23
oct.-2
3
dic
.-23
feb.-
24
abr.
-24
jun.-
24
ago.-
24
oct.-2
4
dic
.-24
feb.-
25
abr.
-25
jun.-
25
ago.-
25
oct.-2
5
dic
.-25
En
erg
ía [
GW
h]
Base Ituango Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
Pagina- 14 -de 16
INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO – MAYO DE 2018 SUBDIRECCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA – GRUPO DE GENERACIÓN
Avenida Calle 26 No. 69 D – 91 Torre 1, Oficina 901
PBX: (+57 1) 222 0601
FAX: (+57 1) 221 9537
Línea Gratuita Nacional 01800 911 729
www.upme.gov.co
Se puede verificar que en este escenario se comprometería la atención de la
demanda en febrero del año 2021, bajo el escenario de proyección alto de la demanda
de abril de 2018.
Gráfica 26 Escenario 3 - ENFICC verificada y OEF con no entrada de Ituango vs Proyecciones de demanda Abril de 2018
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
175.0
185.0
195.0
205.0
215.0
225.0
235.0
245.0
255.0
dic
.-17
feb.-
18
abr.
-18
jun.-
18
ago.-
18
oct.-1
8
dic
.-18
feb.-
19
ab
r.-1
9
jun.-
19
ago.-
19
oct.-1
9
dic
.-19
feb.-
20
abr.
-20
jun.-
20
ago.-
20
oct.-2
0
dic
.-20
feb.-
21
abr.
-21
jun.-
21
ago.-
21
oct.-2
1
dic
.-21
feb.-
22
ab
r.-2
2
jun.-
22
ago.-
22
oct.-2
2
dic
.-22
feb.-
23
abr.
-23
jun.-
23
ago.-
23
oct.-2
3
dic
.-23
feb
.-2
4
abr.
-24
jun.-
24
ago.-
24
oct.-2
4
dic
.-24
feb.-
25
ab
r.-2
5
jun.-
25
ago.-
25
oct.-2
5
dic
.-25
Energ
ía [G
Wh]
Base Gecelca 3.2 Termonorte Proy. Dem. Media Proy. Dem. Alta Proy. Dem. Baja
top related