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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO
COLOMBIANO – FEBREO DE 2014
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 de las
variables del sistema de generación y del mercado
eléctrico colombiano.
Dentro de la información presentada se puede
resaltar los datos generales sobre el parque
generador y la participación de sus tecnologías en la
generación, el consumo de combustibles de las
plantas térmicas, la evolución de variables hídricas, la
información de los intercambios regionales de
electricidad, la evolución del precio de la electricidad,
las generaciones fueras de mérito, que están
asociadas a las limitaciones de la red del Sistema
interconectado Nacional, 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
Como se puede observar en la Tabla 1, durante
el mes de febrero del presente año, el parque
generador colombiano contaba con una capacidad
instalada de 14,614.6 MW.
Tabla 1: Capacidad instalada por tecnología
Tecnología Potencia
(MW)
Hidráulica 9,365.0
Térmica 4,521.0
Menores 662.3
Cogeneradores 66.3
Total 14,614.6
Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM - Febrero de 2013 Fuente de tabla: UPME
De manera general no se observan variaciones
considerables en comparación con el mes de enero
de 2014. La única diferencia se registra en la
capacidad de generación hidráulica, la cual se
incrementó en cerca de 45 MW.
Como se puede observar en la Gráfica 1, la
distribución de la capacidad instalada del parque de
generación del Sistema Interconectado Nacional
(SIN), es dominada por la centrales hidroeléctricas,
con el 64.1% del total de la capacidad instalada,
seguidas por las centrales térmicas (gas y carbón) con
el 30.9%. Esta distribución se mantiene sin mayores
variaciones, debido a que en el sistema no han
entrado ni salido de operación, centrales de
generación de gran capacidad instalada.
Gráfica 1: Participación por tecnología en la matriz eléctrica
Fuente de datos: Informe ejecutivo, XM – Febrero de 2013
Fuente de gráfica: UPME
2. GENERACIÓN
De la misma forma, en la Tabla 2 se presenta la
generación de electricidad por tipo de central. Allí se
observa que durante el mes de febrero se generaron
4,981.7 GWh. Al revisar la generación de los últimos
12 meses, se observa que este dato es inferior
respecto a la cantidad de energía aportada en otros
momentos, ello debido a que febrero cuenta con
menos días en relación a los demás meses.
64.1%
30.9%
4.5% 0.5%
Hidráulica
Térmica
Menores
Cogeneradores
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Tabla 2: Generación mensual por tipo de central
Tecnología Generación
(GWh) Participación
(%)
Hidráulica 3,248.4 65.21%
Térmica Gas 1,016.7 20.41%
Térmica Carbón 451.0 9.05%
Menores 216.7 4.35%
Cogeneradores 32.1 0.64%
Térmica Líquidos 16.8 0.34%
Total 4,981.7 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
En este mes las hidroeléctricas participación con
el 65.21% del total de electricidad generada, lo que
significa un aporte de 3,248.4 GWh. En términos
energéticos, la generación de electricidad a partir de
hidroeléctricas se redujo el 7% respecto al mes
inmediatamente anterior.
Por otro lado, las plantas térmicas (gas, carbón y
líquidos) tuvieron una participación agregada de
29.8%, equivalentes a 1,484.5 GWh, es decir una
reducción cercana a los 36.5 GWh. Sin embargo, es
importante destacar el aumento de la participación de
la generación térmica con combustibles líquidos, la
cual paso de 2.55 GWh en el mes de enero, a 16.8
GWh en el mes de febrero.
De la misma forma, se presenta la generación de
electricidad de las centrales menores y los
cogeneradores. En estos casos, se observa una
participación similar a la del mes anterior, con
diferencias de 0.59% y -0.02%, respectivamente.
En la Gráfica 2 se presenta el histórico de los
aportes de generación por tipo de central. Tal y como
se mencionó anteriormente, la generación durante el
mes de febrero es inferior a la de los demás meses
del año. Sin embargo, al comparar solamente este
mes en los años 2014 y 2013, se encuentra que la
primera fue superior en 207.19 GWh, es decir 4.3%.
Por otro lado, se observa la misma tendencia de
participación por tecnología durante todos los meses
(en proporción).
Gráfica 2: Histórico mensual de generación por tecnología
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Así mismo, en la gráfica se puede observar que
en el primer mes de febrero se registró la menor
generación mensual de electricidad a partir de
centrales hidráulicas, así como la tercera mayor
generación mensual con centrales térmicas a gas de
los últimos 12 meses.
Participación Térmica: La Gráfica 3 presenta la
participación histórica de las centrales de generación
térmicas de los últimos 24 meses. Allí se observa la
importancia de los aportes de la generación térmica al
SIN, ya que en ocasiones presenta picos que superan
el 40% del total de la generación diaria.
Durante el mes de febrero la participación de la
generación de electricidad con centrales térmicas,
tuvo un promedio aproximado de 29.8%, el cual se
ubica por encima de la participación promedio de los
últimos 12 meses, que es 26.76%.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
feb.-
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.-1
3
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.-13
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(GW
h)
HIDRAULICA TERMICA GAS TERMICA CARBON
MENORES COGENERADORES TERMICA LIQUIDOS
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Gráfica 3: Histórico de participación térmica
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Durante febrero, se registró un aporte de las
centrales térmicas a gas del 68.49% sobre el total de
la generación térmica, mientras que la participación
de las centrales a carbón disminuyó respecto al mes
de enero, ubicándose en 30.38% del total de la
generación térmica. Las centrales a gas generaron en
promedio 36.31 GWh–día, y las centrales a carbón
aportaron en promedio 16.11 GWh–día.
Consumo de Combustibles: La Tabla 3 resume
el consumo de combustibles utilizados para la
generación de electricidad del mes de febrero, el cual
alcanzo 13,659.1 GBTU.
El consumo de gas natural durante este periodo
fue de 8,817.8 GBTU, lo que implica un aumento de
620.6 GBTU en su demanda para la generación de
electricidad, es decir, 7.57% en comparación al mes
anterior. Respecto a su participación, el gas natural
representó el 64.6% del total de energía proveniente
de combustibles fósiles.
La tabla también muestra el consumo de otros
energéticos para la generación de electricidad. En el
caso del carbón se observa una reducción en su
demanda de 673.1 GBTU, aproximadamente, y para
el combustóleo un incremento de más de 2 veces su
valor respeto al mes anterior. Por otro lado, se
observa que durante el mes de febrero se requirió
generación con ACPM (FO2) y se registraron valores
de consumo de este combustible similares a los del
mes de diciembre de 2013.
Tabla 3: Consumo mensual de combustible para generación
Combustible Consumo
(GBTU) Participación
(%)
Gas Natural 8,817.8 64.6%
Carbón 4,622.1 33.8%
ACPM (FO2) 91.1 0.7%
Combustóleo (FO6) 128.1 0.9%
Total 13,659.1 -
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
En la Gráfica 4 se presenta el comportamiento
del consumo de combustibles del SIN durante los
últimos 18 meses. Allí se encuentra un incremento de
los tipo fósiles durante febrero, el cual se ubica como
el tercer mayor consumo del último año.
Gráfica 4: Consumo de combustibles para la generación
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Al revisar los datos por combustibles, se
encuentra que se incrementó el requerimiento de gas
natural para la generación, siendo así el consumo de
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
20
40
60
80
100
120
140
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180
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r.-1
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3
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(GW
h)
Generacion con gas Generacion con carbonGeneracion con fueloil y ACPM Otra generacionGeneracion Termica SIN (%)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
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oct.
-12
nov.-
12
dic
.-12
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.-1
3
feb.-
13
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3
abr.
-13
ma
y.-
13
jun.-
13
jul.-1
3
ago
.-1
3
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oct.
-13
nov.-
13
dic
.-13
ene.-
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feb.-
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(GB
TU
)
Gas Natural Carbón ACPM (FO2) Combustóleo (FO6)
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febrero el cuarto mayor de los presentados en el
horizonte Septiembre 2012 – Febrero 2014.
Factor de emisión (FE) y Emisiones de CO2:
Para el cálculo de emisiones de CO2 y el factor de
emisión del sistema de generación eléctrico
colombiano, se utiliza la información reportada de
consumo de combustible por tecnología y la
generación de electricidad mensual por tipo de
central. Adicionalmente, se utilizan valores
estandarizados en el aplicativo denominado Factores
de Emisión (FE) para Combustibles Colombianos
(FECOC).
En la Tabla 4 se presentan los resultados de los
cálculos de emisiones de CO2 del SIN para el mes de
febrero. Durante este mes, el parque generador
colombiano emitió 1,004,990 Ton. CO2, producto de la
combustión de Gas Natural, Carbón y Combustibles
líquidos. En este caso el mayor aporte lo realizaron
las centrales operadas con gas natural, con cerca del
51%.
Al comparar las emisiones del mes de febrero
con las del mes de enero de 2014, se observa una
reducción cercana a 20,000 Ton de CO2, sin embargo,
se debe considerar la diferencia de 3 días entre los
dos meses.
Según los datos registrados en la Tabla 4, el
Factor de Emisión del sistema de generación fue de
0.202 Ton CO2/MWh para el mes de febrero. Al
comparar este valor con el del mes inmediatamente
anterior, se encuentra un incremento del 4.7%, el cual
se puede asociar al incremento de la participación de
la generación térmica y al incremento en la utilización
de combustibles líquidos para la generación de
electricidad.
Tabla 4: Emisiones CO2 equivalente GEI generación eléctrica
Tipo de planta Energía Neta
Generada. (MWh)
Consumo de Combustible
(GBTU)
Emisiones (Ton.
CO2/mes)
Gas Natural 1,016,700 8,817,800 512,622
Carbón 451,000 4,622,100 474,283
Combustóleo (FO6) 16,800
128,100 18,085
ACPM (FO2) 91,100
Agua 3,248,400 - 0
Otras 248,800 - 0
Total 4,981,700 8,817,800 1,004,990
Energía Neta Generada (MWh/mes) 4,981,700
Emisiones Generadas (Ton. CO2/mes) 1,004,990
Factor de Emisión (Ton. CO2/MWh) 0.202
Fuente de datos: XM y FECOC UPME Fuente de tabla: UPME
Al comparar la generación de electricidad y las
emisiones generadas de cada una de las tecnologías,
se encuentra que el factor de emisión de la generación
térmica a carbón es mayor que el de la generación
térmica a gas, indicando que esta tecnología aportó
electricidad con una mayor producción de dióxido de
carbono (CO2).
Evolución de emisiones: La Grafica 5 presenta
la evolución del agregado de emisiones de CO2
producidas por el parque generador nacional, así
como el FE. Allí se observa una estrecha relación
entre las dos líneas, la diferencia 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.
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Gráfica 5: Evolución de emisiones y de factor de emisión
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Como se observa en la gráfica, en el mes de
febrero el FE se incrementó, mientras que las
emisiones se redujeron. Durante los últimos 12 meses
es la primera vez que se observa este
comportamiento, el cual se explica con el incremento
del consumo de combustibles líquidos y la menor
generación de electricidad con centrales térmicas.
Generación fuera de mérito: A continuación se
presenta la evolución de la generación fuera de mérito
en el periodo enero 2012 - diciembre 2013 (Gráfica 6).
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.
Gráfica 6: Generación fuera de merito
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En el caso de las indisponibilidades Primavera –
Cerromatoso 500 kV y buena parte de la red a 500 kV,
la entrada de los refuerzos al área Oriental, Caribe y
Suroccidental, 2017, 2018 y 2018, respectivamente,
reducen drásticamente la generación requerida. Para
el caso de la sub-área Atlántico, la entrada de la
subestación Caracolí 220/110 kV y su red asociada
(2016) reduce la generación fuera de mérito,
ocasionada por el cubrimiento de las contingencias en
esta parte del sistema.
3. VARIABLES HÍDRICAS
Durante febrero los aportes hídricos y los niveles
de embalse presentaron comportamientos típicos, en
la que predominan las condiciones de pocas
precipitaciones en la mayor parte del país. Con
excepción de los últimos días del mes, en los que se
presentaron lluvias que generaron aportes muy por
encima de la media histórica, aumentando su valor
medio mensual.
0.080
0.120
0.160
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0.240
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h)
Em
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n. C
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Emisiones Factor de Emisión (FE)
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.-13
En
erg
ia (
GW
h)
Atentado Porce III - Cerromatoso 500 kVIndisponibilidad Cerromatoso - Primavera 500 kVAtentados Jamondino - San Bernardino 1 y 2 al igual que Ocaña - Copey 500 kVMantenimiento barra 2 Ssubestación San CarlosMantenimiento enlace Bolívar - Ternera 220 kVMantenimiento Red a 500 kVMantenimientos en el STN en la región Caribe y área SuroccidentalGeneración de seguridad cubrimiento contingenciasGeneración fuera de merito
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Gráfica 7: Evolución Volumen Total de Embalse (energía)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Volumen de embalses: Las reservas totales del
SIN iniciaron el mes en 60.57% del volumen útil diario
y finalizaron en 53.60%, con una disminución cercana
al 7%. Para los principales embalses del SIN, el valor
del volumen total almacenado decreció notablemente
respecto al mes anterior (ver Gráfica 7), como se
mencionó anteriormente, este comportamiento es
normal para la época seca de inicio de año.
Comparando con enero, con excepción de
Betania que aumentó 3%, los embalses disminuyeron
notablemente su volumen total almacenado, debido a
que continuó la tendencia de menores aportes
hídricos de las cuencas asociadas, y la demanda
nacional estuvo cercana a 180 GWh-día.
En cuanto al volumen disponible para generación
de electricidad, descrito en la Gráfica 8, se presenta
la misma tendencia decreciente respecto a enero,
reflejando la energía real estimada que se puede
generar con los parámetros técnicos de los embalses.
Grafica 8: Evolución de Volumen Útil de Embalses (energía)
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Tabla 5: Comparativo del Volumen de Embalse
Embalse 28/02/2014 28/02/2013
AGREGADO EEB 54.44% 70.63%
BETANIA 84.37% 81.08%
CALIMA 78.22% 65.29%
EL GUAVIO 40.36% 39.51%
EL PEÑOL 57.15% 57.35%
ESMERALDA 49.26% 43.06%
MIEL 80.85% 66.44%
MIRAFLORES 66.92% 27.92%
RIOGRANDE I I 58.81% 39.73%
SAN LORENZO 84.73% 51.38%
URRA 61.76% 53.36%
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
En la Tabla 5 se compara el porcentaje del nivel
de embalse total para los meses de febrero de 2013 y
2014. El nivel de los embalses, tuvo un
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
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3
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.-13
oct.
-13
nov.-
13
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(GW
h)
EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA
RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA
MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES
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6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
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3
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13
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13
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3
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13
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EL PEÑOL AGREGADO EEB EL GUAVIO ESMERALDA
RIOGRANDE II SAN LORENZO MIRAFLORES CALIMA
MIEL URRA BETANIA OTROS EMBALSES
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comportamiento no uniforme, por un lado el Agregado
EEB disminuyó un 25%, mientras que para Miraflores
y San Lorenzo aumentó 40% y 35% respectivamente.
Por otro lado, para El Peñol, Guavio y Betania, se
mantuvo en valores muy cercanos de un año al otro.
Asimismo, comparando el volumen útil
almacenado en los embalses, Tabla 6, se encuentra
un comportamiento similar al de Volumen Total.
Tabla 6: Comparativo del Nivel Útil de Embalse
Embalse 28/02/2014 28/02/2013
AGREGADO EEB 54.44% 70.63%
BETANIA 74.75% 69.44%
CALIMA 73.05% 57.06%
EL GUAVIO 38.92% 38.05%
EL PEÑOL 54.23% 54.44%
ESMERALDA 47.34% 40.92%
MIEL 78.68% 62.62%
MIRAFLORES 65.19% 24.14%
RIOGRANDE I I 44.59% 18.91%
SAN LORENZO 82.77% 45.15%
URRA 52.39% 41.92%
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
Aportes hídricos: Los aportes hídricos durante
febrero fueron deficitarios durante los primeros 20
días y cambiaron drásticamente su tendencia en la
última semana del mes, presentando niveles de 213%
respecto a la media diaria. En este sentido, los
mismos finalizaron con un acumulado de 90.08%
respecto a la media histórica de este mes (ver Gráfica
9).
En el boletín 229 publicado por el IDEAM en
marzo de 2014, se estimó que durante el primer
semestre del 2014 continuarán las condiciones
neutrales del Fenómeno El Niño - Oscilación Del Sur
– ENOS, y aumentará la probabilidad de desarrollo de
la fase inicial de un evento cálido en el segundo
semestre del presente año.
Gráfica 9: Aportes Hídricos en Energía
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
De acuerdo con los análisis de los Centros
mundiales de Predicción Climática y los propios del
IDEAM, se esperaría que para el segundo semestre
del presente año aumente la probabilidad del
desarrollo de un Evento Cálido, especialmente en el
último trimestre octubre - noviembre – diciembre.
4. ENFICC VERIFICADA Y OBLIGACIONES DE
ENERGÍA FIRME.
A continuación se presenta el contraste entre la
proyección diaria promedio de demanda de energía
eléctrica, revisión noviembre de 2013, y la Energía
Firme de las plantas existentes - ENFICC, incluyendo
las obligaciones de las centrales nuevas resultado de
las subastas del cargo por confiabilidad, lo anterior sin
considerar Porce IV, Miel II, Termocol y Ambeima,
proyectos que perdieron sus obligaciones de Energía
Firme - OEF. Adicionalmente, se presenta el mismo
ejercicio bajo otros cinco (5) escenarios, los cuales
contemplan el atraso de algunos proyectos que
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4
(GW
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Aportes hidricos diarios Aportes medios historicos
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO
COLOMBIANO – FEBREO DE 2014
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
adquirieron OEF, y la no ejecución de otro. Todo lo
anterior con el objetivo de brindar señales y advertir
posibles situaciones de desabastecimiento.
El primer escenario considera las fechas de
entrada en operación de los proyectos, según la
Obligación de Energía Firme. El segundo es similar al
primero, sin tener en cuenta las Obligaciones de
Termonorte, ello por el estado en que se encuentra el
proyecto, donde aún no se ha definido ni siquiera la
tecnología de las unidades generadoras (tipo de
combustible). El tercer escenario es igual al primero,
desplazando la fecha de entrada en operación de
Ituango en 12 meses (de dic 2018 hasta dic 2019). El
cuarto y quinto escenario también toma como
referencia el primero, sin embargo, se considera un
desplazamiento de la fecha de entrada en operación
de Porvenir II y Quimbo, respectivamente.
Finalmente, el sexto escenario contempla la
combinación de las alternativas 2, 3, 4 y 5.
Gráfica 10: ENFICC verificada y OEF vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Las gráficas 10, 11, 12, 13, 14 y 15 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. De ellas
se puede observar que solamente el escenario 3, es
decir un atraso de 12 meses en la entrada de
operación de Ituango, puede comprometer la atención
de la demanda a partir del mes de marzo del año
2022. Es claro que considerando la alternativa crítica
se presenta el mismo comportamiento, con el
agravante que el déficit sería mayor.
Gráfica 11: ENFICC verificada y OEF (Sin termonorte) vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 12: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Ituango 12 meses) vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO
COLOMBIANO – FEBREO DE 2014
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 13: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Porvenir II 12 meses vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 14: ENFICC verificada y OEF (Atraso de Quimbo 12 meses vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
Gráfica 15: ENFICC verificada y OEF (Escenario crítico) vs Proyecciones de demanda
Fuente de datos: Sistema de información de XM y UPME
Fuente de gráfica: UPME
5. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES
El sistema eléctrico colombiano cuenta con
interconexiones que le permiten realizar intercambios
de electricidad con Ecuador y Venezuela.
En la Tabla 7 se presenta un resumen de las
operaciones de intercambio durante el mes de
febrero. Allí se puede observar que los intercambios
de electricidad se concentraron en exportaciones
hacia Ecuador, conservando la tendencia de los
últimos meses.
Tabla 7: Intercambios internacionales de electricidad
Exportaciones 81.5
Colombia - Ecuador Importaciones 0.0
Neto 81.5
Exportaciones 0.1
Colombia - Venezuela Importaciones 0.0
Neto 0.1
Fuente de datos: Sistema de información de XM Fuente de tabla: UPME
Ecuador: En el mes de febrero los intercambios
de electricidad con Ecuador fueron únicamente
exportaciones, las cuales alcanzaron un valor de 81.5
GWh. Este intercambio fue cerca del 44% menor
respecto al mes de enero de 2014. A pesar de esto se
ubicó por encima del promedio de los dos últimos
años (ver Gráfica 16).
En el registro histórico se encuentra que los
intercambios con Ecuador han alcanzado picos de
exportación que superan los 180 GWh–mes.
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO
COLOMBIANO – FEBREO DE 2014
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 16: Interconexión con Ecuador
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Venezuela: En relación con los intercambios con
este país, se observa en la Gráfica 17 que no hay
registros representativos en los últimos 3 meses.
Gráfica 17: Interconexión con Venezuela
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
6. PRECIO DE ELECTRICIDAD.
La Gráfica 17 ilustra el registro del precio de
bolsa promedio, el precio promedio de contratos y el
precio de escasez de los últimos 2 años.
En el mes de febrero, el precio promedio de
contratos se mantuvo estable, con un valor promedio
mensual de 127.25 COP/kWh, el cual se incrementó
en tan solo 1.18 COP/kWh respecto al mes
inmediatamente anterior. Adicionalmente, este valor
fue menor que el precio de bolsa durante todo el mes.
Gráfica 17: Precio Bolsa Vs Precio de Contratos
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Asimismo, se observa un comportamiento
relativamente estable del precio de bolsa promedio, el
cual se ubicó entre un máximo de 210.77 COP/kWh y
un mínimo de 154.84 COP/kWh, con un promedio de
185.56 COP/kWh.
Según la Gráfica 17, el precio de escasez se
incrementó en 22.44 COP/kWh respecto al mes de
enero, ubicándose en 472.04 COP/kWh.
Por otro lado la Grafica 18 muestra la evolución
del precio promedio de contratos regulados y no
regulados. En este caso se observa un
comportamiento estable con medias de 137.08
COP/kWh y 101.45 COP/kWh, respectivamente,
durante los últimos 24 meses.
Al comparar el precio promedio de bolsa con los
precios promedio de contratos regulados y no
regulados, se observa que este los supera desde el
mes de agosto de 2012, con excepción en los meses
de marzo y mayo de 2013.
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Precio de Bolsa Promedio Precio de Escasez Precio Promedio de Contratos
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INFORME MENSUAL DE VARIABLES DE GENERACIÓN Y DEL MERCADO ELÉCTRICO
COLOMBIANO – FEBREO DE 2014
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
Grafica 18: Precio de bolsa Vs Precio de contratos
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
Finalmente, la Grafica 19 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 19: Precio de bolsa Vs Volumen útil
Fuente de datos: Sistema de información de XM
Fuente de gráfica: UPME
En la gráfica se encuentra que desde mediados
de diciembre se ha presentado un descenso en el
volumen útil diario de los embalses. Asimismo, desde
mediados de enero hasta la segunda semana de
febrero, se presentó un repunte en los precios de
bolsa, sin embargo, desde entonces este precio ha
tenido un comportamiento a la baja, lo cual coincide
con las proyecciones de aumento en las
precipitaciones para los meses de marzo y abril.
REFERENCIAS
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios
Ambientales (IDEAM), Pronósticos y Alertas.
Disponible en:
<http://www.pronosticosyalertas.gov.co/jsp/895>.
Consultado: Marzo de 2014.
Unidad de Planeación Minero Energética
(UPME) y Academia Colombiana de Ciencias
Exactas, Físicas y Naturales (ACCEFYN),
FACTORES DE EMISIÓN DE LOS
COMBUSTIBLES COLOMBIANOS. Disponible
en: <http://www.siame.gov.co/>, herramienta
para descargar en
http://www.siame.gov.co/Portals/0/FECOCupme.
xls Consultado: Marzo de 2014
XM S.A. E.S.P, Informe Ejecutivo (versión
liquidación TXR) Febrero de 2014, disponible
en:
<http://www.xm.com.co/Pages/Informes.aspx>.
Consultado: Marzo de 2014
XM S.A. E.S.P, Sistema de información.
Consultado: Marzo de 2014
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Bolsa Promedio Aritmetico Promedio de Contratos
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Precio de Bolsa Promedio Volumen util diario